BASE Curso elemental de diseño de tuberías industriales volumen 3

Este libro en forma digital le fue autorizado su uso al sr Benjamín Serratos Monroy solo como una unidad; no se le autoriza su reproducción sin autorización escrita previa.

Curso elemental de diseño de tuberías industriales Fundamentos y su aplicación en ingeniería Volumen 3

Benjamín Serratos Monroy

1


Volumen 3 9

Instrumentación.

6

9.1.

Panorama general de instrumentos.

7

9.1.1

Medición de variables específicas.

9

A. B. C. D. E. F. G. H. I. J.

Desplazamiento lineal o angular. Grosor. Proximidad. Distancia. Posición, localización y altitud. Área y volumen. Oscilación e inclinación. Velocidad y rapidez. Acústicas. Radiación.

9 10 10 11 11 12 13 14 14 15

9.1.2

Mediciones de tiempo y frecuencia.

16

A. B.

Medición de tiempo. Medición de frecuencia.

16 16

9.1.3

Medición de variables mecánicas de sólidos.

16

A. B. C. D. E. F.

Medición de masa y peso. Medición de densidad. Medición de deformación. Medición de fuerza. Medición de torque y potencia. Medición de sensación táctil.

16 17 17 17 18 19

9.1.4

Medición de variables mecánicas de fluidos.

20

A. B.

Medición de presión, vacío y ultrasonido. Medición acústica.

20 21 2


C.

D.

E. F. G.

H.

Medición de flujo. 1. Flujometro de presión diferencial. 2. Flujometro de área variable. 3. Flujometro de desplazamiento positivo. 4. Flujometro de turbina o paletas. 5. Flujometro de impulsor o rodete. 6. Flujometro electromagnético. 7. Flujometro ultrasónico. 8. Flujometro de vórtice. 9. Flujometro de sensor de flujo térmico. 10. Flujometro de efecto Corioli. 11. Flujometro de fuerza de arrastre. Medición de velocidad puntual. 1. Anemómetro pitot. 2. Anemómetro térmico. 3. Anemómetro laser. Medición de viscosidad. Medición de tensión superficial. Medición de variables térmicas. 1. Medición de temperatura: a) Termómetro bimaterial. b) Termómetro resistivo. c) Termómetro de termistor. d) Termómetro termocople. e) Termómetro de unión de semiconductores. f) Termómetro infrarrojo. g) Termómetro de líquido en vidrio. h) Termómetro manométrico. i) Termómetro indicador de temperatura. j) Termómetro fibra óptica. 2. Medición de conductividad térmica. 3. Medición de flujo de calor. 4. Medición de imagen térmica. 5. Medición de calorimetría. Medición de variables electromagnéticas. 1. Voltaje o potencial eléctrico. 2. Amperaje o intensidad eléctrica. 3. Wattaje o potencia eléctrica. 4. Factor de potencia.

22 22 23 23 23 24 24 25 26 27 28 29 29 29 30 31 32 34 35 35 35 36 37 37 38 38 38 39 39 40 40 41 42 42 44 44 44 45 45 3


I. Medición de variables ópticas. 1. Colorimetría. 2. Polarización. 3. Turbidez. J. Medición de radiación. K. Medición de variables químicas. 1. Medición de composición electroquímica. 2. Medición de composición cromatografica. 3. Medición de pH. 4. Medición de humedad y niebla. 5. Medición del medio ambiente ( Metereoligica, polución, calidad de agua ) L. Procesamiento de la señal de instrumentación. 1. Amplificadores y acondicionadores de señal. 2. Modulación. 3. Filtros.

46 46 46 47 47 48 48 49 50 50 51 52 52 52 52

9.2. 9.3. 9.4. 9.5

Instrumentos de control. Centros de control. Requerimientos adicionales de servicios de apoyo a un instrumento. Planos principales para instrumentación. 1. Planos de apoyo 2. Planos constructivos 3. Planos y detalles de taller.

53 53 58 58 58 59 62

10

Lista de materiales.

73

10.1. 10.2. 10.3 10.4.

Códigos y estándares usuales. Correspondencia de estándares Americanos y europeos. Formas de especificación. Formas de revisión.

73 73 78 82

11

Flexibilidad.

11.1 Expansión térmica. 11.2. Elementos de restricción. 11.3. Nomografías de fuerzas y esfuerzos. 1. Módulo de Young. 2. Fuerzas térmicas en anclajes. 3. Usando el nomograma de fuerzas.

87 89 99 101 101 102 4


4. Movimientos de anclaje. 11.4 Estudio de tuberías sobre el puente de tuberías. 11.5 Balance de localización de fricción. 11.6 Cabezales de quemadores en puente de tuberías. 11.7 Espaciado de soportes que conducen tuberías. 11.8 Calculo de cargas muertas. 11.10 Equipos conectados a tuberías sujetas a esfuerzos. 11.11 Responsabilidades del diseñador de tuberías de esfuerzos. 11.12. Información miscelánea de diseño.

111 121 122 123 126 137 152 153

ANEXOS:

162

Anexo C-1 Anexo C-2 Anexo C-3 Anexo C-4 Anexo C-5 Anexo C-6 Anexo C-7 Anexo C-8 Anexo C-9 Anexo C-10 Anexo C-11 Anexo C-12 Anexo C-13

Referencias de asociaciones americanas (USA). Propiedades mecánicas de tuberías. Expansión térmica lineal de metales. Localización de intercambiadores de calor y tuberías. Espaciado permisible de tuberías entre soportes. Procedimiento de boceteo para el análisis de flexibilidad. Información contenida en boceto de flexibilidad. Sugerencias y ayudas para la localizacíon de equipos rotatorios. Arreglo típico de equipos en una unidad de producción. Espaciado permisible de tuberías entre soportes. Arreglo de enfriadores de aire de tiro forzado e inducido. Principios de diseño para localización de turbinas de vapor y Bombas reciprocantes. Estándares de ingeniería para análisis de flexibilidad.

5

163 172 181 187 198 202 205 210 220 226 228 241 250


Prefacio. El objetivo de este libro es presentar la información mínima para los dibujantes, diseñadores e ingenieros, que trabajen en actividades relacionadas con el diseño y dibujo de tuberías industriales.

Benjamín Serratos

México, D.F. Diciembre 2012

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9

Instrumentación

Instrumentación en si son los sistemas de control de procesos industriales, la cual es una especialidad muy extensa y complicada que no es tema de este libro El propósito de hablar de instrumentación en este libro, es la intención de presentar un panorama resumido, solo para saber lo necesario para un funcionamiento adecuado de los instrumentos en las tuberías de procesos industriales. También es importante resaltar que existen sistemas auxiliares que apoyan en el funcionamiento adecuado de una planta industrial, como son: Sistemas de comunicación de de voz, imagen y datos, como son: teléfono, fax, internet y computadoras.

Sistemas de seguridad: imagen, sensores y alarmas de peligro, y sistemas contra incendio.

Sistemas automatizados de aire acondicionado y de extracción de gases tóxicos.

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Para todos estos sistemas deberá ser conducida su señal y procesada en centros de control centrales o independientes. En ningún momento deberá ser olvidada, subvalorada u omitida su utilidad.

9.1.

Panorama general de instrumentos.

Para mi muy personal punto de vista, un instrumento es un artificio (equipo) que por medio de un sensor (elemento), recibe y transforma una variable física de interés, en una señal apropiada para su indicación, trasmisión, registro y control; todas estas solicitudes pueden ser requeridas para su revisión de manera local, zonal o en los centros de control de proceso. Para que todas estas señales puedan ser de utilidad deben ser al final proporcionadas en un sistema estándar de unidades. Estándares de medición son aquellos objetos, artefactos, procedimientos, instrumentos, sistemas, protocolos o procesos que se usan para definir o realizar una unidad de medición. Existen patrones (referencias oficiales) que se toman como base, para revisar que los instrumentos estén proporcionando las mediciones reales del sistema; los instrumentos se deben retirar o sustituir cada cierto tiempo, y ser revisados en un banco de prueba, con respecto a patrones, a este proceso se le llama calibración: esto conlleva a que los instrumentos deben estar accesibles para su mantenimiento. La ciencia que estudia el control de los sistemas de medición, es la Metrología; La metrología debe ser tomada muy en cuenta, para respetar y verificar las referencias legales de los patrones de medición, de cada una de las normas oficiales del país. También se debe tomar en consideración la telemetría de las señales para proteger su cambio de fuerza o distorsión del punto de medición al de proceso de la señal. Es importante reconocer desde un principio las características del elemento de medición de un instrumento, así como su modo de operación; su comportamiento en posiciones estáticas y dinámicas, así como su exactitud de medición de acuerdo a las condiciones del medio ambiente. El diagrama de la figura 9.1. ilustra las interrelaciones de los diferentes sistemas de estándares a través del mundo. Se da una mas detallada visión del sistema de estándares de USA, debido a su preponderancia industrial, y su correspondencia con el sistema internacional de medidas. Pero no hay que olvidar, que cada una de las naciones cuenta con sus sistemas de normas legales, y que estas no pueden ser omitidas ya que son parte de la soberanía nacional.

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Estructura USA

Organización tratado internacional

PRESIDENTE USA

SENADO USA

DEPARTAMENTO DE COMERCIO USA OFICINA DE PESAS Y MEDIDAS AUTORIDADES ESTATALES DE PESAS Y MEDIDAS

JURISDICCION ESTATAL

MEDIDAS EN REGISTROS Y COMERCIO

REFERENCIA ESTANDARES NACIONALES

TRATADO DEL METRO NACIONALES CIPM COMITÉ INTERNACIONAL PARA PESAS Y MEDIDAS

INSTITUTO NACIONAL DE ESTANDARES Y TECNOLOGIA

ESTANDARES NACIONALES

Estructuras nacionales

COMITE CONSULTIVO OTROS

COMITE CONSULTIVO OTROS

LABORATORIO ESTANDARES EN TRABAJO

INSTRUMENTOS, SENSORES,ETC

LABORATORIOS NACIONALES COMITE CONSULTIVO TEMPERATURA

ESTANDARES EN TRABAJO

PROCESOS DE PRODUCTO

MINISTERIO NACIONAL

COMITE CONSULTIVO ELECTRICIDAD

ESTANDARES EN TRABAJO

ESTANDARES INTERLABORATORIO

NACION SOBERANA

INTERLABORATORIO INTERNACIONAL DE ESTANDARES

BURO INTERNACIONAL DE PESAS Y MEDIDAS

figura 9.1. Interrelaciones de los diferentes sistemas de estándares a través del mundo.

9


9.1.1

Medición de variables especificas.

En este momento podría caer en el simplismo de enfocarme solamente en las variables comunes de los procesos químicos como son: presión, temperatura y flujo, quizá viscosidad, densidad, etc; mi idea es extender el punto de vista y dar una rápida mirada sobre los diferentes grupos de instrumentos, las variables físicas y químicas que detecta y que operación realiza con ellas. A continuación presento los diferentes grupos de instrumentos. A. Desplazamiento lineal o angular. Estos instrumentos se pueden clasificar según sus sensores de desplazamiento en: resistivo, inductivo, capacitivo, piezoeléctrico, de interferómetro laser, medición de agujero, magnético, etc.

Proveedores: Compañía Tipo Data Instruments Linear-motion, rotary Movimiento lineal, rotatorio 100 Discovery Way Acton, MA 01720-3648 Tel: (800) 333-3282, (978) 264-9550 Fax: (978) 263-0630 www.datainstruments.com 10


Honeywell Dept 722 11 W. Spring Street Freeport, IL 61032

Tel: (800) 537-6945

Fax: (815) 235-5988

B. Grosor. La medición de grosor se puede realizar usando deferentes escala. Así mismo esta medición se puede realizar por medio de una gran diversidad de métodos, de los cuales el medidor por ultrasonido de grosor de paredes solo uno de ellos.

C. Proximidad. El termino proximidad tiene que ver más con posición, de un cuerpo con respecto a otros. Convencionalmente los sensores de proximidad deben ser capaces de medir distancias de hasta 50 mm y ± 30ª de orientación.

11


D. Distancia. Existe un amplio rango de solicitudes de medición que van desde las medidas interatómicas hasta las intergalácticas.

Proveedores: Clase Medicion (contacto)

Modelo patente Principio MicroScribe-3DX Brazo instrumentado

Dispositivo 50 in. Volumen trabajo esférico, 0.3 mm exactitud

Medición(sin contacto)

LASERVISION

TOF, laser

50 m de rango, 4.9 mm accuracy @ZIRCON Corp., 15 m, nivel integrado electronico (408) 866-8600

Rango-imagen (scan lineal)

HYSCAN Laser

Active triangulation

40 mm fondo de campo, 70 m anchura, 0.025 mm exactutud,

E. Posición, localización y altitud.

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Contact Immersion Corp. (408) 467-1900, [email protected]

Hymarc Ltd., (613) 727-1584, [email protected]


Proveedores: Sistema Navigation Accuracy Measurement System (NAMS) DAMS height monitoring unit SSR and quadrilateration technique

Compañia/Instituto Electronic Navigation Research Institute Ministry of Transport 6-38-1 Shinkawa, Mitaka Tokyo, 181, Japan Tel: +81 422 413171 Fax: 81-422-413176 National Aerospace Laboratory NLR Anthony Fokkerweg 2 1059 CM Amsterdam The Netherlands Tel: +31 (0)20 511 3113 Fax: +31 (0)20 511 3210 GEC-Marconi Electronics Ltd. Marconi Research Laboratories West Hanningfield Road Great Baddow, Chelmsford Essex, England

F. Área y volumen. Proveedores; Gebruder Haff Gmbh Tiroler Strasse 5 D-87459 Pfronten Germany Tel: 49-8363-9122-0

Lasico Inc. 2451 Riverside Drive Los Angeles, CA 90039 Tel: (213) 662-2128

Altek Corporation 12210 Plum Orchard St. Silver Spring, MD 20904 Tel: (301) 572-2555

Figura 9.1.1.f Técnicas de medición de volumen, aplicaciones, y equipo para diferentes aplicaciones. 13


Proveedores de equipos para técnicas de medición de volumen Technique

Application

Companies

Products

Spirometry

Lung volume

Nellcor Puritan Bennett Morgan Science Spirometrics CDX Corporation Morgan Science ACI Medical Inc. Equilibrated Biosystems Inc. Melville Abbott Critical Care System Baxter American Edwards Laboratories Parks Medical Electronics Ambulatory monitoring systems Vitalog RJL systems Detroit Codman and Shurtleff Inc. Randolp Electrodiagnostic Instrument Inc Burbank SensorMedics BV

Renaissance

Whole-body plethysmography

Lung volume

Gas-dilution

Lung volume

Thermodilution

Heart

Strain-gage plethysmography Impedance plethysmography

Cardiac output Perfusion studies

Inductive plethysmograph

Lung volume

Radionuclide imaging

Heart, peripheral Organs

Schering

G. Oscilación e inclinación.

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Price (U.S.$)

Spiro 110S 25,000

RespiTrace plus SomnoStar PT 15,000


Proveedores para oscilación e inclinación: Applied Geomechanics Inc. 1336 Brommer Street Santa Cruz, CA 95062

Auckland Nuclear Accessory Company Ltd. P.O. Box 16066 Auckland, 3. New Zealand

Eastman Whipstock GmbH Gutenbergstrasse 3 3005 Hannover-Westerfeld West Germany

Geotechnical Instruments Ltd. Station House, Old Warwich Road Leamington Spa, Warwickshire CV31 3HR England

Huggenberger AG Holstrasse 176 CH-8040 Zürich Switzerland

IRAD GAGE Etna Road Lebanon, NH 03766

H. Velocidad y rapidez. La velocidad lineal de una partícula está definida como la dimensión del cambio de posición de esta, con respecto al diferencial de tiempoLa velocidad angular o rotacional es el cambio de Angulo de giro de la partícula con respecto al diferencial de tiempo.

Radar para velocidad

Anemómetro

I. Acústicas. De acuerdo a la ecuación de ondas, el campo completo acústico puede en principio ser descrito solo por las diferencias puntuales de presión en los gases, líquidos y sólidos. Esto significa que cuando se revisa una medición acústica frecuentemente se mide el espectro de diferenciales de presión.

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REJILLA PROTECCION DIAFRAGMA

TRASPLACA CARCASA

AISLADOR

J. Radiación.

16


9.1.2

Mediciones de tiempo y frecuencia. A. Medición de tiempo.

B. Medición de frecuencia.

9.1.3

Medición de variables mecánicas de sólidos. A. Medición de masa y peso.

17


B. Medición de densidad.

C. Medición de deformación.

D. Medición de fuerza.

18


E. Medición de torque y potencia. EQUIPO MOVIDO POR EL MOTOR

APARATO MOTOR

TORQUE RESISTENTE

TORQUE DEL MOTOR

REGION DE TRASMISION

Fig 9.1.3.e.

SENSOR VELOCIDAD

Arreglo esquemático de aparatos usados para la medición de torque y potencia

ESCOBILLAS

RUEDAS DENTADAS

AL CIRCUITO EXTERNO

MEDIDOR TENSION

SECCION TORSION

AISLADOR ANILLOS DESLIZANTES

RESALTE O RANURA HELICE

RECOLECTORES SERPENTIN DE BOBINA

PARED DOMINANTE

FLUJO LINEAS MAGNETICAS

ESPIRAS SENSORAS Y DE EXCITACION

ANILLO POLARIZADO

SENSOR DE CAMPO

La figura 9.1.3.e. muestra cuatro técnicas usadas actualmente para medición de torque trasmitido. a) El esfuerzo de torsión en la flecha altera la resistencia eléctrica para los cuatro sensores de esfuerzo ( dos no se ven ) conectados a el puente del circuito de Wheatstone. En el dibujo mostrado, las conexiones eléctricas están hechas para el puente a través de los anillos deslizantes y las escobillas. 19


b) El torcimiento de la sección de torsión causa un desplazamiento angular de las superficies de las caras de las ruedas dentadas; esto crea una diferencia de fase en las señales de los dos recolectores. c) Las permeabilidades de las dos secciones ranuradas de la flecha cambian inversamente con los esfuerzos de torsión; esto es captado como una diferencia en los voltajes de salida de las dos espiras sensoras. d) Los esfuerzos de torsión causan que las inicialmente magnetizaciones circunferenciales en el anillo (flechas solidas) se inclinen (flechas punteadas); estas magnetizaciones helicoidales causan que polos magnéticos aparezcan en la pared dominante y en la terminal del anillo, el campo magnético resultante es sentido por el sensor de campo. F.

Medición de sensación táctil.

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9.1.4 A.

Medición de variables mecánicas de fluidos. Medición de presión, vacío y ultrasonido.

Figura 9.1.4.a. Elementos sensores de presión: (a) diafragma plano, (b) diafragma corrugado, (c) capsula, (d) acordeón, (e) tubo recto, (f) tubo Bourdon perfil “C”, (g) tubo Bourdon enroscado, (h) tubo Bourdon helicoidal, (i) tubo Bourdon espiral.

21


B.

Medición acústica. Es muy importante actualmente por razones de seguridad e higiene de trabajo la medición de los parámetros adecuados de intensidad y frecuencia de los sonidos en el área de trabajo.

Fuente de referencia Superficie medición

Puntos de medición para determinación de potencia de sonido

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C.

Medición de flujo: 1. Flujometro de presión diferencial. Tipo brida de orificio. PLACA ORIFICIO SENSOR PRESION (PARA COMPENSACION)

SENSOR TEMP P/COMP LINEAS MEDIC

CELDAS PRESION DIFERENCIAL

COMPU DE FLUJO

LECTURA LOCAL

Tipo Tobera.

Tipo Venturi.

CONEX CORRIENTE ARRIBA CONEX CORRIENTE ABAJO

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2. Flujometro de área variable.

Tal y como el flujo se incrementa el área alrededor del flotador se debe incrementar

Es importante resaltar que este instrumento solo se puede colocar en la vertical y con el flujo de abajo hacia arriba. 3. Flujometro de desplazamiento positivo.

4. Flujometro de turbina o paletas.

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5. Flujometro de impulsor o rodete.

6. Flujometro electro magnético. Bobina de excitación

Corriente de Eddy causada por cambios en el campo magnético Electrodo A

Electrodo B Campo magnético variable

Fluido Compensación

Plano eje serpentín

25

plano eje electrodo


7. Flujometro ultrasónico. FLUJOMETRO DOPPLER SEÑAL TRASMITIDA

ZONA DE REFLEXION EN REGION DE VELOCIDAD ESTABLE

TRASMISOR

Vf Perfil flujo

Receptor

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FLUJO

TIPO DE DISTORSION

ENTRADA

SALIDA

REDUCCION CONCENTRICA

CODO O TE RAMAL

2 CODOS 90ª EN UN PLANO

2 CODOS 90ª EN DOS PLANOS

VALVULA DESLIZANTE PARCIALMENTE ABIERTA

BOMBA

Figura C.7. Distancia mínima corriente arriba y abajo en diámetros de tuberías . 8. Flujometro de vórtice.

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9. Flujometro de sensor de flujo térmico.

Manufactureros aproximado

Manufactureros de sensores de flujo masa térmicos. Datos

Kobold Instruments Inc. 1 801 Parkway view Drive

Tipo calorimétrico: Serie MAS, aire, rango mínimo 0-10 ml, rango máximo 0-40 ml, temp max 50 ˚, presión maxima 10 bar, exactitud ± 2 %

Honeywell Microswitch, Freeport, il.

Tipo calorimétrico, gases, rango 0- 1 000 ml/min, presión máxima 1.75 bar

Precio

850 USD

10. Flujometro de efecto Corioli. METODO DE MEDICION. Si una corriente de líquido corre en un tubo oscilante, la fase elevadora de esta oscilación depende sobre la fuerza de Corioli y en consecuencia del flujo másico de la corriente del liquido.

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BURBUJAS GAS

A causa de que los medidores de flujo tipo Corioli se optimizan para una determinacion precisa de la fase de levante, ellos tiene pobre rendimiento para la medicion de la frecuencia de oscilacion, la cual es requerida para una medicion precisa de la densidad. Eso es la causa por la cual las mediciones de concentracion y densidad solo permiten precisiones del ±5% al 10± de la escala completa con estos instrumentos. La medición de concentración con esta tecnología tiene sus desventajas:  Alta sensibilidad para burbujas de gas y sedimentos.  En la mayoría de los casos los instrumentos tiene compensación de temperatura en el aparato, pero no para el cálculo de densidad.  Instalación difícil, especialmente para tuberías de diámetro grande.  Perdidas de presión altas a causa de su diámetro interno reducido de tubo.

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11. Flujometro de fuerza de arrastre.

SENSOR FUERZA O ESFUERZO

DIRECCION FLUJO

DIRECCION FLUJO OBJETIVO

D.

Medición de velocidad puntual. 1. Anemómetro pitot.

HOYOS ESTATICOS

CONEXION ESTATICA

CONEXIÓN IMPACTO

Vendedores manufactureros de anemómetros Pitot. 30

HOYO IMPACTO

DIRECCION DE FLUJO


Dwyer Instruments Inc

PO Box 573 Michigan City, IN 46361

Tel(219)879-8000

Pitot tubos estáticos y tipo “S”

Rosemount Aerospace

14300 Judicial Rd Burnsville MN

Tel(612)892-4300

Sensores flujo angular

Scientific Engineering para Instruments Inc

1275 Kleppe Lane, Suite 14 S

Tel(702)358-0937

Sistema hibrido STACKWATCH

Sparks NV 994-6499

Fax(702)358-0956

medición en ductos y chimeneas

2.

Anemómetro térmico. MANUFACTUREROS DE ANEMOMETROS TERMICOS

31


3.

Anemómetro laser.

FLUJO CON PARTICULAS SEMBRADAS

INTENSIDAD DE SEÑAL PROCESADOR SEÑAL df CONOCIDO

dt ( MEDIDO ) DETECTOR TIEMPO

CELDA EMISORA

MEDICION DE VOLUMEN

LUZ DISPERSA POSTERIOR

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E.

Medición de viscosidad. Clasificación de viscosímetros y sus características básicas

Tipo flujo de arrastre: Se determina el flujo por el movimiento del perfil o superficie del instrumento usando una fuerza externa o la gravedad TIPO / GEOMETRIA CARACTERIZTICAS BASICAS /COMENTARIOS Cilindros rotantes concéntricos ( Couette ) Bueno para baja viscosidad, porcentajes altos de corte; para R2/R1≈ 1; duro para fluidos limpios espesos. Cono Rotante y placa Cortante homogénea, el mejor para fluidos no-newtonianos y esfuerzos normales, necesita buen alineamiento, problemas al cargar y la evaporación. Discos paralelos rotantes Similar al anterior, pero con cortante no-homogénea, la cortante varia con la altura de separación, fácil de cargar la muestra. Placas paralelas deslizantes Cortante homogénea, diseño simple, bueno para viscosidades altas; difícil de cargar muestra y controlar la separación. Cuerpo cayendo ( Bala o cilindro ) Muy simple, bueno para temperaturas y presión altas; necesita densidad y sensores especiales para fluidos opacos, no bueno para fluidos visco-elásticos Burbuja ascendente Similar al anterior; para fluidos transparentes. Cuerpo oscilante Necesita la constante del instrumento, bueno para metales líquidos de baja viscosidad. Tipo flujo a presión: Se determina el flujo por el movimiento del fluido por la geometría del instrumento usando una fuerza externa o la gravedad. TIPO / GEOMETRIA CARACTERIZTICAS BASICAS /COMENTARIOS Capilaridad larga ( Flujo Poiseville ) Simple, rango y cortantes muy altas, pero cortantes muy-nohomogéneas, malo por la dependencia y alto consumo de tiempo. Copa / Orificio ( Capilaridad corta ) Muy simple, realizable, pero no para viscosidad absoluta y fluidos nonewtonianos Hendidura ( Placas paralelas ) flujo a presión Similar al de capilaridad pero difícil de limpiar. Flujo a presión de ánulos axiales Similar al de capilaridad, mejor uniformidad de corte pero mas complejo, problemas de excentricidad y difícil de limpiar. Otros / Misceláneos TIPO / GEOMETRIA CARACTERIZTICAS BASICAS /COMENTARIOS Ultrasónico Bueno para fluidos de alta viscosidad, volumen de muestras pequeño; da datos de cortantes, volumen de viscosidad y propiedades elásticas; problemas con el acabado de superficie y alineamiento, complicada reducción de datos.

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DIFERENTES CAUSAS DE ERRORES EN VISCOSIMETROS Error / Efecto Causa / Comentario Final / Efecto orilla. Perdidas de energía cinética. Flujo secundario. Geometría No-ideal. Porcentaje de corte no-uniforme. Variación de temperatura y calentamiento viscoso. Turbulencia. Tensión superficial. Efectos elásticos. Efectos misceláneos.

Perdidas de energía en la entrada y salida en la geometría de la prueba principal. Perdidas de presión para la energía cinética. Perdidas de energía debido a flujos secundarios, vórtices, etc; se incrementa con el numero de Reynolds Desviaciones del perfil, alineamiento y acabado ideal. Importante para fluidos no-newtonianos. La variación en la temperatura, en tiempo y espacio, influencia la viscosidad medida. Turbulencia local y/o parcial se desarrolla frecuentemente en números de Reynolds bajos. Diferencia en tensiones inter-fase. Efectos elásticos en la estructura y el fluido. Depende del espécimen de prueba, fractura de derretimiento, tixotropia y reopexia.

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MANUFACTUREROS DE VISCOSIMETROS

F.

Medición de tensión superficial.

Si un tubo capilar de vidrio es puesto en contacto con la superficie de un liquido, y si el liquido moja el vidrio con un ángulo de contacto de 90˚, entonces el liquido tira hacia arriba en el tubo como se muestra en la figura a continuación.

Geometrías para el método: a) Elevación capilar, b) Placa Wilhelmy, c) Anillo du Notty, d) Presión de burbuja máxima. La tension superficial es directamente proporcional a la altura de ascension, h , de el liquido en el tubo, en relacion con la superficie plana del liquido en el contenedor mas grande. 35


INSTRUMENTOS ASEQUIBLES COMERCIALMENTE Metodo

Tipo de instrumento

Levante en capilar. Placa Wilhelmy/anillo du Notty. Placa Wilhelmy/anillo du Notty. Placa Wilhelmy/anillo du Notty.

Manual. Manual, balance mecanico. Manual, electrobalance. Automatico, electrobalance. Automatico. Manual. Automatico. Manual.

Presion de burbuja maxima Caida Pendulo / sesil. Caida Pendulo / sesil. Caida de trompo.

G.

Manufacturero / Modelo

Precio USD

Fisher CSC, Fisher, Kahl KSV, Lauda, NIMA Cahn, Krüs, KSV, NIMA.

$ $ $ $

79 2000 - $ 4000 4000 - $ 11000 9000 - $ 24000

Krüss, Lauda, Sensa Dyne Krüss, Rame-Hart ADSA, AST, FTA, Krüss, Rame-Hart, Temco Krüss

$ 5000 - $ 23000 $ 7000 - $ 10000 $ 10000 -$ 21000 $ 20100

Medición de variables térmicas. 1. Medición de temperatura: a) Termómetro bimaterial.

Terminal libre Elemento enredado espiral

Flecha rotatoria

Terminal fija

Terminal libre conectado a flecha indicadora Terminal fija

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b) Termómetro resistivo. Alambres externos flexibles Vaina de acero inoxidable

Accesorio transicion

Sello a prueba humedad

Aisladores de cerámica

Elemento rugoso Material conservante de cerámica

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c) Termómetro de termistor.

d) Termómetro termocople.

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e) Termómetro de unión de semiconductores.

f) Termómetro infrarrojo.

g) Termómetro de líquido en vidrio.

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h) Termómetro manométrico.

i) Termómetro indicador de temperatura.

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j) Termómetro fibra óptica.

2.

Medición de conductividad térmica.

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COMPAÑIAS QUE HACEN INSTRUMENTOS DE CONDUCTIVIDAD TERMICA Tipo Rango de temperatura Compañía Transiente de disco caliente. Analizador térmico TPS Plato paralelo guardado. Thermatest GHP – 300 TCT 426 Medidor flujo calor. Rapid-k RK – 70 Unitherm Flujo de calor radial. Orton D.C.A. Lasser Flash Thermaflash

3.

Precio aprox. USD

290 – 1 000 K

K – análisis AB

$ 30 000

290 – 1 000 K 290 – 340 K

Holometrix Inc. NETZCH

Variable $ 30 000

290 – 500 K 290 – 500 K

Holometrix Inc. ANTER

Variable $ 18 000

290 – 1 400 K

Orton

$ 50 000

290 – 1 300 K

Holometrix Inc.

Variable

Medición de flujo de calor.

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4.

Medición de imagen térmica.

PROVEEDORES DE APARATOS DE IMAGEN TERMICA Modelo Datos Descripcion

Compañia

5.

AGEMA

880 LWB

Amber

Radiancel

Cincinnati

IRRIS. 160ST

LWIR,CMT NETD = 0.07 MWIR, InSb NETD = 0.025 MWIR, InSb NETD = 0.025

Medición de calorimetría.

43

Sistema de medicion termica 175 pixeles ( 50 % MTF ) Pantalla compacta para medicion 256 x 256 pixeles, InSb Pantalla compacta 160 pixeles / linea


CONTROL DE FLUJO DE HUMEDAD, GAS O LIQUIDO CAMARA DEL MICROCALORIMETRO ISOTERMICO

PELICULA O RECUBRIMIENTO MUESTRA NANOBALANZA

TERMOPILA

MIDE EL CAMBIO DE MASA Y VISCOELASTICIDAD

MIDE EL CALOR DE ABSORCION CALOR

PROVEEDORES CALORIMETROS

44


H.

Medición de variables electromagnéticas. 1.

Voltaje o potencial eléctrico.

2.

Amperaje o intensidad eléctrica.

45


3.

Wattaje o potencia eléctrica.

5. Factor de potencia.

46


I.

Medición de variables ópticas. 1.

Colorimetría.

6. Polarización.

47


7. Turbidez.

J.

Medición de radiación.

48


CARACTERIZTICAS DE REACCIONES NUCLEARES

K.

Medición de variables químicas. 1.

Medición de composición electroquímica. Los métodos que comúnmente se utilizan para este medición son los siguientes: TECNICAS SIN FLUJO DE CORRIENTE

TECNICAS CON FLUJO DE CORRIENTE

POTENCIOMETRO

TECNICAS CON OMISIBLE CONVERSION ANALITICA

VOLTIMETRO

TECNICAS CON COMPLETA CONVERSION ANALITICA

CONDUCTIMETRO

COULOMBIMETRO

49


2.

Medición de composición cromatografica.

50


3.

Medición de pH.

4.

Medición de humedad y niebla.

VOLUMEN DE MEDICION

DETECTOR HUMEDAD

FUENTE NEUTRON MAXIMO 700 mm DETECTOR

FUENTE GAMMA

COMPENSACION DENSIDAD

UNIDAD HUMEDA D

UNIDAD DE EVALUACION

51


UNIDAD DE EVALUACION

MEDIDOR DE HUMEDAD DE SUPERFICIE

5.

VOLUMEN DE MEDICION

Medición del medio ambiente ( Metereoligica, polución, calidad de agua )

52


L.

Procesamiento de la señal de instrumentación. 1. Amplificadores y acondicionadores de señal. Las señales desde los sensores generalmente no tienen las características apropiadas para mostrar su imagen, registrarse, trasmitirse o procesarse; esta señal puede perder amplitud, potencia, nivel o ancho de banda al alejarse del sensor, o adquirir durante el trayecto ruido o interferencia que enmascare la información trasmitida. Los acondicionadores de señal incluyendo amplificadores, adaptan la señal del sensor a los requerimientos del receptor o circuito al que va a ser conectada la señal. Las señales desde los sensores pueden ser análogas o digitales. El rango dinámico para una medición, es el coeficiente entre el rango a medir y la resolución deseada. Es muy importante saber la distancia a la que se encuentra un instrumento sensor, hasta el lugar a donde se va a procesar su señal, pues puede necesitar un amplificador o acondicionador de señal. 2. Modulación. Es frecuente el caso en instrumentación, que la señal de soporte de información no esta en forma optima para su uso debido, en tales casos la señal soporte de información puede ser usada para alterar alguna característica de una segunda señal mas apropiada para su aplicación; este proceso de alterar una señal por medio de otra es conocida como modulación; la información original se llama señal base, y la señal modulada por la señal base es llamada señal conductora (carrier). La recuperación de la información original requiere de un proceso de demodulación apropiado. Los mas comunes procesos de modulación son de ( AM ) amplitud modulada y ( FM ) frecuencia modulada. 3. Filtros. Un filtro es un sistema de proceso de señal en la cual la señal de salida respuesta, difiere de la de entrada excitación; la razón de su uso es que una señal de excitación generalmente lleva una mezcla de señales, que incluyen algunas que pueden ser inútiles para el proceso y las cuales solo ocasionarían distorsión en la medición.

53


9.2

Instrumentos de control.

Las computadoras son un equipo esencial de la mayoría de sistemas de instrumentación, debido a su habilidad para supervisar la colección de datos, y permitir que esa información sea procesada, almacenada y mostrada. La mayoría de los instrumentos modernos son capaces de proveer a un usuario lejano acceso a la información medida vía una red de computación. Los principales accesorios de un sistema de instrumentación basado en computadora se muestran a continuación.

SENSORES Y CIRCUITOS DE ACONDICIONAMIENTO DE SEÑAL

DIGITALIZADOR ALMACEN DE DATOS DISCO RAM INTERFACE HUMANA-COMPUTADORA: TABLERO,RATON,IMPRESORA,PANTALLA INTERFASE DE COMUNICACION CPU UNIDAD CENTRAL DE PROCESO

9.3.

Centros de control.

El trabajo y localización de un centro de control de un instrumento o grupo de instrumentos para realizar su labor de sensar, indicar, trasmitir, registrar, controlar, etc, una variable o grupo de variables de proceso; depende desde mi punto de vista de tres niveles de actuación dependiendo solo de que nivel de interacción se requiere para el operador y el equipo de proceso, o sea del grado de sofisticación que se requiera en el control de un proceso, estos centros de control pueden ser: locales, zonales o centrales. En el caso de centros de control locales estos se encuentran sobre el equipo de proceso y sus sistemas de control están en el mismo instrumento al diseñar su colocación solo se necesita que sean manipulables y no obstruyan.

54


Cuando se habla de centros de control zonales, en muchos casos vienen en forma modular, aunque aun en ese caso se debe definir la posición de este tablero de control para su adecuada función y su probable retrasmisión de información a un control central; en la mayoría de los casos se debe definir y diseñar un tablero de control de toda una área de proceso, con las debidas previsiones de interferencia con las tuberías con los conduit de control.

55


Dependiendo de los recursos con los que se cuente para el control de una planta de fabricación industrial, lo idóneo es que toda la información de los instrumentos sea conducida a un centro de central y de esta manera se pueda controlar totalmente el proceso de fabricación. Es una excelente practica colocar estos centros de control muy cerca de los centros de control de motores.

9.3.1

El trabajo humano en los procesos de control.

Históricamente se ha ido cambiando la posición de trabajo de la persona en el proceso de fabricación, de la fabricación artesanal donde el artesano se ocupaba de todos los pasos de manufactura ( obtención de recursos, fabricación y venta ), hasta los sistemas de última generación donde se busca la mínima intervención del hombre con el objetivo de la normalización y uniformidad de fabricación. Desgraciadamente aunque esta tendencia al final proporciona productos homogéneos de la mejor calidad, nos lleva a costos de inversión inicial muy grandes, y lo que es más paradójico y perjudicial, la contratación de menos personas en un proceso de fabricación. Se está progresando del criterio de cuartos de control donde el hombre decidía las respuestas de proceso, hacia los centros de control donde los sistemas de lógica computarizada se encargan de estas decisiones.

56


A

B

A

Controles tradicionales: válvulas, Manivelas, interruptores. Generalmente Descentralizados. Instrumentos análogos, descentralizados en principio y monitoreados remotamente en un centro de control.

OPERADOR / TRABAJADOR

PROCESO

B 1er modelo de automatización.

C

Artificios de control operados por motor.

D

Artificios de información, como indicadores eléctricos.

E

Artificios de control operados digitalmente. Artificios sensibles digitalmente.

F

C

ARTIFICIOS CONTROL ANALOGO

OPERADOR / TRABAJADOR

PROCESO

D 2ª Modelo de automatizacion.

C

OPERADOR

ARTIFICIOS CONTROL ANALOGO

COMPUTADORA

PROCESO

D

3er Modelo de automatización

57


E

OPERADOR

MINI COMPUTADORA

MICRO COMPUTADORA

PROCESO

F 4ª Modelo de automatización.

Niveles de automatización y la posición de decisión del hombre.

9.3.2

Diseño de centros de control y su medio ambiente.

58


PANTALLAS DE SUPERVISION

AREA PRINCIPAL DE TRABAJO CON 3 CPU SUPERVISION DETALLE ALARMAS AREA SECUNDARIA DE TRABAJO CON DOS PANTALLAS UNA PARA ALARMAS

PIZARRON

IMPRESORA LIBRERO AREA DESCANSO

5.2.

CUARTO IMPRESION

AREA DESCANSO CAFETERIA

Requerimientos adicionales de servicios de apoyo a un instrumento.

En la práctica de la ingeniería de detalle de tuberías es apropiado constatar que los ingenieros de instrumentación y control cuenten con información al día de los siguientes planos: a) Diagrama de tuberías e instrumentación (aunque parezca obvio y redundante. b) Plano de distribución general de áreas de planta y de localización de equipos de cada una de las áreas de planta incluidas las áreas de energías y de apoyo al personal; incluidas la previsión de expansiones futuras. c) Lista de equipos y suministros tanto locales como foráneos. d) Hojas de especificaciones y dibujos relacionados de cada uno de los equipos y suministros, así como manuales de recomendaciones de ingeniería.

Planos principales para instrumentación: El objetivo principal de estos planos es proporcionar la información necesaria y suficiente para la colocación de instrumentos de control de una planta química, algunos de ellos no los consideran en las etapas tempranas los instrumentistas; cuando pueden ser tomados en cuenta por los demás equipos interdisciplinarios, con resultados aberrantes y modificaciones costosas. Por obvias razones clasificaré los planos como: 1

Planos de apoyo necesario. a) Arquitectónicos.- Todos los instrumentos deben ser accesibles tanto para operación como para su mantenimiento. 59


b) Civiles.- Algunos instrumentos pueden requerir bases de apoyo. c) Estructurales.- No es raro que instrumentos requieran de plataformas y barandales para su operación, así como estructuras o casetas para la vibración y protección. d) Drenajes.- Algunas veces se tienen que purgar o tienen un dren continuo. e) Planos eléctricos.- Se debe definir los detalles de suministro eléctrico tanto central como local. f) Planos de ventilación y aire acondicionado.- Ciertos instrumentos requerirán de condiciones de ventilación y acondicionamiento de aire. g) Plano de suministro de aire de instrumentación.- Es sumamente importante proporcionar un suministro suficiente en volumen y presión, así como libre de condensados y de aceite. 2 Planos constructivos. a) Plano de distribución general de instrumentos y tableros de apoyo. b)

c) Localización general de ruta de charolas y trincheras. En este tipo de documentos de localización se debe mostrar la ruta completa de charolas y trincheras donde van a descansar los cables y líneas de señal neumáticas de instrumentación, así como se interconectan los cuartos de control con los instrumentos y las cajas de conexiones. 60


El plano de la charolas debe mostrar la ruta, elevaciones, tipo y tamaño de cavles o ductos de señal neumatica, y los necesarios detalles para cosntruccion.

61


c)

Localización de instrumentos en planta.

d) Localización de tableros de control y conexión. En este tipo de dibujo se muestran los instrumentos como están colocados en las tuberías y con respecto a las cajas de conexión y control.

62


3. Planos y detalles de taller. a)

Diagramas de circuitos de control.

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b) Típicos de construcción neumáticos.

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c)

Típicos de construcción de proceso.

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68


d) Diagramas con calibre y tipo de cable. e)

f)

Diagramas de alambrado.

69


g) Listas de materiales de instrumentación.

70


71


72


73


10 Lista de materiales. Una muy importante etapa en un proyecto es la redacción de la lista de materiales de tuberías, accesorios y válvulas, para su adquisición y revisión previa a la construcción. Resulta obvio pensar que el ingeniero de tuberías selecciono adecuadamente los materiales, de acuerdo a la experiencia del cliente, o su conocimiento experimentado sobre el tema. Con la actual relación internacional de comercio entre los diferentes países de todos los continentes, es muy importante que el ingeniero de tuberías haya hecho un análisis concienzudo de los materiales de las tuberías y artículos conectados a ellas ; ya que pudiera ser que en algunos países las materias primas contengan trazos de sustancias que pudieran interactuar y afectar el proceso. Aun antes de diseñar las tuberías se debe definir un Manual de especificaciones de tuberías, accesorios y válvulas. Existen programas de tuberías como el PDS, PDMS, CadWorx, etc. Que nos pueden proporcionar el isométrico y la lista de materiales de la tubería, pero cuidado, sino queremos que el programa utilice los materiales sobreentendidos (for default) debemos meticulosamente editar su base de datos y adecuarla a nuestras necesidades.

11.1. Códigos y estándares usuales. En México debido a la influencia comercial e industrial, comúnmente usaremos códigos y estándares de USA, sobretodo en tuberías se partirá de los códigos ASME, dentro de ellos y debido a que se enfoca al diseño de plantas de proceso se sigue el código ASME B31.3 el cual además es el mas vasto. Aunque es muy importante por razones de diseño y construcción seguir las normas de los códigos y estándares, en sus dimensiones y calculo, estos solo servirán como referencias, y no sustituyen la amplia experiencia con que un diseñador debe tener, de los conocimientos que se adquieren en la construcción en taller y las modificaciones del trabajo de campo. En el anexo C - 1 haremos una lista de las diferentes asociaciones americanas referentes en tuberías. Se mantendrá el idioma original para prever errores de traducción.

10.2. Comparación de estándares Americanos y mundiales. En mis etapas tempranas ejerciendo la ingeniería (Junio 1980) tuve acceso por medio de un asesor alemán a la norma LURGI Internationale werkstoff vergleiche de la cual a continuación muestro algunas tablas que considero interesantes.

74


Fig 10.2.a

Comparativo de tuberias de acero de alto grado no aleada.

75


Fig 10.2.b.

Comparativo de tuberias de acero de alto grado no aleada. 76


Fig 10.2.c.

Comparativo de tuberias de acero especial aleado. 77


Fig 10.2.d.

Comparativo de tuberias de acero austenitico. 78


Esta norma comparaba aceros americanos, ingleses, alemanes, franceses, rusos, suecos, italianos y la naciente euronorm. Escogí las tablas anteriores debido a que en México son de uso común las tuberías de acero al carbón ASTM A53 y A106, y las de acero inoxidable AISI tipo 304 y 316. Conforme ha pasado el tiempo las normas y códigos han cambiado, y en Europa tratan de llegar a una norma común. Desgraciadamente la comparación de materiales en general de construcción, y en especial los de tuberías es una ciencia muy extensa, en la cual solo voy a externar algunos temas, y les sugiero a las personas que quieran ahondar mas en el tema adquirir el libro “Piping Materials selection and applications_ ASTM DS67B ” de Bringas, editorial ASTM International. Desgraciadamente en la comparación de materiales de países diferentes, no es completamente cierta la definición de equivalente, por ejemplo, el cero ASTM A516/A grado 70 es comparable al JIS G3118 símbolo SGV 480 y al EN 10028-2 nombrado como P295GH, basándose en la composición química y propiedades mecánicas; aun así, pormenorizadamente no son idénticos en la proporción química y solicitudes mecánicas, en consecuencia la comparación de aceros no es una ciencia exacta.

10.3 Formas de especificación (Lista de materiales). Las formas de especificación de las listas de materiales para tuberías debe ser muy acuciosa y pormenorizada, se deben tomar en principio las siguientes premisas: a) Debe de partir de un catálogo de tuberías, accesorios, válvulas e instrumentos, el cual se definió desde un principio de acuerdo a las necesidades del proyecto; esto no rigidiza los procedimientos pero si debe ser actualizado este catalogo y las listas finales de acuerdo a la ultima revisión de este. b) Se deben definir los accesorios de acuerdo a si son de un material estándar; no son lo mismo los diferentes tipos de acero al carbón, mucho menos la mas amplia variedad de aceros inoxidables, y aun mas el mundo de aceros de aleación especiales. Si siguen dimensiones o estándares comunes o están al arbitrio de un fabricante. c) No se puede confiar en descripciones consuetudinarias (coloquiales) de materiales, como tubería de fierro negro, ya que yo personalmente tuve la mala experiencia de que un comprador contraviniendo mi especificación, compró tubería con esta especificación y le enviaron tubería decorativa de lamina pintada de negro. d) Debe realizarse un trabajo conjunto con los ingenieros civiles y arquitectos(venteos, drenajes, trincheras) ya que al no estar familiarizados con las condiciones industriales, pueden cambiar una especificación mas familiar a sus conocimientos; así mismo con los instrumentistas que tienden a dejar al ultimo el tipo y localización del instrumento , como el tipo de de conexión. Comúnmente las listas de materiales constan de mínimo tres hileras: Numero. Diámetro nominal.

Cantidad. Unidad. Descripción.

Se puede indicar también como un artículo (Item) o clave de reconocimiento. Se indica comúnmente en pulgadas y sus fracciones en México, aunque por razones legales se puede exigir en unidades internacionales SI (mm), pero tiene las mismas dimensiones que el diámetro nominal 2”=51mm. Muestra la magnitud en forma numérica de los accesorios. Debe definirse si es en sistema ingles(pies),internacional(metros),coloquial (tramos) en este caso es sumamente importante la magnitud de esas unidades coloquiales( tramos de 3m, 6m,1 yarda, 5 palmos). Un texto acucioso y pormenorizado de cada uno de los artículos. 79


Como ejemplo especificaré tuberías, accesorios, válvulas y equipos comunes de tubería. Estos serán de acero al carbón y seguirán los códigos comunes americanos. TUBERIA

Numero.Diam. Nom. Cantidad.Unidad.Descripción.-

TAC-23 2” 233 m (metros) Tubo ( recordar si es tubo estándar o calibrado). De acero al carbón. Con costura o sin costura. Con terminales al corte plano , biseladas, roscadas. ASTM – A53 el cual en forma legal refrendará las anteriores partes de la especificación.

En un listado quedaría como: Clave Diam Cant Unidad Descripción TAC-23 2” 333 m Tubo de acero al carbón sin costura biselado ASTM – A53 CODO

Clave.Diam. Nom. Cantidad.Unidad.Descripción.-

CAC-103 1 ½” 17 pza (pieza) Codo De 45°, 90° o se puede pedir un codo común cortado a un ángulo definido. RC (radio corto) una vez el diámetro nominal, radio largo 1.5 veces el diámetro nominal Soldable, roscado, bridado, etc. ASTM –A234 GR WPB

En un listado quedaría como: Clave Diam Cant Unidad Descripción CAC-103 2” 3 pza Codo de acero al carbón soldable de 90 ° radio largo ASTM – A234 GR WPB Los codos pueden ser hechos desde tuberia recta, dependiendo el método de 3R a 5R el radio nominal; también pueden ser realizados por segmentos y después soldados: En todo caso sugiero se realicen estos codos con planos de detalle. CODO Clave.CRAC-201 REDUCTOR Diam. Nom. 3” x 2” ( En orden de diámetro mayor a menor). Cantidad.1 Unidad. Pza (pieza) Descripción.- Codo reductor. De 90 ° son regularmente de 1 ½ R o sea de radio largo. Soldable, roscado, etc. ASTM –A234 GR WPB 80


Clave Diam Cant Unidad Descripción CRAC-103 3”x 2” 1 pza Codo reductor de acero al carbón soldable de 90 ° radio largo ASTM – A234 GR WPB En el cado de codos reductores roscados tanto machos como hembras se recomienda localizarlos primero con los folletos de proveedores, verificar su existencia y luego definirlos por numero de catalogo. TE RECTA

Clave TAC-103 TE REDUCTORA

Clave.Diam. Nom. Cantidad.Descripción.-

TAC-305 5” 10 Te recta soldable. Acero al carbón ASTM – A 234 GR WPB

Diam Cant Unidad Descripción 5 ” 10 pza Te recta soldable de acero al carbón soldable ASTM – A234 GR WPB Clave.Diam entrada Diam salida Diam ramal Descripción .-

Como especificar Te Reducción en ramal Reducción en línea

TRAC-235 6” 6” 4” Te reductora soldable 6” x 6” x 4”. Acero al carbón ASTM – A 234 GR WPB

Entrada en línea 6” 6”

Salida en línea 6” 4”

Ramal 4” 6”

Ejemplo Te reductora soldable 6” x 6” x 4” Te reductora soldable 6” x 4” x 6”

Es obvio que no se puede especificar empezando por el diámetro menor, no importa la dirección de flujo. En el caso de tés reductoras roscadas tanto machos como hembras se recomienda localizarlos primero con los folletos de proveedores, verificar su existencia y luego definirlos por numero de catalogo. REDUCCION CONCENTRICA

Clave REAI-626

Clave.Diam entrada Diam salida Descripción .-

Diam 6 ” x 3”

REAI- 626 6” 3” Reducción concéntrica soldable 6” x 3”. Acero al carbón ASTM – A 234 GR WPB

Cant Unidad Descripción 10 pza Reducción concéntrica soldable de acero inoxidable tipo 316 l ASTM – A 312

81


REDUCCION EXCENTRICA

Clave REAI-626

Clave.Diam entrada Diam salida Descripción.-

Diam 6 ” x 3”

REAI- 626 6” 3” Reducción excéntrica soldable 6” x 3”. Acero al carbón ASTM – A 234 GR WPB

Cant Unidad Descripción 10 pza Reducción concéntrica soldable de acero inoxidable tipo 316 l ASTM – A 312

Es obvio que no se puede especificar empezando por el diámetro menor, no importa la dirección de flujo. En el caso de reducciones roscadas tanto machos como hembras ( o combinadas ) se recomienda localizarlos primero con los folletos de proveedores, verificar su existencia y luego definirlos por numero de catalogo. BRIDA DESLIZABLE

Clave BD - 101 BRIDA LOCA

Clave BD - 101 BRIDA CUELLO SOLDABLE

Clave BD - 101

Clave.Diam. Nom Presión Nom. Tipo de cara. Descripción.Diam 2”

Cant Unidad 3 pza

Clave.Diam. Nom Presión Nom. Tipo de cara. Descripción.Diam 3”

BD-101 2” 150 # CR Cara realzada. Brida deslizable 2” 150 # Cara realzada de acero inoxidable tipo 304 ASTM- A 312

BD-101 3” 300 # CP Cara plana. Brida loca 3” 300 # Cara plana de acero al carbón ASTM- A 105

Cant Unidad 3 pza

Clave.Diam. Nom Presión Nom. Tipo de cara.

Descripción Brida deslizable 2” 150 # Cara realzada de acero inoxidable tipo 304 ASTM- A 312

Descripción Brida deslizable 3” 300 # Cara realzada de acero al carbón ASTM- A 105

BD-101 6” 600 # CR Cara realzada.

Descripción.- Brida cuello soldable 3” 300 # Cara realzada de acero al carbón ASTM- A 105 Diam Cant Unidad Descripción 6” 5 pza Brida cuello soldable 6” 300 # Cara realzada de acero al carbón ASTM- A 105 82


Existe la posibilidad de necesitar bridas reductoras o ampliadoras de diámetro, pero se debe tomar en cuenta la opción concéntrica y excéntrica. En este caso sugiero que no se usen, y dado el caso de su estricta necesidad se recomienda localizarlos primero con los folletos de proveedores, verificar su existencia y luego definirlos por numero de catalogo. Yo recomiendo en el caso de las siguientes tipos de conexiones y en válvulas apoyarse en catálogos de fabricante y especificarlas según se indique en el folleto: a) Conexiones enchufables (socket Weld) b) Weldolet, elbolet, latrolet, sweepolet, sockolet, nipolet. c) Yes laterales, yes centradas, tapones y cruces, coples y medios coples, y tuercas unión; tanto soldables como roscadas. d) Swages

10.4. Formas de revisión. Las formas de revisión que se deben de realizar según mi experiencia son las siguientes: A.

La revisión acuciosa que realiza el propio dibujante y su diseñador que yo solia realizar siguiendo los siguientes puntos: 1.2.3.4.5.6.7.8.9.10.11.12.13.14.15.16.17.-

Obtener el DTI actualizado con la ultima revisión. Obtener la localización de equipos actualizada ultima revisión. Obtener la última revisión de los equipos involucrados en la revisión. Se marcará con color amarillo los datos que sean reales. Se tachará con color verde los datos falsos. Se escribirá o dibujara con lápiz rojo las líneas o textos que sean los acertados. Revisar el titulo del plano. Revisar número de plano y número de revisión (actualizando los datos del cuadro de revisiones). Revisar el pie de plano actualizando los datos. Actualizar el cuadro de planos de referencia. Actualizar el cuadro de notas, simbología y nomenclatura. Verificar que la información este bien localizada en sus capas de autocad, y que estas estén bien colocadas en el ambiente modelo o papel. Que aparezcan en los planos los círculos de ejes. Que aparezcan las claves de equipos. Que los equipos principales estén acotados contra los ejes. Que los equipos secundarios o auxiliares a uno grande se acoten con referencia al equipo, así como se deben acotar con respecto a si mismo sus boquillas principales. La clave o identificación correcta de una línea debe aparecer por lo menos una vez en el plano, y repetirla según se considere adecuado para mayor entendimiento. 83


18.19.20.21.22.23.24.25.26.27.28.29.30.31.32.33.34.35.36.37.38.-

39.40.41.-

Las tuberías de ½”Ø, ¾”Ø y 1”Ø se dibujarán con línea gruesa. Las tuberías de 1½”Ø y de mayor diámetro se dibujarán a doble línea. Se deberá poner especial atención y deberá indicarse los cambios de especificación de materiales de las líneas. Los equipos o accesorios no estándar deberán mostrar sus dimensiones necesarias y suficientes, así como sus rangos de operación. Poner especial atención en la debida localización ( según sus especificaciones )e identificación de las conexiones de los instrumentos en línea o en tanques. Revisar que los arreglos tengan venteos, drenes, salidas condensado, recirculaciones y bypass, sean adecuados a los estándares normales. Las piernas de condensado tanto para vapor como para aire comprimido deberán ser dibujadas y detalladas así como los arreglos de trampas. Que las claves de las válvulas así como su diámetro nominal se indiquen en el dibujo. Que el aislamiento haya sido mostrado tanto en los DTI`S como en las tuberías, indicando cuando menos su diámetro nominal, diámetro exterior, grosor, tipo de acabado e iniciales de especificación. Que se especifiquen numeren y localicen los soportes de tuberías, para enviar la información a los encargados del área civil. Que las soldaduras de campo sean indicadas. Verificar que los arreglos de tuberías estén de acuerdo a los DTI’S y hojas de datos. Verificar que todos los equipos anexos a otro mayor sean dibujados ( agitadores, motoreductores, motores, actuadores, volantes, barandales, cadenas, etc.) Verificar posibles interferencias. Verificar adecuadas distancias de tuberías a: Estructuras, puertas, ventanas y soportes, ductos y aparatos eléctricos; incluyendo centros de control de motores y equipo contra incendio. Revisar accesibilidad para operación y mantenimiento. Indicar en los planos las penetraciones en paredes o pisos, indicando sus niveles o cotas. Poner atención en áreas adecuadas para entradas de hombre, salidas de agitadores, sustitución de cartuchos de filtros, etc. Que las líneas limite estén bien indicadas y con su debido grosor, así como los textos que indiquen los planos de referencia. Indicar con las debidas flechas y referencias los cortes y detalles. Se deberán enlistar los pendientes en el plano afectado y marcar en este el área afectada con una nube ( con un número y clave de referencia para que se pueda llevar a término ). Marcar con detalle las conexiones a bridas pad de tanques. Dejar preparadas las salidas y conexiones, así como los detalles , de las áreas donde están los típicos de instrumentación. Indicar pendientes según se soliciten en los DTI’S.

84


42.43.44.-

B. C. D. E. F. G. H.

Indicar en un detalle cuando la brida de la boquilla de un tanque sea rígida y tenga algún giro diferente al de horcajadas ( stradle center lines ). Se deberán indicar y tomar en cuenta los patines de deslizamiento de las tuberías calientes así como su aislamiento. Se deberá poner especial atención a la localización del símbolo del norte, según procedimiento.

La revisión de proveedores de equipos que se consideren críticos enviándole detalles finales de diseño. Revisión cruzada que hace un diseñador sobre el trabajo de su compañero. Revisión con el departamento de instrumentación y control para que no quede en el limbo la localización de sensores de instrumentos en tuberías, equipos y recipientes. Revisión con el departamento eléctrico para verificar que no existan interferencias y se respeten las cavidades de ruta. Revisión del departamentos de flexibilidad y solicitudes mecánicas de las tuberías. Revisión aleatoria del jefe de grupo de tuberías de algunas líneas que según su experiencia le parezcan apropiadas de revisar. Revisión del ingeniero, gerente y director del proyecto, revisando que las normas y directrices que se definieron en el contrato se hayan realizado satisfaciendo las normas técnicas, legales y principalmente las necesidades del cliente.

85


10 Flexibilidad. Dentro del desarrollo del diseño de tuberías se establecen los sistemas estándar aplicables, las condiciones de diseño , los materiales apropiados (Presión, temperatura, tipo), grosores de tuberia, válvulas y accesorios; se establece una localización general de equipos y tuberías preliminar, y una configuración de Soporteria, para realizar un acucioso análisis de flexibilidad. En este análisis de flexibilidad trataremos de proveer un adecuado soporte, suficiente flexibilidad y prevenir a la tuberia ejercer reacciones excesivas; todo esto para que los soportes resistan las cargas de presión, peso, terremoto y viento; que la flexibilidad acomode los cambios de longitud debidos a las variaciones de temperatura, y que se proporcione soporte y flexibilidad para prevenir que las tuberías ejerzan excesivas reacciones sobre los equipos y restricciones. Con esto impediremos que se colapsen las tuberías, haya fugas debido a cortes por fatiga o fuerzas excesivas, y prevenir la falla o malfuncion de equipos conectados a la tuberia. Este análisis se puede realizar en dos etapas: 1. Verificar el apropiado soporte en las cargas de peso y presión , y checar sus reacciones. 2. Verificar la adecuada flexibilidad debida a la expansión térmica, y checar sus reacciones. Análisis de flexibilidad es entonces el proceso de cálculo de las deformaciones, que causan esfuerzos y fuerzas resultantes en un sistema de tuberia, para determinar si el soporte tiene: a) Soporte adecuado. b) Suficiente flexibilidad para acomodar los cambios de longitud debidos a las variaciones de temperatura. c) Que se ejerzan lo suficientemente bajas fuerzas de reacción sobre las restricciones y los equipos. Antes de entrar mas profundo en el tema sugiero se realice la lectura de los siguientes libros en donde se hace un estudio mas profundo del tema: “Introducción al análisis de esfuerzos de tuberías” Sam Kannapan. Traducción al español de Benjamín Serratos. “Pipe stress engineering” Peng & Peng. “Piping design and engineering” Grinell ITT. “Piping engineering” Tube turns. “Process Piping in according with-B313” Frikken.

“Design of piping systems” mw Kellogg . El objetivo de los temas diversos que vamos a ver es hacer de su conocimiento los principios básicos de un tema que en ciertos casos críticos es materia de doctores en ingeniería mecánica; Estas lecciones involucran los procedimientos para un análisis simple de esfuerzo requerido cuando se esta hacienda un estudio de localización de tuberías. Se debe tomar en cuenta que estos procedimientos son solo lecciones que sirve como guía, y que estas lecciones pueden ser muy diferentes que los trabajos que usted ha realizado en el pasado; la mayoría de compañías tienen sus propios estándares. Se tratará de proveer un adiestramiento auto dirigido de localización de tuberías para diseñadores los cuales tiene una formación previa de diseño. Esta enseñanza puede ser aplicada a aplicaciones manuales o electrónicas. Los objetivos son los siguientes: • Familiarizarte con los requerimientos de esfuerzos cuando estas haciendo una localización de equipos y tuberías. • Conocer los diferentes materiales y terminología usados cuando se hace un análisis de esfuerzos (por ejemplo el nomograma). • Conocer las consideraciones de esfuerzo cuando se localizan puentes de tubería, bombas, recipientes verticales, etc., evitando errores mayores y cambios costosos y mostrándote algunas trampas que las causan. • Familiarizarte con los estándares que aunque son algo diferentes son comunes en las diferentes compañías. 86


Tomate tiempo para familiarizarte con los temas. Hasta este capitulo habíamos adquirido conocimientos de materiales, dibujo y diseño de tuberías a temperatura ambiente; ahora debemos adquirir conocimientos de localizacíon, diseño de equipos y tuberías que están sujetas a cambios mas amplios o críticos de: temperatura, presión, vibración, cargas físicas y de viento, golpe de ariete, tuberia bajo piso, etc. Por lo cual sugiero realicen una lectura preliminar de los anexos C, para saber que conocimientos nos puede proporcionar. A continuación se enlistan: Anexo C-1 Anexo C-2 Anexo C-3 Anexo C-4 Anexo C-5 Anexo C-6 Anexo C-7 Anexo C-8 Anexo C-9 Anexo C-10 Anexo C-11 Anexo C-12 Anexo C-13 11.1.

Referencias de asociaciones americanas (USA), Propiedades mecánicas de tuberías. Expansión térmica lineal de metales. Localización de intercambiadores de calor y tuberías. Espaciado permisible de tuberías entre soportes. Procedimiento de boceteo para el análisis de flexibilidad. Información contenida en boceto de flexibilidad. Sugerencias y ayudas para la localizacíon de equipos rotatorios. Arreglo típico de equipos en una unidad de producción. Espaciado permisible de tuberías entre soportes. Arreglo de enfriadores de aire de tiro forzado e inducido. Principios de diseño para localización de turbinas de vapor y bombas reciprocantes. Estándares de ingeniería para análisis de flexibilidad.

EXPANSION TERMICA.

Responsabilidades del diseñador de tuberías. El diseñador es responsable de la localización, diseño, y soporte de todos los sistemas de tubería. Por lo tanto es responsable de localizar soportes, guías, anclas, restrictores de compresores y varillas colgantes. Proveyendo pretensado, resorte frio y los claros requeridos para la expansión de la tubería y flexibilidad adicional a la línea. Enviando y dibujando bocetos de esfuerzos en complete acuerdo con los procedimientos remarcados en las practicas de ingeniería de tuberías. El diseñador de tuberías no es responsable de los cálculos de flexibilidad o la validez de los cálculos realizados por el ingeniero de esfuerzos; pero si es responsable cuando los realizo sin la aprobación de este.

Notas importantes acerca del Resorte frio. Resorte frio es la deformación intencional anticipada de una tuberia durante la construcción, de manera tal que cuando ya este caliente o sujeta a esfuerzos, muestre la misma figura que cuando se hubiera construido antes de estar sujeta a los esfuerzos mecánicos. La realización del resorte en frio: no cambia los rangos de esfuerzos, no cambia el rango de la reacción, y no ayuda a la reducción de los rangos de reacción en equipos fabricados; puede ser útil para reducir reacciones rotativas de equipos y soporte; puede ser usado para control de desplazamientos.

87


NEUTRO

NEUTRO

FRIO

FRIO

CALIENTE

CALIENTE

A causa de que el resorteo en frio es dificil de alcanzar con exactitud en la practica, el codigo B31.3 le otorga solo credito parcial en el calculo de fuerzas de reaccion. Para dos sistemas de anclaje con ninguna restriccion intermedia, B31.3 nos da ecuaciones para la estimacion de reacciones dando 2/3 del credito para el resorte frio (319.5.1). Para otros sistemas, B31.3 requiere que cada caso sea estudiado para estimar las reacciones(319.5.2). Note que un resorte frio no intencional (desalineamiento) tiene el mismo efecto que un resorte frio intencional. El codigo dice “ cualquier distorcion de la tuberia para llevarla al alineamiento con una junta que introduzca una distorsion en detrimento del equipo o componentes detuberia esta prohibida “ (335.1.1) Algunas compañías son mas restrictivas que el código acerca del desalineamiento. 11.1.A.. Como buscar la expansión de tubería.

ESPACIO ENTRE LINEAS

Figura 11.1.A..1 En busca de revisar el espacio con la línea de la derecha, se necesita conocer la expansión térmica. Y el claro debe permitir que la expansión de la línea no crezca y dañe a la otra tubería. 88


Etapas de la solución: 11.1.A.1.a Escriba la formula para la expansión térmica ∆ = e L Donde: e – se llama el coeficiente de expansión térmica lineal. Su valor cambia con el tipo de material y el cambio de temperatura. Los valores de “e” están dados en las Tablas del código de tuberías de refinería y reproducidos en las figuras11.2.1.1a hasta f, las unidades están en pulgadas por pie L – es la longitud inicial de la tubería. En la mayoría de los casos esta parte de una temperatura de 70°F aproximadamente. Ésta es la temperatura de instalación usada en los códigos par alas tablas de expansión. La unidad de medida “L” es el pie. ∆ - Es la letra griega delta usada para representar los cambios de longitud, por ejemplo la expansión. 11.1.a.1.b.

Desde las tablas del código de tuberías (Ver anexo C-1. para el coeficiente en las tablas de expansión ), dado que "A" especificación del tubo es A53-B (esto es acero al carbón y la temperatura es de 600°F, e =4.6 pulg/100 pies = .0460 pulg/pie .

11.1.a.1.c.

De la localización de tubería, L - 110 pies.

11.1.A.1.d.

Sustituir “e” y “L”. Tu calculo se volverá : ∆=eL @ 600°F ∆ = .046 X 110 ∆ = 5.06 inches

Para mayor información refiérase al anexo C-2 (Propiedades de tubería).

11.2. Elementos de restricción. Los elementos de restricción se clasifican de acuerdo al grado de contención que proporciona a la tuberia.. Soporte Simple

Solo provee restricción vertical.

Guía

Restringe movimiento lateral ( algunas veces también el vertical).

Restricción Restringe los movimientos axiales ( algunas veces también el longitudinal vertical).

Anclaje

Restringe el movimiento en todas las direcciones (soldado a una estructura de acero).

89


Selección del elemento de soporte. Se debe evitar descansar tuberías sobre el acero estructural cuando: La tuberia de acero al carbón se encuentre en un lugar húmedo y no se admita la falla por corrosión. La tuberia de acero inoxidable este en contacto con acero galvanizado y no se puede permitir en un incendio que el zinc licuado manche el inoxidable. Los elementos de apoyo en las tuberías exteriores con aislamiento deben penetrar en el aislamiento en la parte inferior de la tubería.

Algunas soluciones:

Usar zapatas.

Usar soporte exterior.

En medio ambiente externo agresivo corrosivo, el soporte debe hacerse por vía estructural debajo de la tuberia, en vez de varillas colgantes con múltiples conexiones roscadas que pueden fallar en pocos años.

90


11.2.1. Anclaje Definición: Un anclaje es una conexión mecánica (soldada y/o atornillada entre una tubería (o intercambiador, etc.) y una estructura. La estructura debe ser lo suficientemente fuerte, para no doblarse excesivamente bajo grandes fuerzas. 11.2.1.a. Anclajes completos. Definición: Un anclaje completo no permitirá que la tubería se mueva o balancee en cualquier dirección desde el punto donde esta anclada.

Figura 11.2.1.a. Anclaje completo. Los tipos de anclaje completo5A1, 5A2 para 2" y tuberías mas pequeñas. 5DA1, 5DA2 o 5DA3 serán usados como guía para tamaños mas grandes. Terminales atornilladas de intercambiadores de tubo y coraza. 11.2.1.b. Anclajes direccionales. Definición: Un anclaje direccional detiene el movimiento paralelo al centro de línea de la tubería, pero permite movimientos laterales de esta.

Se permite movimiento lateral

Figura 11.2.1.b.

Anclajes direccionales.

Tipos de anclaje direccional: 5DA1, 5DA2, and 5DA3. 11.2.2.

Guías

Definición: Una guía detiene los movimientos laterales de la tubería, pero permite el movimiento paralelo a la línea de centro de la tubería. 91


MOVIMIENTO PERMITIDO

NINGUN MOVIMIENTO

Figura 11.2.2.

Guías.

11.2.3. Soportes Un soporte de tubería previene el movimiento descendente de un tubo. Si el peso de la tubería tira hacia abajo sobre un soporte Y este es bastante rígido el movimiento hacia arriba de la tubería no puede ser posible.

Figura 11.2.3.a. Soporte 92


Figura 11.2.3.a. Soporte simples

Amortiguador oscilante. Se usa para prevenir movimiento Horizontal.

Amortiguador hidráulico. Se usa para prevenir movimiento repentino horizontal pero lo aplica lentamente el desplazamiento. FIgura 11.2.3.a. Soportes de propósitos especiales.

93


Problema.

Figura 11.2.3.a.

Problema de expansión

Hallar la expansión térmica de cada uno de los cabezales en las tuberías de interconexión de arriba. Linea ∆=eL Contestación: FH - 4" R - 8" S - 6" L -10"

= 68' X .088 = 81.5 X .0362 = 83' X .0617 = 80' X .0061

= 5.98" = 2.95" = 5.12" = .49"

Estas expansiones serán usadas de acuerdo con las notas que están en el volumen 2 de separación entre líneas de tuberías. Los problemas de espaciamiento se cubrirán en mayor detalle cuando se discutan las distancias entre líneas de un puente de tuberías. Definición: Flexibilidad de un sistema de tuberías es una medida de la cantidad de expansión térmica que puede absorber seguramente el sistema. Los puntos a recordar: 1. La cantidad de expansión a ser absorbida debe ser conocida antes que la flexibilidad pueda ser checada. 2. La cantidad de expansión que es considerada segura depende de la situación. Como las tuberías se flexionan cuando absorben expansión térmica.

Figura 11.2.3.b Como se flexionan las tuberías. 94


La línea solida es la posición de la tubería cuando esta fría. La línea punteada es la posición de la tubería cuando esta caliente. La expansión a ser absorbida esta dada por el movimiento de la línea. 11.2.4 Conceptos de la expansión térmica libre. 1. La expansión térmica libre generalmente no es la misma que se indica en la línea en movimiento. (Este es un ejemplo simple) 2. La mas grande ventaja de este método esta en arreglos complejos de tubería. 3. Cuando el movimiento, peso y fricción “supuestos” no existen. 4. Este concepto es la mejor herramienta para prevenir problemas de flexibilidad, especialmente en el desarrollo y localización de soportes sólidos. Calculando la expansión térmica libre. Para hallar “la expansión térmica libre” se pretende que solamente una de las terminales esta anclada, se busca el movimiento de la otra terminal, asumiendo que no hay guías ni fricción.

SE PRETENDE QUE ESTA TERMINAL ESTA LIBRE

Figura 11.2.4 a

Conceptos de la expansión térmica libre.

El movimiento real en una esquina no se halla fácilmente si no hay anclaje. El ingeniero de esfuerzos debe ser consultado para determinar la expansión de la línea en casos críticos.

Figura 11.2.4 b Conceptos de la expansión térmica libre. 95


Figura 11.2.4 c


* La expansión térmica real en esta dirección solo puede ser determinada por el ingeniero de esfuerzos. La expansión se halla por la adición de longitudes en la dirección siendo computada. EXPANSION TERMICA LIBRE

Figura 11.2.4 d Conceptos de la expansión térmica libre. Cuando la tubería se regresa las longitudes de las tuberías se sustraen.

Figura 11.2.4 e


* La expansión térmica real en esta dirección solo puede ser determinada por el ingeniero de esfuerzos. Usando coordenadas para encontrar la expansión libre:

96


Figura 11.2.4 f


Figura 11.2.4 g Conceptos de la expansión térmica libre. La combinación algebraica de todas las dimensiones en una dirección es la misma que la diferencia entre sus coordenadas de anclaje. (En todas las dimensiones, por ejem, norte, sur y elevación). El camino mas rápido para encontrar la expansión térmica libre es multiplicar la diferencia entre las coordenadas de anclaje contra el coeficiente de expansión. Este paso es donde el método tiene su mas grande ventaja. (Acero al carbón @ 300 °F e =.0182).

Figura 11.2.4 h Conceptos de la expansión térmica libre. 97


Norte Este

∆ = 190' X .0182 ∆ = 65' X .0182

= 3.46" = 1.18"

La expansión puede estar radialmente desde el centro de línea o axialmente a lo largo del centro de línea del mismo ”punto de anclaje”. Las caídas verticales tiene poco efecto sobre el movimiento horizontal; ignórelo en este problema.

LA COLUMNA, TUBERIA Y TANQUE SON TODAS DE ACERO AL CARBON A 600°F

ANCLAJE TERMINAL Figura 11.2.4 j


Contestación. En la dirección N-S la expansión a ser absorbida es: = e L ( Coeficiente de expansión longitud X ) = .046 x 30' En la dirección E-W es:

=eL

= 1.38"

= .046 x 20' = .92"

La localización de los anclajes necesita ser considerada en relación a los sistemas de tuberías mayores ( tuberías de mayor diámetro, tuberías viniendo del subsuelo, etc.) cuando se finalice la localización de equipos y tuberías. La relación de requerimientos expansión y flexibilidad se resumen en el plano de localización, dado que solo se usaron las diferencias para hallar la expansión. El ingeniero de esfuerzos debe ser consultado en casos críticos. Ahora tomemos 5 minutos para calcular como antes, excepto el cambio de la terminal de anclaje en el tanque: LA COLUMNA, TUBERIA Y TANQUE SON TODAS DE ACERO AL CARBON A 600°F

ANCLAJE TERMINAL Figura 11.2.4 k Conceptos de la expansión térmica libre. 98


Contestación. En la dirección N-S la expansión a ser absorbida es: = e L ( Coeficiente de expansión longitud X ) = .046 x 10'

= 0.46"

En la dirección E-W es: =eL = .046 x 20' = .92" La expansión E-W no cambia del ejemplo previo. La expansión N-S fue reducida considerablemente solo ajustando la terminal de anclaje en el tanque. Note también que la expansión térmica libre no depende de el arreglo de tuberías. La expansión térmica libre solo depende de la localización relativa de lo puntos de anclaje. Esta es la lección mas grande de aprendizaje sobre el concepto de expansión térmica libre, especialmente para el hombre encargado de la localización de equipos y tuberías. El Segundo arreglo requiere menos flexibilidad ( dado que hay menos expansión a ser absorbida) y tiene el potencial de ahorro de tubería y accesorios. Revision de expansion Todas las expansiones térmicas se hallan usando la misma ecuación: ∆=eL Las expansiones reales son medidas desde el anclaje completo o anclaje direccional a el punto donde es necesario conocer la expansión. Cuando se encuentra la expansión térmica, las longitudes que se usan en la formula de expansión son las diferencias entre las coordenadas de anclaje.

11.3. Nomografías de fuerzas y esfuerzos. Las tuberías que fueron ruteadas en línea recta cuestan menos; Normalmente, las tuberías no pueden ser ruteadas en línea recta debido a la expansión o contracción térmica, ya que entre mas larga es su longitud pueden adquirir o perder calor, y en consecuencia cambiar su temperatura. La dilatación de un tubo por poco que sea requiere una fuerza muy grande. Prevenir a la tubería de expanderse térmicamente toma igualmente una fuerza grande. (Nota : Usted no debe hacerse responsable del conocimiento de las siguientes fórmulas formulas). ESFUERZO = — CARGA / AREA

=P/A

Los esfuerzos permisibles varían con respecto al material y temperatura, pero están en un orden de magnitud de : (a) Presión = (b) Carga muerta = (c) Térmica =

1,000 a 10,000 psi 1,000 a 10,000 psi hasta 20,000 psi 99


El ingeniero de materiales checa los esfuerzos de presión cuando calcula el grosor de pared. Los esfuerzos de carga muerta son controlados por el uso apropiado de las cartas de separación de soportes (span) y checado por el ingeniero de esfuerzos cuando se requiere. Los esfuerzos de expansión térmica son determinados en manera gruesa por los tuberos durante el estudio de tubería y finalmente checados por el ingeniero de esfuerzos. Esfuerzos de tensión y compresión.

Figura 11.3. a. Esfuerzos de tension y compresion. Experimentos sobre diferentes materiales a diferentes temperaturas determinan los esfuerzos seguros. Estos valores se dan en los códigos de tubería. Deformación (alargamiento). ∈ es la "unidad de deformación" y se encuentra por la división del alargamiento total entre la longitud total siendo alargada. Ejemplo:

Fuerza de jale

pulgadas

Pulg alargamiento ∈ = * 0.1 pulg. / * 100 pulg

=0 .001

* Se deben usar las mismas unidades de longitud.

Figura 11.3. b. Deformacion. 100


11.3.1. Módulo de Young. E (módulo de Young) relaciona la cantidad de deformación ( alargamiento ) entre la cantidad de esfuerzo ( carga). Está definida como: E=S/∈ El valor de E cambia con el material y la temperatura. El esfuerzo y la deformación son medidos experimentalmente. E es calculada y esta tabulada en los códigos de tubería. E = 30,000,000 P.S.I. Para acero frio. Normalmente los anclajes diseñados no soportan fuerzas grandes porque la estructura se doblaría primero y los anclajes no serian efectivos en la cubierta de los equipos que se perforarían antes de que los anclajes actuaran. Las expansiones son absorbidas por las curvas de los codos en los sistemas de tubería mas bien que comprimirla.

11.3.2. Fuerzas térmicas entre dos anclajes.

TUBO ACERO

AREA METALICA Expansion libre ∆ = e L La fuerza requerida para prevenir, es la misma que la requerida para alargarla en igual cantidad. Dado que

S=P/A

y E=S/∈

Y ∈ = ∆ / 12 L (pies convertidos a pulgadas)

Para hallar P (la fuerza), P = SA = E ∈ A = E ∆ A / 12L = E e L A / 12L P = e A E / 12 Ejemplo : Para un tubo 6" ced. 40 a 300 °F P = .0182 x 5.58 sq.in. x 30,000,000 psi / 12

P = 253,890 # (psi) 101


Nomografía A: Ver figura a continuación. Esta carta esta basada en la formula (modificada)

P=

Esta formula no será usada en esta lección. El momento de inercia es la rigidez del objeto siendo doblado basado sobre su perfil transversal. Esta formula muestra que la fuerza es directamente proporcional a la deflexión e inversamente proporcional a la pierna de flexión al cubo. El tamaño y cedula se relacionan al momento de inercia. Las longitudes a ser adicionadas son aproximadas. La fuerza se encuentra en esta forma puede variar mucho de una salida de la computadora, pero es lo suficientemente bueno para tuberías con fines de estudio. La expansión libre total entre los dos dispositivos de retención (guía y anclaje) está tratando de crecer hacia el exterior en cualquier dirección simultáneamente, puesto que en realidad no puede moverse en cualquier extremo. 11.3.3.

Usando el nomografo de la Fuerza.

Ver Adendum Flexibilidad. Ejemplo 1

PIERNA FLEXION ENCONTRAR LA FUERZA CONTRA LA GUIA Figura 11.3.3.a Usando l nomografo de fuerza, ejemplo 1. Etapas: 1. Alinee el borde recto con el tamaño nominal de la tubería (6 pulgadas), longitud de la tubería en la flexión (20 pies) y el punto de marca en la línea pivote. 2. Alinear punto de la línea de pivote con la expansión térmica total (3,62 pulgadas) y leer la fuerza térmica (1500 #). La fuerza contra el ancla (indicada por la flecha de puntos) es igual a, pero se empuja en la dirección opuesta. 102


103


Ejemplo 2.

Figura 11.3.3.b Usando el nomografo de fuerza, ejemplo 2. Dirección

Expansión

Pierna

Fuerza

A B

35 x 0.046 = 1.61 25 x 0.046 = 1.15

25 35

Cerca de 380 Libras Menos de 200 Libras

La pierna de flexión para T.F. (Fuerza térmica) B es la suma de las longitudes en ángulo recto a la expansión en el dirección de B. Ejemplo 3.

EXTREMO RANURADO

ESTREMO ANCLADO

Figura 11.3.3.c Usando el nomografo de fuerza, ejemplo 3. 104


Expansion térmica libre. ∆A ∆B

= 15 x .0182 = 20 x .0182

= .27 L = .36 L

= 15 T.F.A = 27 T.F.B

= 700# (libras) = menos de 200# (libras)

Fuerza vertical no se requiere en este ejemplo. Tanto el recipiente y la tubería de acero al carbón a 300°F 8 " ∅ced 40. La expansión radial se debe añadir para recipiente vertical. Extremo de anclaje del recipiente horizontal debe ser tomada en cuenta. Si el extremo de anclaje y el extremo ranurado se invierte, entonces TFA sería: ∆A

= (12 + 15) X 0.0182 =0.49

La reversión de extremo de anclaje del recipiente horizontal provoca un aumento de la fuerza de anclaje. Los movimientos de anclaje están bien para incorporar esta manera dado que el material de pared y la temperatura son los mismos que la tubería. Ejemplo 4.

Figura 11.3.3.d. Usando l nomografo de fuerza, ejemplo 4. ∆ A = 70 x .0321 ∆ B = 25 x .0321

= 2.25 L = .80 L

= 25 T.F.A = 45 T.F.B

= 2100# = menos de 200#

La guía actúa como un ancla para las fuerzas en dirección "B", pero no en dirección "A". Si la flexión de la pierna es más larga que los que se enumeran en la tabla, no existe un problema de la flexibilidad.

105


Ejemplo 5.

Figura 11.3.3.e. Usando l nomografo de fuerza, ejemplo 5. 8" ∅ced 40

∆A

= 5 L = 60 T.F.A

= 200# (libras)

Encuentra el T.F horizontal y vertical. Ejemplo 6.

FLECHA

Figura 11.3.3.f. Usando l nomografo de fuerza, ejemplo 6. Los cálculos de la Fuerza y la expansión son los mismos en planta o la elevación. 1. Boquilla de la bomba no se utiliza para la flexibilidad. 2. La expansión de la bomba está incluido en la expansión total. 106


3. Mover el extremo de anclaje es obligatorio. 4. Las proyecciones de la boquilla no se utilizan para la flexibilidad aquí. El ingeniero de esfuerzos puede incluirlos. 5. Las tuberías en el ejemplo se dimensiona siguiendo arreglos típicos de equipo. 6. Los espacios libres para el acceso de mantenimiento y las regulaciones seguridad, generalmente establecen las dimensiones de las tuberías. El estrés y la fuerza se comprueban después, y se incrementa la flexibilidad sólo si es necesario. 7. Seguir las normas comunes es generalmente una buena guía para los problemas de esfuerzos debido a que el grupo de esfuerzos ya ha revisado las normas. Respuesta: Horizontal Vertical

∆ = .0182 x 25 ∆ = .0182 x 19

= .46 L = .35 L

= 16.5 = 13

T.F. = 350# (libras) T.F. = 540# (libras)

= 16.5

T.F. = 220# (libras)

Si el extremo de anclaje fue hacia el puente de tuberías: Horizontal

∆ = 15 x .0182

= .27 L

Obviamente es mejor para la bomba si el anclaje es movido 11.3.3.1.1 Añadir todas las patas de flexión, en ángulos rectos a la expansión. 11.3.3.1.2 La fuerza térmica se calcula en una sola dirección, ya que las piernas de flexión en el otro direcciones son tanto más grandes estos cálculos son innecesarias. Ejemplo 7

12"∅ ced 30 acero inoxidable @ 400 ° F.

LA FUERZA EN ESTA DIRECCION NO REQUIERE CÁLCULO DEBIDO A QUE OBVIAMENTE SERÁ PEQUEÑA

Figura 11.3.3.g. Usando el nomografo de fuerza, ejemplo 7.

107


Respuesta: ∆ = 55 x .038

= 2.09 L

= 30 I - 249 T.F.

= 2100# (Libras)

Aunque las fuerzas paralelas al intercambiador no se calcularon, deben tenerse en cuenta, si una guía se añade a lo largo de la tubería los cálculos podrían ser necesarios. (Los cálculos para esfuerzos puede ser necesario debido a las fuerzas limitadas en las boquillas de equipos.) 11.3.3.4.

Movimiento de anclaje.

Tomando la diferencia entre las coordenadas de anclaje no funciona cuando las partes del sistema están a diferentes temperaturas /o son de materiales con diferentes coeficientes de dilatación. Las condiciones reales de temperatura las determina el ingeniero de esfuerzos usando la lista de líneas, el diagrama de flujo mecánico y condiciones especiales anotadas en el boceto de esfuerzos. Cuando al equipo esta anclada una tubería de un material diferente o a una temperatura diferente, la expansión térmica libre se calcula sumando o restando “ movimiento de anclaje “ a la libre expansión de la tubería. Ejemplo 1:

TERMINAL DE ANCLAJE

TANQUE ACERO AL CARBON 750°F

Figura 11.3.3.4.a.

Movimiento de anclaje, ejemplo 1.

Expansión libre E –W. Expansión libre de tubería = Movimiento de anclaje del recipiente

0.0624 x 20 0.0617 x 10

= 1.248" = .617"

0.0624 x 30 cero

= 1.872"

Expansion libre N – S. Expansión libre de tubería = Movimiento de anclaje del recipiente = Problema movimiento de anclaje: 108

= 1.865"


Encuentra la fuerza térmica N-S y E-W. Caídas cortas en puente de tuberías (generalmente alrededor de 2 '6 ") tienen muy poco efecto en la flexibilidad y se pasan por alto con seguridad. En situaciones difíciles (cálculos de la bomba) puede ser considerado. La fuerza vertical no debe ser calculado.

5’ CAIDA CALENTADOR

Figura 11.3.3.4.b. Respuesta: Expansion N - S = L=

20 x .0182 20 + 25 + 5

Movimiento de anclaje, ejemplo 2. = .364" = 50 T.F.

Expansion E - W = 70 x .0182 Movimiento anclaje calentador = 0.0362x15 Diferencia = L = 20 + 5 = 25 T.F. = Menos de 200#

= menos de 200# (libras)

= 1.274" = 0.543" 0.731"

Explicación de esfuerzo de flexión. LAS FLECHAS REPRESENTAN ESTIRAMIENTO EN ESTE PUNTO. LA LONGITUD LA DA LA CANTIDAD RELATIVA DE ESFUERZO ESFUERZO UNIFORMEMENTE DISTRIBUIDO

Figura 11.3.3.4.b.

Diagrama del esfuerzo de tensión.

109


LADO ESTIRADO

Figura 11.3.3.4.c.

LADO COMPRIMIDO Diagrama del esfuerzo de flexión.

Los esfuerzos se incrementan del centro hacia afuera. Por lo tanto el esfuerzo es proporcional al diámetro exterior de la tubería para una determinada cantidad de curvatura. Ejemplo 3.

Figura 11.3.3.4.d. La formula para calcular el esfuerzos es:

Donde: S = Esfuerzo en PSI. E = Modulo de elasticidad. ∆ = Dilatación térmica. D = Diámetro tubo. L = Longitud de la pierna de flexiona.

110

Ejemplo 3.


Guías y anclajes tienen el mismo efecto que en los cálculos de fuerza. Tubería de diámetro pequeño se convierte en sobresfuerzo antes de que fuerzas grandes se desarrollen. Tuberías de gran diámetro crean fuerzas excesivas antes de que la tubería sea sobrextresada. 11.4. Estudio Puente de tuberías. 11.4.1 Localizacíon básica en Puente de tuberías. 1. El control positivo de la expansión térmica para establecer el espaciado de línea y la apariencia. 2. Reducir al mínimo las fuerzas estructurales para la economía del diseño de acero y hacer los anclajes más eficaces. 3. Conservación del espacio de atraque para el uso de bucles de expansión, cuando sea necesario. LOS ANCLAJES DAN UN PUNTO DESDE DONDE CALCULAR EXPANSION

LAS GUIAS PREVIENEN QUE LA LINEA SERPENTEE Y SE PEGUE A LAS LINEAS ADYACENTES

CONTROL EXPANSION MINIMIZAR FUERZAS ESTRUCTURALES

SITUAR LAS LINEAS PESADAS CERCA DE LAS COLUMNAS NO CERCA DEL CENTRO EN UN ESPACIADO AMPLIO

EL DOBLEZ DEL SOPORTE DE UNA TUBERIA GRANDE CAUSA QUE EST PEGUE CON LA LINEA ADYACENTE AL GIRAR

MANTENGA BALANCEADAS LAS FUERZAS EN EL ANCLAJE

Figura 11.4.1.a Localizacíon tubos sobre Puente tuberías. 111


LIMITES DE EXPANSION EN LAS ESQUINAS

ANCHURA CORTA

MEJOR ARREGLO

ANCHURA LARGA REQUERIDA

SE NECESITAN VIGAS MAS PESADAS PARA ESPACIADO AMPLIO

ARREGLO POBRE

Figura 11.4.1.b Localizacíon tubos sobre Puente tuberías.

Etapas de localizacíon en puentes de tuberías. 1. Determinar la longitud aproximada de puente de tuberías del plano del terreno. 2. Establecer líneas con tamaños y temperaturas. 3. Establecer atraque preliminar. 4. Ancle todas las líneas cerca del centro del puente de tuberías. 5. Calcular el espaciado de línea en las esquinas. 6. Si el espacio entre líneas esta perdiendo espacio de atraque en las curvas, determinar qué líneas están dando más problemas. 7. Mover las anclas de estas líneas (una línea a la vez) más cerca de las esquinas. (La línea tendrá ahora dos anclajes). 8. Coloque uno o más bucles entre estos dos anclajes. 9. Tamaño de los bucles se ajustan al espacio disponible. 10. Finalizar el atraque. 11. Revise las fuerzas de anclaje. 12. Enviar la localización terminada a esfuerzos para los cálculos de las fuerzas exactas que deben transmitirse a la estructura, y checar el diseño del bucle.

112


Las líneas que se requieren los mayores bucles deben agruparse cerca del exterior, con líneas que requieren más pequeños bucles avanzando hacia el centro. Se debe considerar la colocación de líneas de diámetros pequeños, donde pueden conseguir el apoyo adicional de las líneas más grandes, más frías. Si una cabezal de alivio necesita un bucle, este debe ser atracado a fin de no interferir con las otras líneas, ya que el cabezal de alivio no puede tener encharcamientos (podría formar golpe de ariete) y debe tener pendiente.

Espaciado entre líneas sin bridas cerca de las esquinas. PUENTE DE TUBERIAS INTERCONECTADO

POSICION CALIENTE

UNIDAD PUENTE TUBERIAS

Figura 11.4.1.c Localizacíon tubos sin bridas en interconexiones. Cuando no existen bridas entre la esquina y la primera guía o anclaje en dos líneas adyacentes, el espaciado de línea puede estar basada en el diámetro exterior del aislamiento, más un claro adicional de 1 ". Cuando bridas están cerca de las intersecciones de tubería el espaciamiento se basa en el diámetro de la brida en lugar del diámetro exterior del tubo. Por lo general, el espaciamiento se calcula con una línea caliente (en funcionamiento) y una línea fría (no operativa).

El arqueo de siluetas “ L “ ESPACIO ENTRE LINEAS ARQUEO

Figura 11.4.1.d. Arqueo de siluetas “ L “ 113


Arqueo: El arqueo puede ser mucho mayor que el movimiento real (Δ) en la esquina. Las distancias entre las guías y anclajes alrededor de las esquinas limitará la inclinación a no más de la Δ en la curva, eliminando cálculos. Para líneas críticas ver al ingeniero de esfuerzos para los movimientos y arqueos calculados por el ordenador. Problema de arqueo. Suponiendo que no hay más espacio disponible para la expansión térmica, determinar qué líneas requieren bucles, basados en el espaciado de línea en el extremo este del puente de tuberías bajo consideración.

TERMINAL ESTE

Figura 11.4.1.e.

Problema de arqueo.

1. Establecer el espaciado estándar. 2. Revise el espacio libre para la expansión. 3. Decida cuales líneas requieren bucles. ¡No haga ningún dibujo a escala! Realice un dibujo a mano alzada de la sección.

114


11.4.2. Establezca espacio estándar:

CHEQUE QUE ESTA LINEA NO CAIGA FUERA DEL SOPORTE

Figura 11.4.2.a. Espaciado estándar.

EXPANSIONES ESTAN AL ESTE

A = 2 ¼” + 2" + 1" + 10 ½” = 15 ¾”  16” o 4 ½” + 1” +3” + 7” = 15 ½”  16” B = 7" + 3" + 1" + 4 ½”

= 15 ½”  16” o 10 ½” + 1” + 2 ¼” = 13 ¾”  14”

C = Ver hojas 168 a 171 del volumen 2 D = Ver hojas 168 a 171 del volumen 2 Total = 63”

 12" Note: always use the larger dimension  19"

Según los diferentes estándares, de diferentes compañías de ingeniería, pueden cambiar estas dimensiones; se selecciona según el criterio del diseñador. Ver hojas 168 a 171 del volumen 2.

2. Revisar el claro de expansión ( checar localizacíon de bridas ). 4" IH ∆ = .0501 x 375'

= 18.79"

A = 2 ¼” + 2” + 18.79” + 1” + 3” + 7” 8" IH ∆ = .0362 x 350'

 35”

16”

= 25.92”

 26”

16”

= 13.92

 14”

12”

= 20.26”

 31”

19”

= 12.67"

C = 2 ¼” + 5.29" + 1" + 15 3/8” 10" ∆ = .0061 x 350'

= 34.04”

= 12.67"

B = 7" + 3" + 12.67" + 1" + 2 ¼” 4” ∆ = .0362 x 350'

WAS

= 2.135"

D = 5 3/8” + 2.135” + 1” + 11 ¾”

115


TOTAL

 96”

63”

Si se requiere de 33” de espacio adicional es antieconómico, por lo tanto, las cuatro líneas de la izquierda requieren bucles.

11.4.3. Localización de anclajes de bucle.

(Después de que la necesidad de un bucle se ha establecido) NINGUNA BRIDA

6” MAX ∆ PARA PERMANECER SOBRE EL SOPORTE

La expansión permitida en el extremo derecho, sin incrementar espacio entre líneas = 16"−7"−3"−1"−2"−2 1 = 0.75" La distancia máxima del anclaje puede ser desde la esquina, se encuentra dividiendo el movimiento permitido entre el coeficiente de expansión. Terminal izquierda de longitud Terminal derecha de longitud

= 6 ÷ .0501 = 120 Ft. = 0.75 ÷ .0501 = 15 Ft.

El bucle (s) tendrá que absorber al menos 565 pies. x 0.0501 = 28.31 "de la expansión.

Localización de bucles en puentes de tuberías. Idealmente los bucles debieran centrarse entre anclajes con lados iguales a cada lado del ancla.

Figura 11.4.2.a. Localización ideal de bucle (espira) de expansión. Cuando esto no es práctico, haga las piernas a cada lado del anclaje tan iguales como sea posible. 116


IGUAL

IGUAL

Figura 11.4.2.a. Localización sugerida de bucle de expansión cuando no esta centrado. Las fuerzas de fricción son determinadas por el número de soportes para tubos que cruzan una línea. Al hacer estos tramos iguales, las fuerzas en el anclaje deben permanecer casi equilibradas.

Bucles multiples. Más de un bucle puede ser necesario cuando: (a) Es imposible hacer conexiones de ramales lo suficientemente flexibles. (b) El espacio entre los ramales y las líneas vecinas o la estructura es limitado. (c) Cuando el bucle se vuelve demasiado grande para apoyarse o adaptarse al espacio disponible. (d) Las fuerzas de anclaje son demasiado desequilibrados y el acero de soporte no es económico.

FRICCION

FRICCION

FRICCION

Figura 11.4.3.b.

FRICCION

Problema preliminar.

Si esta situación se encuentra, consulte con su supervisor. Se verificará con el ingeniero de esfuerzos y el estructural juntos una solución, y esta se encontrará. Si se trata de múltiples bucles en lugar de añadirse arriostramiento, entonces a continuación:

FRICCION

FRICCION

FRICCION

FRICCION

FRICCION

Figura 11.4.3.c. Solución alternativa. Se requieren pequeños bucles, pero más accesorios y soldaduras se utilizan. 117

FRICCION


Bucles multiples. Más de un bucle puede ser necesaria cuando: Las fuerzas requeridas para doblar el bucle son demasiado grandes, y los anclajes no se puede reforzar económicamente.

Figura 11.4.3.d.

Arreglo pobre.

Figura 11.4.3.e.

Mejor arreglo .

El máximo de cargas desbalanceadas no deben tener más de 2000 libras.

(TF1+FF1) - (TF2+FF2) = Total de cargas desbalanceadas menor de 2000 libras Para asegurar que una fuerza térmica no esta balanceando una fuerza de fricción, ver por separado que la fricción y las fuerzas térmicas de balance estén dentro de 2.000 libras. Situando bucles. 1. Ancho de bucle debe estar siempre basado en la utilización de los soportes existentes. 2. La expansión térmica se debe permitir para cuando se espacian bucles adyacentes. 3. Anchura de bucle no tiene que estar cerca de 20 pies sólo porque los nomogramas de bucles sugieren utilizar ese número. El ancho del bucle tiene sólo un efecto secundario en los resultados. 118


4. Altura mínima de bucle depende del atraque de la línea con respecto a la ubicación del soporte de bucle. 5. Bucles no puede extenderse mucho más allá de un apoyo existente o el exceso hará que el bucle "pierda su balance". Esto establece la altura máxima permitida de bucle. 6. Los dos primeros puntos tienen más influencia en el diseño de bucle que las fórmulas de esfuerzo, desde el punto de vista de las tuberías. 7. El problema práctico de dimensionamiento de los bucles en una bahía en particular es la búsqueda de cual tiene que ser el más grande, y segundo más grande, etc.

Método para determinar el tamaño de bucles en un puente de tuberías, 11.4.3.1.a Líneas ancladas cerca de su centro. Determinar que líneas requieren bucles checando la expansión permisible en cada uno de los extremos de la carrera. Si cada extremo va a absorber la expansión resultante, por lo general, ningún bucle se requiere. Si el espaciado de línea no puede ser ajustado para absorber el movimiento, se requiere un bucle. 11.4.3.1.b Determinar cuáles de las líneas que requieren bucles , necesitan el mayor bucle, el segundo mayor, etc, según las siguientes sugerencias: 11.4.3.1.b.1

Multiplique la expansión total de cada línea entre sus anclajes propuestos por el momento de inercia (E). (La rigidez de una línea se mide por su "Momento de inercia".) 11.4.3.1.b.2 La línea con la mayor de estas cifras calculadas requiere el mayor bucle, el siguiente número uno más pequeño, el siguiente uno más pequeño, etc 11.4.3.1.b.3 La regla anterior no checa los esfuerzos. Esto se comprueba después de que los lazos son más o menos dimensionados. 11.4.3.1.c Checar el espacio disponible para los bucles. Asegurarse de que las líneas que requieren los mayores bucles estén atracadas cerca del borde del puente de tuberías opuestas a la parte superior del bucle. Colocar los bucles entre los dos soportes de tubería usando un espacio mínimo, más la asignación para la expansión de la línea y el encorvado. Haga los bucles lo más anchos posible, pero mantenga la altura a un mínimo. Si el esfuerzo o la fuerza es extremadamente alta, consulte con el ingeniero de estrés para la altura de bucle. Nota: Generalmente las líneas con la mayor expansión se atracado en el borde del puente de tuberia de modo que la expansión térmica crece lejos de los otros tubos en las esquinas, incluso si la línea no requiere el bucle mayor. 1.4.3.1.d Enviar puente de tuberías terminado a esfuerzos para el cálculo exacto de las fuerzas de anclaje ,para su remisión a la evaluación estructural y precisa de las tensiones en la tubería.

119


Ejemplo de dimensionamiento de bucle. Nota: Todas las tuberías son de pared estándar. DIMENSIONES BASADAS SOBRE EL ESPACIO ENTRE LINEAS Y EL ENCORVAMIENTO MINIMO

SOPORTE DE BUCLES

COLUMNAS PUENTE

COLUMNAS PUENTE BAHIA DE BUCLES Ejemplo dimensionamiento bucle.

Figura 11.4.3.e. Cálculos: TUBO

lp

X

∆

10" 4" 2" 16" 6"

161.0 7.23 .666 562 28.1

X X X X X

5 11 15 4 6

SECUENCIA DEL BUCLE = 805 = 80 = 10 = 2248 = 169

2 4 5 1 3

Este cálculo también muestra que el 16 "de la línea debe ser atracado donde la línea de 6” está, la línea de 10 "debería estar donde está la de 16”, y la línea de 6 " debería estar en donde está la de 2". Tenga en cuenta que este es también el mejor arreglo para la viga para soportar el peso. Los puentes de tubería pueden ser utilizado para absorber la expansión térmica, reduciendo el número de bucles necesarios. Coloque los anclajes de la misma manera como los anclajes normales de bucle se colocan. En espaciado mas largo que lo normal, el bucle puede causar que la tubería se levante del soporte intermedio causando sobresfuerzos. Pandeo de Puente de tuberías. Los pandeos son muy rígidos y pueden ser ignorados (dependiendo del tamaño del tubo). Los pandeos mas largos son flexibles y deben ser anclados para controlar la cantidad de expansión que absorben, para evitar sobretensiones. Estos requisitos varían con el tamaño de la tubería y la ubicación de los pandeos y los anclajes, por lo tanto, comprobar con esfuerzos durante el diseño. 120


11.5. Balance de Localizacíon de fricción. Balance de la localizacíon de fricción de cabezales de líquidos que cambian de tamaño (diámetro). IGUAL

IGUAL

BUCLE O VUELTA BUCLE O VUELTA CUANDO LA LINEA NO CAMBIA DE TAMAÑO EL ANCLAJE ESTA LOCALIZADO ENMEDIO ANCLAJE LOCALIZADO APROPIADAMENTE BUCLE O VUELTA BUCLE O VUELTA SERVICIO = SUMINISTRO AGUA ENFRIAMIENTO

Figura 11.5.a.

Balance de localizacion de friccion.

El anclaje se coloca en el "centro de gravedad" de las lineas. Encontrar el peso total de la tubería y se divide por dos. 6" STD 10" STD 16" STD

= 31.5#/ft. = 74.6#/ft. = 141.7#/ft.

X 100 ft. X 100 ft. X 100 ft.

= 3,150 lbs. = 7,460 lbs. = 14,170 lbs.

TOTAL

= 24,780 lbs. dividido entre 2

Este es el peso 12,390 lbs. / 141.7 lbs por pie = 87.4 ft. de tubo de 16" STD + agua. 141.7#/ft

121

= 12,390 lbs.


Arreglos fuera de sitio en el Puente de tuberías. RUTA ALTERNATIVA

PARA RUTAS MUY LARGAS SE PUEDEN REQUERIR BUCLES PARA CORRIDAS FRIAS Figura 11.5.b.

Arreglos fuera de sitio.

Enrutamiento alternativo acorta cada carrera individual de modo que el número de bucles puede ser minimizado si el interlineado se incrementa un poco. Los bucles para cabezales de quemadores (flare) fuera de sitio se pueden evitar de la misma manera.

11.6. Cabezales de quemadores en puentes de tuberia. Debido requisito de no encharcamientos en el diseño de cabezales de antorchas de quemadores, los lugares de atraque y otras dificultades de, los cabezales de antorchas de quemadores no deben serle colocados bucles en puentes de tuberias. PIERNA DE PERRO ABSORBE LA EXPANSION, NINGUN CABEZAL ICP O BUCLE TEMPERATURAS VARIANDO DETERMINADAS POR EL INGENIERO DE INSTRUMENTACION

SOPORTE COLA DE COCHINO

CABEZAL ICP DE ANTORCHAS QUEMADORES

LOS RAMALES DEBEN ABSORBER LA EXPANSION DEL CABEZAL

Figura 11.6.a.

Quemadores en puente de tuberia. 122


Si la expansión es demasiado grande, el anclaje puede tener que ser movido hacia atrás. Si es demasiado grande, la friccion desbalanceada puede reducirse mediante el uso de zapatos de teflón en el lado más pesado.

11.7. ESPACIADO DE SOPORTES Y TUBERIAS. 11.7.1. Espaciado de tuberías permissible. El espaciado de tuberías permisible es el siguiente: 1. Rigidez de la tubería 2. Peso de la tubería 3. Peso de los Contenidos 4. Peso del aislamiento 5. La esfuerzo admisible del material de tubería en la temperatura de diseño. 6. Hundimiento admisible para la apariencia, y un drenaje adecuado. Cuando se utiliza la tabla del espaciado de tubería, la tolerancia debe hacerse para las desviaciones de las condiciones que figuran en el gráfico. En el caso especial (tales como tubos de plástico), ver al ingeniero de esfuerzos informarse del espaciado permitido. Problema.

ESPACIADO MAXIMO

Figura 11.7.1.a. Ejemplo de espaciado permisible de tuberías. Se puede usar la carta de espaciado de tuberías de la pagina siguiente, encuentre el máximo espaciado de soportes, si no se pueden usar cargadores.

123


ESPACIADO DE TUBERIAS PERMISIBLE

Basado en el uso de tuberías de acero al carbón ASTM – A53, llena de agua. 124


Notas:

1.2.-

El espaciado esta basado en tuberías aisladas y no aisladas debajo de 650 °F. Si los soportes están espaciados a mas de 25 pies, informe al ingeniero estructural de cargas adicionales.

Respuesta: 4" SCH 40 3" SCH 40 2" SCH 40 1" SCH 80

@ 600oF @ 200oF @ 200oF @ 150oF

= 27'-0" = 25'-0" = 19'-0" = 17'-0"

Respuesta

= 17'-0" REGLAS DE ESPACIADO

CAIDA 3’ – O” O MENOS NO SE CUENTA PARA ESPACIADO A + B = 65 % DEL ESPACIADO PERMISIBLE

EL ESPACIADO ADYACENTE DEBE SER LO BASTANTE LARGO PARA PROVEER UN EFECTO DE BALANCE PARA AYUDAR A SOSTENER LA ESQUINA REGLAS DE ESPACIADO

CHECAR FLEXIBILIDAD ANTES DE LOCALIZARLO SOBRE LINEAS PEQUEÑAS SE DEBE ADICIONAR UN CARGADOR PARA REDUCIR EL ESPACIADO

75 % DEL ESPACIADO PERMISIBLE

SI EL ESPACIADO ESTA SOPRTADO CERCA DEL FONDO, LA PORCION SUPERIOR PUEDE ESTAR “ INESTABLE, Y OSCILAR EXCESIVAMENTE DURANTE LOS PERIODOS DE VIENTO O PUEDE VIBRAR DEBIDO AL FLUJO DE FLUIDO

Figura 11.7.1.b. Sugerencias de espaciado permisible de tuberías.

125


11.6. Cálculos de carga muerta. Como se calcula la carga muerta (aproximadamente). Cargas uniformes:

Figura 11.6.a.

Cargas uniformes.

W = Peso total entre soportes (libras) w = Peso por pie de tubo (incluye agua para cargas de prueba) (incluye servicios y aislamiento para cargas de operación). l = Distancia entre soportes (pies) Para pesos de tubos con agua por pie, ver tablas de datos de tuberías. Varios otros gráficos se pueden utilizar para el peso de aislamiento, válvulas y accesorios. Los pesos de cada soporte se calculan utilizando la mitad del peso de cada lado del soporte. En general, los accesorios se puede calcular como tubo recto a menos que sean especialmente pesados.

Como se calcula la carga muerta (aproximadamente). Cargas concentradas:

Figura 11.6.b.

Cargas concentradas.

W = Peso total del articulo en línea (libras) Tales como: válvulas, bridas, artículos especiales en línea y filtros, el peso del ramal descansa en el cabezal. 126


Los pesos de las válvulas de control, válvulas de seguridad (PSV), otros instrumentos y artículos especiales pueden, a menudo, ser obtenidos de dibujos de los proveedores. Las cargas deben añadirse a los bocetos de esfuerzos cuando estén disponibles.

Problema Ejemplo: Calculo de carga muerta. Estimar la carga sobre la plataforma: VALV COMP (215 LIBRAS)

Figura 11.6.c. Cabezal Producto Gravedad especifica Aislamiento Ramal Producto Gravedad especifica Aislamiento Brida 4"-300#

Ejemplo calculo carga muerta.

= 6" ced 40 = aceite = .8 = 2" grueso silicato de calcio ( 4.57 libras/pie ) = 4" ced. 40 = aceite = .8 = 1.5" grueso silicato de calcio ( 2.55 libras/pie ) = 29 libras

Los problemas sobre la carga muerta se trabajan desde arriba hacia abajo. A las cargas estimadas debería haber 20% de factor de seguridad añadido.

127


Respuesta: Divida el problema en secciones simples y sume los resultados: Ramal 4"

Caso uniforme

HALLE LA CARGA TOTAL QUE EL CABEZAL DEBE SOPORTAR

4"ced 40 Agua x 0.8 Aislamiento 1.5" W ( peso )

= 10.79 = 4.41 = 2.55 = 17.75 Libras/pie

w / 2 = 10” x 17.75 / 2 = 89 libras

Plus:

Caso concentrado 4"-300# compuerta (2)4"-300# brida cuello sold. w

Solucionar para la carga al final del cabezal solamente:

Wb / 10

Plus:

= 215 # = 58 # = 273 # (libras)

= 273 x 8 / 10 = 218#

Caso concentrado

La carga total del cabezal debe soportarse por igual:

89# = Carga horizontal tubo. 128


W = wl

218# =Carga CV . 142# =Carga vertical tubo. 449# =Carga total en la curva de la pierna en el cabezal.

= 17.75#/ft. X 8' = 142#

Cabezal 6"

Caso uniforme

Mismo soporte

6" sch. 40 pipe Agua x 0.8 Aislamiento 2" w

= 18.98 336# = 10.01 = 4.57

W / 2 = 33.56 x 20' / 2

= 336 #

= 33.56

w / 2 = 33.56 x 25' / 2

= 420#

Caso concentrado

Ramal Carga en 5HR1-6

= 449# =Wb/l

= 449# x20' / 25 Carga total en 5HR1-6 es:

129

= 359# 336# +420# +359# 1115# mas 20% = 1338#


Soportes colgantes de resorte ( muelle ). Los soportes colgantes de muelle se usan para proveer soporte de la tuberia, mientras permite su movimiento vertical causado por las cargas de desplazamiento.

Tipo variable.

INDICADOR CARGA ESCALA CARGA Y NUMERO PLACA

F U E R Z A

TAM VARILLA “ A “ NO INCLUYE VARILLA

DESPLAZAMIENTO

Proceso de selección: 1. 2. 3. 4.

Calcular el peso a ser soportado. Calcular el movimiento de la línea en la localización del soporte. Seleccionar el tamaño del soporte colgante basado en la carga. Decida la variación de carga permisible. Generalmente menos del 25 %. Menos si es necesario para encontrar los esfuerzos de los requerimientos de reacción. 5. Seleccionar el soporte colgante de las tablas del manufacturero. Taller del soporte colgante de resorte. Seleccione un soporte que reduzca al mínimo la reacción de peso en la bomba.

130


Soporte tipo constante.

VARILLA

INDICADOR DE POSICION Y PARO DE VIAJE

ESCALA DE CARGA SOPORTE

CUBRERESORTE

PIVOTE DE CARGA

PIVOTE PRINCIPAL PIVOTE AJUSTE RESORTE

RESORTE

PLACA UNION

PIVOTE AJUSTE RESORTE

VARILLA TENSION SOPORTE

Instalación soporte de apoyo constante (Anvil International).

131

YUGO DE CARGA COPLE DE CARGA

TORNILLO DE AJUSTE CARGA VARILLA INFERIOR


Los soportes colgantes del tipo constante se utilizan cuando la variación de la carga en un soporte tipo de resorte variable sería demasiado alto. La carga permisible para 5HR1-6 es 1500 #(libras), Ver figuras a continuación para verificar datos. Estándares para soportes colgantes. NOTAS: 1. Estos estándares se usarán para selección y aplicación solamente; los detalles específicos de los soportes se mostraran en los dibujos de fabricación. 2. Se requiere aprobación de Ingeniería de esfuerzos y bajo las siguientes condiciones: 2.1. 32 °F o abajo. 2.2. Presión de operación de 3 000 psi y arriba. 2.3. Desde y a bombas y compresores reciprocantes. 2.4. Aleaciones de cromo de 2 al 17. 2.5. Aleaciones estabilizadas de Columbium (tipo 347) mas delgadas que el peso estándar o excediendo ¼” de espesor. 2.6. Líneas conduciendo hidrogeno ( 100 psi de presión parcial y arriba ). Oxigeno o servicios de productos letales. 3. Cualquier desviación de este estándar debe ser revisada y aprobada por Ingeniería de esfuerzos y estar detallada, si se requiere, con un isométrico de la tubería. 4. Soportes colgantes: 4.1 4.2 4.3

Cargas excediendo 500 libras en la superficie de apoyo requieren aprobación del ingeniero estructural. Dimensión mínima “ X “ basada en un movimiento horizontal de 1”; cuando el movimiento excede 1”, revisar con el ingeniero de esfuerzos. El espaciado de los soportes colgantes no debe exceder del máximo espaciado de tuberías de los estándares. SUPERFICIE DE APOYO

LONG MAX VARI LLA

Figura 11.5.2.d.

132

5HR1 - Diam nom tub Soporte colgante Tuberías de ¾” hasta 36”


SUPERFICIE DE APOYO

Figura 11.5.2.e. 5HR2 Soporte colgante Trapecio. Precaución: El uso de este soporte requiere la aprobación del ingeniero de esfuerzos.

Línea no aislada operando a 200 °F o menos Abrazadera superior Long Max Vari lla Figura 11.5.2.f. 5HR3 - Diam nom sop inf – diam nom sop sup Soporte colgante Tuberías de 3/4” hasta 24”.

133


SUPERFICIE DE APOYO Long Max Vari lla

Detalle oreja

Figura 11.5.2.g. 5HR6 - Diam nom Soporte colgante con orejas Tuberías de 2 ” hasta 24”.

11.9.

Localizacíon de soportes.

Métodos de cálculo. Generalmente se requiere por exactitud un revisión formal usando un análisis de esfuerzos por computadora. La preocupación por las posibilidades de malfuncion de los soporte son el colapso y la deformación excesiva. Los códigos estructurales no reconocen la distinción entre desplazamiento y cargas sostenidas, por lo tanto solo la magnitud de las cargas extremas necesitan ser consideradas, por lo tanto se debe usar el rango de temperatura de condición instalada a condición de operación. Algunos códigos diferencian entre cargas normales y ocasionales.

Condiciones limite. Las reacciones limite están determinadas por los esfuerzos máximos, o la estabilidad mínima de la estructura.

Figura 11.9.a.

Pandeo entre soportes. 134


El pandeo entre soportes ampliamente espaciados puede causar que la tuberías serpentee inapropiadamente entre los soportes localizados. Tratar de igualar el espaciado entre cada uno de los soportes, cuando sea possible, para balancear cargas.

Figura 11.9.b.

Pandeo entre soportes.

Apoyo de bucle adecuado: Arqueo puede causar que el bucle caiga del soporte Se requiere cimentación extra ERRONEO

Sumar puntales entre las columnas existentes baja costos

No puede sobresalir demasiado o perderá balance

ACERTADO Figura 11.9.c.

Apoyo adecuado de bucle.

135


Situar los soportes tan cerca como sea posible para cargas concentradas pesadas ( o situar las cargas pesadas cerca de los soportes existentes )

Válvulas de 4” cerca una de otra hace una carga pesada

Un segundo soporte de pie puede sumarse para esfuerzos

Soporte directamente sobre la carga Caída vertical larga hace la carga pesada, especialmente en prueba hidrostática en tuberías grandes Figura 11.9.d.

Puente tuberias

Principios básicos de soporte.

Caída vertical mas válvula y bridas es una carga pesada

Espacio tubería normal

Durmiente

No soportar aquí Puede requerir compensación para flexibilidad o resorte abajo debido a la diferencia de temperaturas entre el recipiente y el tubo Soportar aquí directamente arriba de la caída larga Caída larga

Figura 11.9.e.

Principios básicos de soporte. 136


11.10. EQUIPO. El equipo debe ser considerado en el análisis de esfuerzos. Lugares de anclaje, la temperatura, material de cuerpo, proyección de la boquilla y dimensiones físicas, todos, afectan los cálculos de esfuerzos y necesitan ser transmitidos a los esfuerzos. El propósito principal es proveer suficiente soporte y flexibilidad para prevenir las reacciones excesivas sobre los soporte y equipos. Los métodos de calculo son diferentes para equipos fabricados que para equipos o soportes; así mismo sus limites de reacción difieren. La mayoría de los equipos se anclan a la cimentación. Por esto las boquillas de equipo son también anclas. Generalmente son anclas completas. Los anclajes son mecánicamente rígidos pero pueden tener expansión adicional cuando el equipo es caliente. Aun mas si el equipo no esta atornillado abajo, el peso puede ser lo bastante grande para hacer del equipo un punto de anclaje.

Equipo fabricado. Generalmente los métodos de cálculo requieren de la exactitud de un estudio formal usando un programa por computadora de análisis de esfuerzos, se deben considerar las cargas sostenidas y las de desplazamiento. Los alcances de falla deben incluir deformación mayor o colapso y fatiga. Con el fin de evaluar fatiga deben ser considerados el rango entero de cargas, de manera tal que el rango de temperatura de este calculo sea el mismo del calculo del rango de desplazamiento. Las reacciones limite para boquillas son calculadas usando: Welding Research Council Bulletin 107 “Local Stresses in …Shells due to External Loadings” ó análisis de elemento finito.

Limites de reaccion. Los valores de esfuerzos permisibles usados en el calculo se toman de los codigos aplicables, y la evaluacion de esfuerzos es generalmente hecha usando el criterio de evaluacion de esfuerzos descrito en “ASME B & PV Code Section VIII, Div 2, Reglas alternas para recipientes a presion. La ventaja es hacer cálculo uno mismo. El ciclo de tiempo se reduce considerablemente. Es mas fácil decidir entre reforzar la boquilla o reducir las reacciones.

137


Equipo rotatorio. Generalmente los métodos de cálculo requieren de la exactitud de un estudio formal usando un programa por computadora de análisis de esfuerzos, Los alcances de falla deben incluir: desajuste perjudicial e interferencia por rozamiento. Con el fin de evaluar los modos de fallo, sólo la magnitud de las cargas durante la operación necesita ser considerado, por lo tanto se debe usar el rango de temperatura desde la condición de instalado hasta la de operación. Ejemplos de rangos de temperatura. Línea exterior de agua de torre de enfriamiento: Temperatura mínima del agua es 45 °F ( 7°C ). Temperatura máxima del agua es 90 °F ( 32 °C ). La tuberia es instalada durante febrero, lo cual indica que tiene una temperatura promedio de 53 °F ( 12 °C ) La temperatura mínima diaria promedio es de 30 °F ( -1 °C ) El rango de temperatura es de – 1 °C a 32 ° C. Tuberia exterior de aire comprimido: Temperatura mínima del aire comprimido es el ambiente. Temperatura máxima del aire comprimido es 150 °F ( 65 °C ). La tuberia esta instalada durante julio, lo cual indica que tiene una temperatura promedio de 64 °F ( 18 °C ) La temperatura mínima diaria promedio es de - 30 °F ( -35 °C ) El rango de temperatura es de – 35 °C a 65 ° C. Línea exterior de agua trazada con vapor: Temperatura mínima del aire comprimido es 40 °F ( 4 °C ).. Temperatura máxima del aire comprimido es 60 °F ( 16 °C ). La tuberia esta instalada durante septiembre, lo cual indica que tiene una temperatura promedio de 76 °F ( 24 °C ) La temperatura mínima diaria promedio es de - 30 °F ( - 1 °C ). La temperatura máxima para la cual no hay condición de flujo con el trazado(venas) es 280°F ( 140 °C ) El rango de temperatura es de – 1 °C a 140 ° C. Limites de reacción. Los limites de reacción los especifica el manufacturero del equipo. Los fabricantes de ciertos tipos de equipos deben cumplir con por lo menos los requisitos de reacción permisibles en las normas aplicables de la industria. Muchos manufactureros consultan con el usuario estos estándares.

Limites de reacción EQUIPOS Bombas centrifugas Turbinas de vapor Compresores centrífugos Compresores desplazamiento positivo

ASME B 73.1 NEMA SM – 23 API 617 API 619 138

ESTANDARES INDUSTRIALES API 610 API 611 API 612


11.10.1. Recipientes horizontales. * 750 °F DISEÑO 500 °F OPERACION

CERO MOVIMIENTO VERTICAL

* 750 °F DISEÑO 500 °F OPERACION

INDICAR ANCLAJE

Figura 11.10.1.a.

Recipiente horizontal.

* Dar temperaturas de diseño y de operación del proceso, en las líneas de entrada y salida. No utilice la temperatura de diseño del recipiente. 11.10.2 Intercambiadores de calor. Temperatura promedio del recipiente del intercambiador.

FLUJO

Figura 11.10.2.a.

Temperatura promedio intercambiador.

La temperatura promedio para hallar los movimientos de anclaje es: 800oF+400oF / 2 = 600 °F El ingeniero de esfuerzos determinará las temperaturas promedio y la expansión resultante de la información sobre el boceto esfuerzos. Los intercambiadores de coraza y tubos se usan para calentar y enfriar una corriente de producto, utilizando otro producto por los tubos. Generalmente, el flujo a través de la coraza y el flujo a través de tubos fluirá en direcciones opuestas. Las temperaturas y presiones varían en cada boquilla. 139


11.10.2.1.

Localización de intercambiadores y tuberías.

Para mayor información acerca de la localización de intercambiadores en una planta, ver anexo C-4. Para mayor información sobre nomenclatura ver páginas 87 a 89 del volumen 2. El propósito de los detalles de las figuras en dicho anexo es proporcionar sugerencias probadas de localización de intercambiadores de calor y tuberías, que favorecen la flexibilidad. Se usan estos dibujos solo como referencia, y deben ser utilizados con discreción.

11.10.3

Recipientes verticales.

Nota: Use temperaturas de operación de boquillas de salida solo para calcular la expansión. No use la temperatura de operación del recipiente. La expansión se produce tanto desde la línea tangente (hacia arriba o hacia abajo) y radialmente desde el centro del recipiente. Las temperaturas pueden variar considerablemente de la parte inferior a la parte superior de un recipiente vertical alto. SALIDA

EXPANSION SOBRESALE EXPANSION TOTAL RECIPIENTE

FALDON NO SE EXPANDE

FONDOS

EXPANSION

CHECAR INTERFERENCIA

Figura 11.10.3.a. Calculo expansión del recipiente . En recipientes altos las tuberías generalmente estarán apoyadas y guiadas fuera del tanque. Temperaturas Diferentes entre el interior del recipiente y el tubo pueden hacer que se expandan a ritmos diferentes.

140


PIERNA LARGA PARA FLEXIBILIDAD LA LINEA ES MAS FRIA QUE LA TEMPERATURA PROMEDIO DEL RECIPIENTE

LOS SOPORTES DE BASE LEVANTAN Y NO SOPORTAN LA TUBERIA

Figura 11.10.3.b.

Líneas de reflujo.

Se debe tener cuidado de colocar arreglos de tubería en la base de los recipientes; si deben estar situados en la base del recipiente, el peso debe ser conducido por el soporte del recipiente y una guía base usada en lugar de un apoyo sobre el terreno. PLATAFORMA

PARA ESFUERZOS

CUERPO

T A N Q U E

VAPOR

SOLUCION 1 USAR SOPORTES COLGANTES DE RESORTE

ELEVACION

Figura 11.10.3.c. Recipientes verticales.

141

SOLUCION 2 SUMAR FLEXIBILIDAD Y SOPORTE EN PLATAFORMA


11.10.4.

Bombas ( fuerzas).

Los vendedores de bombas sólo aceptarán fuerzas y momentos limitados en su boquillas de succión y de descarga. Cuando más de una bomba se alimenta de una sola fuente, una bomba puede estar en ejecución (en caliente), mientras que el otro está apagada (en frío). Coinciden con los de la fuerza de fricción excesiva

MOVER ANCLAJES CERCA DE LAS BOMBAS PARA PREVENIR EXCESIVOS REQUERIMIENTOS DE FLEXIBILIDAD

SOPORTE DE PIE SE REQUIERE SI EL 65% DEL ESPACIADO ES EXCEDIDO O SOBRE LINEAS MUY CALIENTES

65% DE ESPACIADO PERMISIBLE

PIERNA DE PERRO PUEDE SER REQUERIDA

SOPOR DE RESORTE TIP.

Figura 11.10.4.a.

Descarga de bombas .

BOMBAS AUXILIARES LONG EXPANS VERTICAL

LA FLEXIBILIDAD DEL TUBO COMUN DE SUCCION SE CONSIDERA SEPARADAMENTE LA TEMPERATURA DE LA PIERNA ESTACIONARIA ESTA TOMADA A 70 °F Y COMIENZA AQUI

N O T A 1

N O T A 2

N O T A 3

F L U J O

LA EXPANSION VERTICAL ES ABSORBIDA POR EL CORRIMIENTO HORIZONTAL

LADO FRIO

LADO CALIENTE

FLEXIBILIDAD IGUAL DE AMBAS BAJADAS SIGNIFICA QUE LA MITAD DE LA EXPANSION HORIZONTAL VA A CADA LADO; ( NO SUMAR AMBAS BAJADAS VERTICALES CUANDO SE INTRODUCE LA PIERNA DE FLEXION SOBRE LA CARTA DE FUERZAS

TF PERMISIBLE ES 200 * / TAMAÑO NOMINAL DE LA BOQUILLA

PUNTO SOPORTE

TF EMPUJA ABAJO EL CUERPO DE LA BOMBA NO CUENTA EN LA FLEXIBILIDAD

DEBE SER INCLUIDA EN LA EXPANSION VERTICAL

1.- LONGITUD EXPANSION VERTICAL 2.- LONGITUD DE FLEXIBILIDAD 3.- TF EMPUJA ABAJO

Figura 11.10.4.b.

Fuerzas en bombas . 142


Nota: No sólo las bombas, sino también todos los sistemas de tuberías de la válvula debe ser analizado para todas las combinaciones de temperatura frío-calor que son posibles. LONGITUD EXPANSION HORIZONTAL

F L U J O

TODO EN LA HORIZONTAL ESTA CALIENTE AL MISMO TIEMPO

Figura 11.10.4.c.

NO HAY FLEXION EN LA CORRIDA HORIZONTAL DADO QUE AMBAS CAIDAS ESTAN CALIENTES SIMULTANEAMENTE F L U J O

Fuerzas en bombas .Bombas auxiliares.

Para un tamaño de tubería y temperatura dadas, las fuerzas horizontales son dos veces mas grandes en servicio de espera una (fríocalor). Si la operación caliente-frío es de vez en cuando posible, entonces también se debe tener en durante el diseño. La información sobre el funcionamiento de la bomba se debe incluir en el esquema de estrés, si es otra, que frío-calor. LA DIFERENCIA ENTRE EL ASENTAMIENTO DEL RECIPIENTE Y LAS BOMBAS DEBE SER SUMADO A LA EXPANSION VERTICAL

LA EXPANSION N – S EMPUJA AMBAS TORRETAS IGUALMENTE ( CALIENTE – FRIO NO IMPORTA DADO QUE ESTA GENERALMENTE CALIENTE

Figura 11.10.4.d.

Fuerzas en bombas .Tubería del recipiente a las bombas. 143


La fuerza de NS, para una bomba (en caliente o frío) se encuentra usando la expansión total de NS con la pierna de flexión igual a A + B + D. La fuerza vertical entre el recipiente y las bombas, no depende de frío-calor. La fuerza vertical se encuentra usando la expansión total entre el soporte de la bomba y el soporte del recipiente, con la pierna de flexión igual a C. Dado que la fuerza empuja hacia abajo a mitad de camino entre las bombas, se dividen entre dos para determinar la fuerza en cada bomba. Añadir esta fuerza a la fuerza vertical frío-calor, la cual está ocurriendo simultáneamente.

ABERTURA A TRAVES DEL FALDON

CUALQUIER RUTA

POSIBLE RE-RUTEO SI LAS FUERZAS FRIO-CALIENTE PREVIAMENTE HALLADAS SON EXCESIVAS

BOMBA

BOMBA

ALTERNATIVA CUANDO TUBERIAS SIMETRICAS NO SON REQUERIDAS

Figura 11.10.4.e.

Fuerzas en bombas .Tubería del recipiente a las bombas.

Buscar las fuerzas entre punto "O" y punto "E" de la manera habitual. Las fuerzas calculadas se añaden a continuación a las cargas previamente determinadas en una bomba. (No dividir las fuerzas entre las dos bombas, con excepción de las tuberías simétricas). SUCCIONES DE BOMBA 6” ced 40 acero al carbón

144


250 °F DISEÑO

FUERZA TERMICA PERMISIBLE: 800 # CUALQUIER DIRECCION

Figura 11.10.4.f.

Fuerzas en bombas .Succiones de bombas.

Ejemplo de cálculo: succiones de bombas simétricas. 6” ced 40 a 250 °F acero al carbón Boquilla 4” - 800 # permisibles

En espera

Figura 11.10.4.g.

Fuerzas en bombas .Succiones de bombas simétrico. 145


Fuerzas entre bombas Vertical

Entre recipiente y bombas Vertical

∆ = 8.5' x .0141 = .12" T.F. = Cerca de 390# Pierna de flexión = 10'-0"

∆ = 18' x .0141 = .254" T.F. = 250# 2 = 125# por bomba Pierna de flexión = 15'-0"

Este - Oeste

Norte – Sur

∆ = 5' x .0141 2 = .035" Use 3 x .035 sobre la carta = .105" Fuerza en carta = 1100# T.F. = Fuerza en carta = 370# Pierna de flexión= 7'-0"

∆ = 15' x .0141 = .212" T.F. ‹ 200# por bomba Pierna de flexión = 19'-0"

Si el tamaño de la boquilla, en este ejemplo se reduce a 3 ", la fuerza térmica permitida se reduce de 800 (4" x 200 #) a 600 (3 "x 200 #). Si la temperatura aumenta en el ejemplo anterior no funcionará. Pierna adicional se debe agregar entre las bombas. If the nozzle size in this example decreases to 3" the allowable thermal force drops from 800 (4"x200#) to 600 (3"x200#). If the temperature increases the previous example will not work. Additional leg must be added between the pumps.

Figura 11.

10.4.h.

Fuerzas en bombas .Succiones de bombas simétrico. 146


Diseño 6" ced 40 Acero al carbón 600°F Fuerzas verticales (En espera fría) ∆ = 8.5 X .046 = .39 T.F. = 480# Pierna de flexión = 14'

Fuerzas Este - Oeste (En espera fría) ∆ = 5 X .046 = .23 2 = .12 T.F. = 530# Pierna de flexión = 9'

La alineación apropiada de las tuberías en las bombas es crítico. Las cimentaciones pueden establecerse (en realidad, hundiéndose en el suelo). Para evitar las fuerzas excesivas, los soportes para tubos generalmente serán afianzados en la cimentación de la bomba o se utilizan resortes. A veces, varias bombas tienen cimentación común o tendrán pilas que limitaran su asentamiento. Ver figura a continuación Principios básicos de soporte.

COLADERA DE ARRANQUE TEMPORAL

SOPORTE DE CONCRETO SUPERFICIE PULIDA

CHECAR CON EL INGENIERO DE ESFUERZOS ANTES DE USAR ESTE TIPO DE SOPORTE

Figura 11.10.4.i.

CIMENTACION COMUN ELIMINA PROBLEMAS DE FLEXIBILIDAD DEBIDO A ASENTAMIENTOS

Bomba centrifuga horizontal carcasa bipartida..

Las bases son para soportar la estructura metálica de las bombas. La expansión térmica se produce entre este punto y las bridas de succión y descarga.

147


FLECHA BASE DE SOPORTE

FLECHA

SUCCION Y DESCARGA ARRIBA (SUCCION DE FRENTE DESCARGA ARRIBA)

FLECHA

BASE DE ANCLAJE

SUCCION Y DESCARGA DE LADO Figura 11.10.4.j. Bases de bomba. Hay varios tipos de bombas centrífugas, la diferencia principal que la tubería efectos es la ubicación de la aspiración y las boquillas de descarga.

Soportes bomba tip

SUCCION Y DESCARGA ARRIBA

SUCCION ENFRENTE DESCARGA ARRIBA

Figura 11.10.4.k.

Tipos de bomba . 148


Cuando las válvulas están situadas directamente encima de una boquilla, los resortes se utilizan a menudo para reducir las cargas en las bombas. Las bombas deben estar situados donde pueden ser fácilmente soportadas, por lo general, bajo o cerca del borde de un puente de tuberías. SOPORTE RESORTE ESTE TIPO DE SOPORTE NO REMUEVE LA CARGA DE PESO

ALTERNAR P/REMOV CARGA

COLUMNA SOPORTE TUBO COLADERA ARRANQUE TEMPORAL BOMBA

ALTERNATIVA ELEVACION Figura 11.10.4.l.

11.10.5.

Succión y descarga arriba.

Turbinas de vapor (fuerzas).

En las turbinas de vapor: Al igual que con las bombas asentamientos diferenciales pueden ocurrir, las cimentaciones para los soportes de apoyo debe estar integrada con la base del equipo. El suministro y descarga de vapor debe ser apoyada independientemente de la bola de la turbina de modo que los pernos de la brida puede ser retirado y la alineación de la brida no cambie. Ver anexo “Turbinas de vapor y bombas reciprocantes”, para los arreglos de tuberías típicos.

11.10.6.

Enfriadores de aire (ventiladores de aleta).

Enfriadores de aire se encuentra generalmente por encima de puentes de tuberías para ganar espacio, pero pueden estar situados en el piso. Los enfriadores de aire deben estar agrupados, para compartir una estructura de apoyo común. Enfriadores de aire utilizados arriba de recipientes para su servicio de condensación debe tener buen drenaje y la tubería a menudo tiene que ser simétrica (véase el anexo “Arreglo de enfriadores de aire de tiro forzado e inducido”).

Figura 11.10.6.a

Sugerencias para enfriadores de aire. 149


La temperatura de la superficie superior de la caja colectora es la misma temperatura que la del cabezal de entrada, y la temperatura de la superficie inferior de la caja colectora es la misma temperatura que la del cabezal de salida. 1. El espacio de separación debe ser revisado. Si es insuficiente, los cabezales superior e inferior pueden realizárseles resorte frio, o los huecos pueden aumentar. Los equipos de tuberías y esfuerzos deben revisar los dibujos. 2. Las cargas muertas deben ser checadas. Esto es critico, especialmente cuando las plataformas se utilizan para cualquier tipo de apoyo adicional de elevadores, etc. 3. Consulte con el ingeniero de esfuerzos para el dimensionamiento mínimo en el diseño inicial 4. Cuatro diámetros nominales del ramal o 61 centímetros, lo que sea más largo ( a menos que se indique lo contrario un ingeniero de la tensión). Esta longitud puede ser necesaria en campo para doblar y permitir a la brida el desajuste debido a la tolerancia de fabricación. 5. Si los cuellos de refuerzo son necesarios para la presión, puede ser más económico aumentar el espesor de pared del cabezal. Consulte con los ingenieros de esfuerzos y materiales.

Figura 11.10.6.b

Sugerencias para enfriadores de aire.

150


1. Acero adicional puede ser requerido. Compruebe con el ingeniero de esfuerzos desde el principio en el diseño; si un soporte de piso no puede ser usado, un soporte sólido puede ser necesaria con el nivel superior de la aleta de soporte del ventilador. Un muelle puede ser necesario si es soportado en otro lugar. 2. La flexibilidad del soporte de pie ayuda a absorber la expansión vertical, el soporte de pie debe ser de tamaño adecuado para soportar el peso. 3. Proveer flexibilidad para la expansión vertical, zapata en la columna de soporte de tuberia puede ser removido en casos limitados. 4. Si esta dimensión se vuelve demasiado grande, la tubería puede perder el equilibrio y requerir apoyo adicional.

Problema de enfriador de aire. Ver figura anterior. Preguntas: 1. Expansión del tubo ______________________ 2. Movimiento total _____________________ 3. Mínima pierna de flexibilidad @ 15,000 PSI de esfuerzo __________________________ 4. Mínima pierna de flexibilidad @ 1600 # fuerza _______________________________ 5. Máximo espaciado recomendado según la carta __________________________ 6. Fuerza térmica _______________________ 7. Encontrar dimensión mínima__________________ 8. Mínima pierna muerta requerida______________________ 9. Carga muerta @ boquilla________________________ 10. Carga muerta @ boquilla________________________ Cálculos del Ejemplo. 1. Expansión del tubo

= 70' x .014"/pie

= 0.98 pulg

2. Movimiento total = 1.5" - 0.98" 3. Mínima pierna de flexibilidad @ 15,000 PSI de esfuerzo 4. Mínima pierna de flexibilidad @ 1600 # fuerza 5. Máximo espaciado recomendado según la carta 6. Fuerza térmica

= 0.52" net. = 23 ft. = 30 ft. 47'-0". = 1600#.

7. Esta dimensión debe ser aproximadamente

28.3' =

8.-

∆ = 10 ft. (.014 - .0061) = .079"

pierna requerida = 4 ft.

9.

5´/2 + 3´/2

10.

= 4' x 182 lbs/pie2

= 728 lbs

4" –ced 40 (2' X 16.3# = 33 lbs) 4" - 150# W.N. Flg. = 17 lbs 728 + 33 + 17

= 778 lbs = Carga en boquillas

(30/2 + 5' (entre accesorios)) x 182 lbs/pie

= 1820 lbs = carga adicional de la línea aérea.

151


La carga en las boquillas es 1820 lbs + 778 lbs = 2598#. Un vendedor aceptará esta carga (2598 lbs) si se negocia antes de obtener el contrato.

11.11. Responsabilidades del diseñador de tuberías en esfuerzos. 1. Compruebe la flexibilidad y el apoyo de todas las líneas por la regla del método del pulgar y / o la inspección durante el diseño. 2. Reconocimiento durante la presentación de los problemas de estrés que requieren la consulta con estos ingenieros de esfuerzos. 3. Presentación de las líneas para el análisis de esfuerzos como se requiere en la lista de la líneas y de acuerdo con el anexo “DISEÑO DE ESFUERZOS – PROCEDIMIENTO DE BOCETEO “ (ver anexo). 4. Presentación de líneas adicionales para el análisis, esas que fallaron la regla de los métodos de pulgar. 5. La presentación de información requerida en los bosquejos de esfuerzos. 6. Inicialmente, localizando: (a) Anclas. (b) Guías. (c) Perchas o soporte colgante (consulte con el ingeniero de esfuerzos para los requisitos de muelles). (d) Soporte (Marque con el Ingeniero de esfuerzos para los requisitos de muelles). (e) Espiras (bucles). (f) Espacios libres de expansión (incluyendo los efectos inclinación) (g) Resorte frio para el espaciado de líneas.

11.11.1.

Requerimientos de los bocetos de esfuerzos.

Figura 11.7.1.a.

Boceto de esfuerzos (requerimientos). 152


1. localice anclaje de equipo y de información para el cálculo de la temperatura del recipiente. (Dibujar líneas en el boceto de esfuerzos o presentar fotocopia de 8-1/2 "x 11" al proveedor). 2. Dar dimensión al pie más cercano (o mas exacto si se conoce). 3. Información de las dimensiones básicas como un dibujo MTO. 4. Añada ubicación del soporte en el arreglo de tubería (en rojo sobre la copia azul original). 5. Se utiliza para representar el apoyo tipo en un puente de tuberías. 6. Localice codificado de apoyos (según estándar de la compañía por ejem FSC) no se deben mostrar como un tipo de apoyo del inciso anterior. 7. Localice los clips de apoyo (incluso para los carretes de acero al carbono).

11.11.2.

Requerimientos de apoyo (del ANSI B31.3-1993 Pagina 41).

La distribución y el diseño de la tubería, incluyendo elementos de soporte, se encaminará hacia la prevención de lo siguiente: 1. Los esfuerzos en tubería por encima de los permitidos por este código. 2. Las fugas en las juntas. 3. El exceso de empujes y momentos en los equipos conectados (tales como bombas y turbinas). 4. Tensiones excesivas en los elementos de apoyo de tubería (o restricciones). 5. Resonancia impuesta por las vibraciones inducidas por el fluido. 6. Interferencia excesiva con la expansión y contracción térmica en la tubería, la cual por otro lado es adecuadamente flexible. 7. Desconexión accidental de la tubería de los soportes. 8. El exceso de hundimiento en la tubería que requiere pendiente de drenaje. 9. La distorsión excesiva o hundimiento de la tubería (por ejemplo, termoplásticos) sujeto a la fluencia en condiciones de ciclo térmico repetido. 10. El flujo de calor excesivo, la exposición de los elementos de apoyo a temperaturas extremas fuera de sus límites de diseño.

11.12. Información miscelánea de diseño general. Método recomendado de localización de puntos de apoyo de tubería. El principal objetivo es obtener ubicaciones prácticas de puntos de apoyo compatibles con las estructuras normales de la planta, permitiendo con ello terminar el enrutado de la tubería tan lejos como sea posible durante el estudio. El material aquí presentado es principalmente como guía del diseñador de tuberías, proyectista o el revisor, y por lo tanto tiene un alcance limitado y sujeto a los cambios que se producen cuando el sistema de tuberías se analiza para los esfuerzos de flexibilidad y la carga de peso muerto. Los principales cambios se pueden evitar con la aplicación de las normas generales siguientes. 11.12.1. El espaciado de tuberías no debe exceder la separación mostrada en las guías de espaciado y sus notas. Las líneas a temperaturas superiores a los indicados pueden requerir espaciado severamente corto y la tabla no se aplica a las líneas que pueden vibrar por excitación mecánica, pulsación de la presión o el flujo de fase mixta (flasheo). 11.12.2. El crecimiento de temperatura o la contracción se debe calcular para determinar el tipo de apoyo requerido. Las suposiciones de que una línea se apoya correctamente sobre soportes rígidos o no elásticos crean una mayor fuente de problemas. Estos problemas generalmente serán eliminados si el comportamiento térmico de la línea está correctamente evaluado durante el estudio. Una línea que crece fuera de un soporte no esta apropiadamente soportada, teniendo la necesidad de utilizar arriba un 153


soporte de tipo de resorte, o en casos limitados de la aplicación de pre muelleo podría ser suficiente. 11.12.3. Los puntos de soporte deben estar situado directamente encima o por debajo de las mayores concentraciones de peso que se producen en las líneas verticales, y lo más cerca posible a concentraciones en peso en líneas horizontales con el fin de alcanzar lo que se llama equilibrar momentos. Los soportes de pie rígidos se deben evitar si es razonablemente posible. Para los casos individuales preferimos soportes localizados en una forma que tenga en cuenta, el tipo de equipo que se enumeran en los siguientes grupos. a) Tubos ascendentes de entrada y salida desde boquillas superiores de bombas. b)

c)

d)

e)

Temperaturas ambiente con un peso muerto sobre las boquillas de menos de 200 lbs. / ∅con un máximo de 2.000 libras: 75% de la longitud del espaciado normal se permite sumando longitud al tubo ascendente y carrera horizontal, de lo contrario requerirá apoyo adicional. Bombas de hierro fundido 50 # / ∅. Líneas de 150 °F a 300 °F: Sujeto al análisis de flexibilidad, los efectos del peso y la expansión puede permitir 75% de espaciado arriba para un soporte no-elástico si el pre muelleo es eficaz. Para estar seguro, busque apoyar el punto directamente sobre el elevador con 3'-6 "distancia mínima de claro desde la parte superior de la línea a la parte inferior de la estructura de soporte. Líneas de 300°F y mas: Localizar el punto de soporte directamente sobre el tubo ascendente con el mismo claro mínimo hacia arriba. Donde los claros son menores puede ser posible emplear una abrazadera del tubo ascendente directamente debajo de la soldadura del codo, mas dos soportes colgantes de muelle. La línea debe ser revisada por el grupo de esfuerzos durante la localización de tuberías. La carga de peso muerto sera severamente restringida. Boquillas de lado de entrada y salida en bombas centrifugas o compresores. Temperaturas ambiente: Tubos ascendentes serán soportados desde abajo con 75% del espaciado normal permitido como en el inciso 11.8.3.1.1. Líneas de 150 °F a 300 °F: El soporte de base es suficiente, pero un resorte puede ser requerido si la expansión del equipo provoca grandes momentos de flexión sobre el equipo. Normalmente 75 % del espaciado es permisible como en el inciso 11.8.3.1.1. para un punto de soporte no elástico de puente de tuberías. El análisis de flexibilidad puede requerir que un punto de soporte de puente de tuberías sea un muelle superior, particularmente en líneas de 10” y mayores. Los claros deberán estar basados en la tabla de claros de soportes colgantes de resorte (muelle) de los estándares. Líneas de 300°F y mas están generalmente sujetas a las mismas condiciones de 11.8.3.2.2 para líneas hasta e incluyendo 6". Las líneas ruteadas deberán ser revisadas durante la localizacíon de tuberías con un representante del grupo de esfuerzos de tuberías.

f)

Tuberías de recipientes verticales. Tuberías ascendentes incluso en recipientes a baja temperatura pueden causar problemas de soporte debido a las condiciones de salida del vapor para mantenimiento e inspección. El crecimiento del recipiente vertical es frecuentemente una cuestión de la sección de computación, ya que se debe tomar en cuenta que la temperatura puede variar de 600° a 700° en la zona del rehervidor, a 200° o menos en la zona de vapor de la parte superior. El recipiente puede ser en realidad dos o tres recipientes separados apilados y no siempre funcionan al mismo tiempo. Puede ser una columna empacada sujeta a altas temperaturas durante la regeneración. Disposición inteligente de la tubería requiere cierta familiaridad con las secuencias de operación, que se obtiene por la experiencia o de consultar con los ingenieros de proceso o de instrumentos. Cuando las condiciones de temperatura de operación se determinan y el tipo de flujo del producto tales como vapor, mezclas líquidas, 154


mixtas o intermitentes, entonces las líneas están listos para ser ruteadas para el soporte adecuado y flexibilidad. Los siguientes consejos deberían ayudar a evitar problemas lo suficientemente graves como para causar cambios en la reorientación o la tubería principal de diseño: Líneas de alimentación del calentador al recipiente. Estas líneas suelen estar sujetas a lo que se llama flujo de fase mixta o vaporizaciones parciales y por lo tanto sujetas a vibraciones. Se les debe dar prioridad máxima a un estudio concienzudo debido a la prioridad de la planificación del calentador. La caída de presión es generalmente crítico, lo cual junto con la frecuente necesidad de tubería de aleación a causa de la temperatura, hace del óptimo enrutamiento una necesidad económica. Perchas (soportes colgantes) puede ser una necesidad absoluta y requieren de una estructura superior. Cauchos hidráulicos puede ser necesaria si la línea es resonante con el pulso del calentador, de modo que la línea de enrutamiento debe estar de manera tal que permite la instalación mínima de amortiguador de impacto, ya sea inicialmente o posteriormente en campo si la vibración se desarrolla. La predicción de resonancia en estas líneas es prácticamente imposible, y controlarlo después del arranque, si, y cuando se desarrolla puede ser lo bastante expansiva, si la línea no se enruta razonablemente cerca de las estructuras o equipos que se pueden utilizar. Líneas encima de la cabeza del recipiente a los condensadores: Esta suele ser una de las mas grandes, si no la más grande línea de unida al recipiente. La tendencia ha sido más aplicación de enfriadores de aire para realizar la operación de condensación, lo que puede crear un mayor problema de soporte. La expansión vertical del recipiente con frecuencia es grande, superando el crecimiento de compensación de la línea de tubería por más de una pulgada. El enrutamiento de la línea por el lado adyacente al condensador puede no ser lo más económico si longitudes de tubo y codos tienen que ser añadidos por motivos de flexibilidad, entonces, perchas (soportes colgantes) tienen que ser añadidos para cargas desequilibradas y estabilidad de la línea. Para complicar aún más el problema, las válvulas de alivio se agregan a veces en esta línea a un sistema de purga, encadenando la flexibilidad de ambos sistemas y sumando una concentración en peso sin medios visibles de apoyo, porque la línea es de diez pies o más por encima de la estructura más próxima disponible . La ruta que aparece más corta, a veces resulta más larga a menos que los crecimientos diferenciales de temperatura sean evaluados. Líneas de reflujo al recipiente: Estas líneas son normalmente la líneas más pequeñas sobre el recipiente y en consecuencia consideras bastante flexibles. El problema aquí se crea cuando un arreglo de válvula de control se encuentra directamente debajo de la boquilla y al lado del recipiente en el grado. Debido a la relativamente baja temperatura de estas líneas, la parte inferior del arreglo de la válvula de control se jala hasta 1-1/2 ", de modo que las guías especiales y soportes de muelle debe ser detallado si el arreglo de la válvula de control se deja en esta ubicación. La reubicación del arreglo de la válvula de control debajo de donde corre el puente de tuberías evita este problema, o como alternativa, localizar el arreglo sobre la plataforma del recipiente cerrado a la boquilla de reflujo. La ubicación alternativa sobre la plataforma puede o no ser aprobado por el ingeniero de instrumentos o procesos, si el cree que la operación a mano de la válvula de derivación hace que sea necesario localizarla en el piso debido a las operaciones fluctuantes. Es una cuestión de opinión y métodos de operación, sin embargo, y vale la pena considerar, como diseño automatizado es cada vez más fiable.

11.12.3.

BOMBAS, TURBINAS Y EQUIPOS DE COMPRESION.

11.12.3.A.

Bombas. Las bombas y equipo rotatorio en general deben ser considerados mas delicados que los recipientes, intercambiadores y otras unidades que no están construidas con partes internas móviles. Las fuerzas y momentos sobre estos artículos debe ser mantenidas dentro de limites razonables para asegurar su funcionamiento apropiado. 155


Cualquier arrugamiento o distorsión en el cuerpo de la bomba o la base de soporte, puede causar que los impulsores se atasquen y se requiera un paro de la planta con una amplia reparación de la bomba o sustitución completa. 1)

Bombas- Requerimientos de soporte. Con tuberías ascendentes verticales desde boquillas superiores (entrada o salida). (a) En las bombas de acero fundido a temperatura ambiente hasta 150 ° F, limitar el peso muerto en las boquillas a la menor de 200 lbs. / pulgadas nominales de tamaño de la boquilla o 2000 libras. Las bombas de hierro fundido o aluminio limitar la carga de peso muerto para el menor de 50 lbs. / pulgadas nominales de tamaño de la boquilla o 500 libras. También limite la longitud del tramo no soportado (incluyendo la longitud de la tubería de retorno) a 75% del espaciado normal. (b) A temperaturas de 150 °F a 300 °F los efectos de peso y expansión pueden permitir manipularlas como el inciso anterior, sin embargo, es mejor planear un punto de soporte directamente sobre la tubería ascendente a 3'-6" mínimo de claro desde el tope de la línea a la parte inferior de la estructura de soporte. (c) Líneas a 300 °F y arriba: Localizar el punto de soporte directamente sobre la tuberías ascendente con el mismo claro mínimo de la parte de arriba. Donde los claros son menores puede ser posible emplear una abrazadera a la tubería ascendente directamente debajo de la soldadura del codo, mas dos soportes colgantes de resorte. La línea debe ser revisada con el grupo de esfuerzos durante el estudio a la tubería. La carga de peso muerto será severamente restringida.

2)

Bombas – Succión al frente o de lado – Descarga de lado – Soporteria. (a) A temperatura ambiente de 150 °F: Un soporte de base se hará cargo de la carga de peso muerto, sin embargo, el espaciado no soportado se debe limitar a 75% del espaciado normal. (b) a temperaturas de 150 °F a 300 °F: Un soporte base generalmente es suficiente pero un muelle puede ser requerido, si la expansión del equipo causa mas grandes momentos de flexiona impuestos sobre el equipo. Normalmente 75% de espaciado es permisible a un punto de soporte no elástico de puente de tuberías . El análisis de flexibilidad puede requerir un punto de soporte en el Puente de tuberías como uno superior de muelle, particularmente en tamaños de línea de 10" y arriba. Los claros deberán estar basados en la tabla de claros de soportes colgantes de resorte. (c) A temperaturas sobre 300 °F las mismas condiciones generales del inciso (b), se aplicarán. La ruta de la línea deberá ser revisada con un analista durante su localización, especialmente, si el tamaño es 8" o mayor.

3)

Puntos a tener en cuenta y los arreglos para evitarlo. (a) Cuando el tamaño de boquilla de la bomba es dos o mas veces mas pequeña que la línea y la válvula, un muelle probablemente será requerido para las líneas de descarga y succión del tope. (b) Cuando la boquilla de la bomba es del mismo tamaño que la línea y el rango de presión de la tubería y válvula es de 300# o mas, un muelle probablemente será requerido para las líneas de descarga y succión del tope. (c) Cuando las líneas ascendentes de tuberías de la bomba tengan un desplazamiento antes de las válvulas, y la instalación de un soporte tipo 5BSS no sea practico, un soporte de muelle puede ser requerido.. (d) Cuando las boquillas de succión y descarga en la parte superior (tope) están sobrecargadas, un soporte de muelle encima puede frecuentemente ser evitado, desplazando la línea a un lado de la bomba e instalando un soporte tipo 5BSS.

4)

Limitaciones a las fuerzas térmicas sobre bombas.

156


(a) Para todos los propósitos prácticos la tuberías puede ser diseñada durante la etapa de estudio para una reacción máxima de 200#/pulgadas nominales sobre boquillas de acero de bombas, y 50#/pulgadas nominales para boquillas de bomba de fierro fundido y aluminio. El peso muerto debe ser sumado algebraicamente a las cargas térmicas, y en todos los casos obtener la carga total vertical sobre las boquillas de la bomba. 5)

Requerimientos de los bocetos de esfuerzos. (a) Con fines de calcular la expansión térmica de la cara de la boquilla que se muestra en el croquis de esfuerzos, debe estar relacionada dimensionalmente a las líneas de centro de los ejes vertical y horizontal de la flecha de la bomba. Las líneas de succión debe tener una dimensión horizontal adicional en relación con la línea central del eje de la flecha de la bomba tanto vertical como horizontalmente. Las líneas de succión deben tener una dimensión adicional horizontalmente en relación a la línea central de la boquilla de descarga. (b) Asegúrese de que el rango de presión de las bridas, tamaño y material, si no es acero el material que se usa. (c) Recopile cualquier fuerza o limitaciones de momento que informe el proveedor.

11.12.3B Motores de turbina: Requerimientos de soporte. 1) Entrada de vapor. Generalmente, la conexión de la turbina esta sujeta a las expansiones en tres direcciones. Los estándares de soportes de tuberia en campo de las compañías solo se usaran cuando se muestran en estos estándares y forman parte de los procedimientos de las compañías de ingeniería, en ese caso, se han tomado precauciones para neutralizar la expansión vertical. Soportes adicionales se requerirán normalmente sobre el cambio de dirección horizontal en el tope del cabezal, compatible con los requerimientos de expansión, y debe ser considerado en el dibujo del sistema de vapor. 2)

Salida de vapor. (a) A un cabezal de descarga. Generalmente se debe tener cuidado con la línea ascendente y la carrera horizontal para soportarlo tomando en cuenta sus requerimientos de expansión. (b) A un eliminador de líquidos (exhaust head). Un eliminador de líquidos puede requerir un anclaje a una chimenea debido a sus requerimientos de una larga tuberia ascendente; donde es permisible una ascensión corta, localice la tuberia ascendente junto a una columna de un soporte de tuberia para permitir una guía tan cercana como sea posible al nivel eliminador de líquidos. Son artefactos de acero con mamparas que eliminan ruido y partículas de liquido cuando un venteo se arroja a la atmosfera.

157


(c) A un condensador. Un motor (no eléctrico ) del tipo de turbina de condensación, generalmente se encuentra en motores de grandes compresores centrifugas. Cuando estos están montados muy cerca del piso con una boquilla vertical de desfogue, el soporte y control de la expansión de la línea, de la línea de desfogue usualmente llega a ser un problema mayor. La línea de desfogue es generalmente larga y llega ser necesario usar una junta de expansión sujeta a vacío y presión positiva. Una estructura de soporte debe ser planeada durante el estudio de tuberia, y el analista de esfuerzos debe ser consultado. Generalmente es mejor orientar la boquilla de desfogue hacia abajo y montar el condensador directamente debajo de la turbina con solo una junta de expansión entre las bridas en el condensador y la turbina. No aprobar los contornos de turbina con un tubo de escape vertical a menos que el último caso ha sido investigado a fondo. 3)

. Limitaciones de fuerza térmica. (a) La fuerza térmica normalmente puede ser considerado como estando en la misma categoría que la de las bombas. Esa limitación es de 200 # /pulgada nominal para acero y 50 #/pulgada nominal de limitación para boquillas de hierro fundido o aluminio. (b) En cualquier caso en el que el proveedor limita las fuerzas y momentos al estándar NEMA SM 20, el analista de esfuerzos y el supervisor de diseño deberán ser notificados de inmediato a fin de que se puedan tomar medidas para eliminar las notas de dibujos del proveedor. En los casos en que el cumplimiento es obligatorio, considerablemente más tubería puede ser requerida. La estimación de la cantidad de tubería adicional es casi imposible y será determinada por el analista de esfuerzos. Notas sobre estas limitaciones se encuentran generalmente en la esquina superior izquierda o derecha del bosquejo y generalmente se imprimen en minúsculas. (c) Los requerimientos de los bocetos de esfuerzos son similares a los de las bombas.

11.12.3C Compresores centrífugos: 1. Con motores de turbina(no eléctricos) Generalmente es una mejor practica orientar ambas boquillas (la succión y la descarga) hacia abajo. De nuevo, esto es por razones de apoyo y control de las expansiones de línea. Por lo general, la ubicación de otros equipos auxiliares, tales como consolas de aceites lubricantes y enfriadores, se benefician de este arreglo 2. Con motores eléctricos. La orientación con las boquillas de succión y descarga hacia abajo, de nuevo es preferida. Si la orientación hacia arriba es obligatoria, se debe tomar previsión durante la localizacíon para la estructura arriba de la cabeza. Consulte con el analista de esfuerzos durante el diseño. 3. Las fuerzas térmicas y limitaciones son similares a las de las turbinas. 4. Los requerimientos de los bocetos de esfuerzos son similares a los de las turbinas.

11.13. Glosario de términos de esfuerzos. ACERO AL CARBON ACERO AUSTENITICO ACERO ALEADO

Acero, el cual posee sus propiedades distintivas principalmente de los porcentajes variados del carbón que contiene(a diferencia de los otros elementos). Acero, el cual debido a su composición tiene una estructura estable a temperaturas normales (del cuarto); como por ejemplo: los tipos 18-8. No son endurecidos por tratamiento térmico. Un acero que debe sus propiedades distintivas a otros elementos que no son el carbón.

158


COEFICIENTE DE EXPANSION Un numero indicando el grado de expansión o contracción de una sustancia. El coeficiente de expansión no es una constante y varia con los cambios de temperatura. Para expansión lineal, es expresado como el cambio de longitud, de una unidad de longitud de una sustancia teniendo un grado de incremento de temperatura. Una tabla de expansión es generalmente usada para determinar una expansión dentro de un sistema de tuberia. CORROSION La destrucción o alteración gradual de un metal o aleación causada por ataque químico directo o por reacción electroquímica. DECAPADO Inmersión en ácido diluido u otros medios adecuados para la eliminación de las incrustaciones de óxido de superficies laminadas en caliente u otras superficies selladas. DEFORMACION Cambio de silueta (perfil) o tamaño de un cuerpo producido por la acción de un esfuerzo. DUCTIBILIDAD La propiedad de elongación, arriba del limite elástico, pero debajo del esfuerzo de tensión. Una medida de ductilidad es el porcentaje de elongación de la pieza fracturada sobre su longitud original. DUREZA La resistencia a la penetración por balines estándar, diamantes, etc, bajo cargas estándar. También, el grado de trabajo en frío. DUREZA BRINELL Un numero de dureza determinado por la aplicación de una carga conocida a la superficie del material a ser probado, a través de una bala de acero endurecido de diámetro conocido. Nota: no apropiado para la medición de listones y laminas a causa de su grosor insuficiente. DUREZA ROCKWELL Una medida de la profundidad de penetración de un penetrador tal como una pirámide de diamante (Rc) o un balín endurecido (Rb) bajo una carga especifica. ELEMENTOS DE ALEACION Elementos químicos que constituyen una aleación. En acero, generalmente los elementos sumados modifican las propiedades del acero. ELONGACION La cantidad de extensión permanente en la prueba de tensión, generalmente expresada como un porcentaje de la longitud medida original, como "25 % en 2 pulgadas." También puede referirse a la cantidad de extensión en cualquier etapa en cualquier proceso que continuamente elonga un cuerpo, como en el rolado. EROSION La destrucción gradual de metal u otro material por la acción abrasiva de líquidos, gases, solidos o mezclas de los mismos. ESFUERZO La intensidad de las fuerzas internas distribuidas, que se resisten al cambio en la forma de un cuerpo. Cuando las fuerzas externas actúan sobre un cuerpo, este se resiste con reacciones en su interior, las cuales se denominan esfuerzos. ESFUERZO DE COMPRESION Es aquel que se resiste a una fuerza que tiende a aplastar su cuerpo. ESFUERZO DE CORTE O CIZALLAMIENTO Es aquel que se resiste a una fuerza que tiende cortarlo en forma perpendicular a su eje. ESFUERZOS DE ENFRIAMIENTO Esfuerzos causados por la contracción desigual, la restricción externa o deformación plástica localizada durante el enfriamiento. ESFUERZO DE TORSION Es aquel que se resiste a fuerzas que tienden a girar su cuerpo. ESFUERZO DE TRACCION Es aquel que se resiste a una fuerza que tiende a jalar de un cuerpo hacia ambos extremos a la vez. ESFUERZOS DE ENFRIAMIENTO Esfuerzos causados por la contracción desigual, la restricción externa o deformación plástica localizada durante el enfriamiento. FATIGA La tendencia del metal a fracturarse bajo condiciones de ciclos repetidos de tensión por debajo de la resistencia a la tracción, pero por encima de la deformación. FATIGA POR CORROSION La acción combinada de la corrosión y la fatiga en la cual las áreas corroídas actúan como concentradores de tensión, causando falla en los puntos de concentración de tensión y exponiendo a las superficies nuevas de metal a la corrosión. La falla es progresiva y rápida. FRAGILIDAD Una tendencia a fracturarse sin deformación apreciable.

159


FRAGILIDAD DE HIDRÓGENO La fragilización algunas veces engendrada por el contacto con una solución acida de plateado o decapado, la cual es debida a la absorción de hidrogeno por el metal. La fragilidad es más evidente en piezas endurecidas, y se puede quitar por el envejecimiento o el calentamiento del acero durante un período prescrito. LEY DE HOOK La tensión es proporcional a la deformación en la región elástica. LIMITE DE RESISTENCIA Un esfuerzos limite, bajo el cual soportara sin fractura; un especificado mayor numero de aplicaciones de tales esfuerzos. LIMITE ELASTICO El mas grande esfuerzos al cual un material puede soportar sin una deformación permanente después de soportar un esfuerzo. LIMITE PROPORCIONAL La mas alta deformación a la cual el material aun sigue la ley de Hooke. Es similar al limite elástico. MOMENTO DE INERCIA Una medida de la rigidez o resistencia a la flexión, tracción, compresión o cizalladura (CORTE) de un material con respecto a su forma geométrica. PROPIEDADES FISICAS Estas propiedades familiarmente discutidas en Física, excluyendo de esas descritas como propiedades mecánicas; por ejemplo, densidad, conductividad eléctrica, coeficiente de expansión térmica. Este termino ha sido frecuentemente usado para describir propiedades mecánicas, pero su uso no es recomendado. PROPIEDADES MECANICAS Esas propiedades que revelan la reacción, elástica o plástica, de un material a un esfuerzo aplicado, o que implica la relación entre esfuerzo y deformación, por ejemplo, el módulo de Young, resistencia a la tracción, límite de fatiga. Estas propiedades han sido a menudo designado como sus propiedades físicas, pero el término "propiedades mecánicas" es técnicamente más preciso y por lo tanto preferido. PRUEBA DE PARTICULAS MAGNETICAS Este método de inspección consiste de una magnetización convenientemente del material y la aplicación de un preparado magnético en polvo que se adhiere a lo largo de las líneas de flujo de las fugas. En el material magnetizado correctamente, la pérdida de flujo se desarrolla a lo largo de la superficies no uniformes. Este método no es aplicable a aceros al alto manganeso o aceros inoxidables austeníticos y aleaciones no ferrosas que son no magnéticas. RECOSIDO Una operación de calentamiento y enfriado controlado para impartir propiedades deseables especificas generalmente concernientes con la fabricación subsecuente de la aleación, tales como suavidad y ductilidad. Cuando al recocido sigue trabajo en frío para el propósito de la eliminación de esfuerzos, se denomina tensión de recocido. RELACION DE POISSON Porcentaje que expresa la relación de tensión normal a la carga aplicada, como una proporción de una deformación directa dentro del límite elástico. También se relaciona al Modulo de Elasticidad y rigidez. RELEVO DE ESFUERZOS Calentamiento y mantenimiento a una temperatura adecuada a un cuerpo, para el propósito de reducir las tensiones residuales, seguido de enfriamiento a una velocidad tal y como para dejar que el material quede en condiciones libres de esfuerzos. REPTEO Flujo plástico de metal, usualmente ocurre a altas temperaturas, sujeto a esfuerzos apreciables menores que su esfuerzo a la cedencia. Progresa a través de su primera, segunda, y tercera etapa para fracturar o resultar en una relajación de tensión. RESISTENCIA A LA TRACCION El máximo esfuerzo a la TRACCION que un material desarrollará. La resistencia a la tracción se considera generalmente como la carga en libras por pulgada cuadrada a la cual se rompe una muestra de ensayo. SOLDADURA Un proceso de unión de materiales por calentamiento, hasta que estos se fusionan juntos, o por calentamiento y aplicación de presión hasta que haya una acción de junta plástica. El material de relleno puede o no ser usado. SOLDADURA A TOPE Una soldadura circunferencial en tubo fusionando las paredes de tuberia, completamente desde adentro hasta afuera. 160


TRATAMIENTO TERMICO Una combinación de operaciones tratamiento y enfriamiento temporizadas, aplicadas al metal o aleación para producir las propiedades deseadas. TURBULENCCIA Cualquier desviación de flujo paralelo en una tubería debido a paredes ásperas internas, obstrucciones o cambios de dirección. VELOCIDAD Relación de movimiento en una dirección dada y un sentido con respecto al tiempo, generalmente expresada en metros por segundo. ESFUERZO DE CEDENCIA El esfuerzo después del cual un material presenta deformaciones permanentes. PESO DE AISLAMIENTO (LIBRAS POR PIE LINEAL) 1. Basado en silicato de calcio de 11 libras/ ft3 2. La carta debe ser ajustada para otros materiales. 3. La carta incluye el peso de las bandas y la cubierta.

1” 1 ½” 2” 3” 4” 6” 8” 10” 12” 14” 16” 18” 20” 24” 26” 28” 30” 32” 34” 36” 42”

1”

1 ½”

2”

2 ½”

3”

3 ½”

4”

4 ½”

5”

6”

0.72 0.84 1.01 1.25 1.62 2.11

1.23 1.35 1.71 2.08 2.55 3.28 4.13 5.20 6.04 6.16 6.90 7.73 8.45 10.00 10.40 11.20 11.90 12.70 13.40 14.20 16.50

1.94 2.52 2.53 3.01 3.61 4.57 5.64 7.07 8.13 8.38 9.33 10.40 11.60 13.40 14.10 15.10 16.10 17.10 18.20 19.20 22.20

2.76 3.47 3.48 4.07 4.66 6.09 7.85 8.93 10.5 10.70 12.00 13.30 14.60 17.00 18.00 19.20 20.50 21.70 23.00 24.20 28.00

3.7 4.52 4.42 5.24 6.07 7.60 9.48 11.00 12.7 13.10 14.60 16.30 17.70 21.00 21.90 23.40 25.00 26.50 28.00 29.50 34.00

5.59 6.65 7.48 9.82 11.50 13.20 15.10 15.80 17.50 19.30 21.10 24.80 26.00 27.80 29.50 31.30 33.10 34.80 40.10

9.10 11.50 13.80 15.50 17.40 18.50 20.50 22.60 24.60 28.70 30.20 32.20 34.30 36.30 38.30 40.30 46.40

16.00 18.10 20.40 21.30 23.60 25.90 28.10 32.90 34.60 36.90 39.10 41.10 43.70 45.90 52.20

41.60 44.10 46.60 49.10 51.70 59.20

51.40 54.40 57.50 60.50 63.50 72.60

161


ANEXOS: Anexo C-1 Anexo C-2 Anexo C-3 Anexo C-4 Anexo C-5 Anexo C-6 Anexo C-7 Anexo C-8 Anexo C-9 Anexo C-10 Anexo C-11 Anexo C-12 Anexo C-13

Referencias de asociaciones americanas (USA), Propiedades mecánicas de tuberías. Expansión térmica lineal de metales. Localización de intercambiadores de calor y tuberías. Espaciado permisible de tuberías entre soportes. Procedimiento de boceteo para el análisis de flexibilidad. Información contenida en boceto de flexibilidad. Sugerencias y ayudas para la localizacíon de equipos rotatorios. Arreglo típico de equipos en una unidad de producción. Espaciado permisible de tuberías entre soportes. Arreglo de enfriadores de aire de tiro forzado e inducido. Principios de diseño para localización de turbinas de vapor y bombas reciprocantes. Estándares de ingeniería para análisis de flexibilidad.

162


ANEXO C-1 REFERENCIAS ASOCIACIONES AMERICANAS 10.1.1 API

AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE.

API Spec 5B. API Spec 5L. API Spec 6A. API Bull 6AF. API TR 6AF1. API TR 6AF2. API Spec 6D. API Spec 6FA. ANSI/API Spec 6FB. API Spec 6FC. API Spec 6FD. ANSI/API RP 574. ANSI/API Std 589. ANSI/API RP 591. API Std 594. API Std 598. API Std 599. API Std 600. API Std 602. API Std 603. ANSI/API Std 607. API Std 608. ANSI/API Std 609. ANSI/API Std 1104. ANSI/API RP 1110. API RP 520, Part I. API RP 520, Part II. ANSI/API RP 521. API Std 526. ANSI/API Std 527. API RP 941.

Specification for Threading, Gauging and Thread Inspection of Casing, Tubing and Line Pipe Threads, 14th edition, 1996. Specification for Line Pipe, 42nd edition, 2000. Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment, 18th edition, 2002. Bulletin on Capabilities of API Flanges under Combinations of Load, 2nd edition, 1995. Temperature Derating of API Flanges under Combination of Loading, 2nd edition, 1998. Bulletin on Capabilities of API Integral Flanges under Combination of Loading, 2nd edition, 1999. Specification for Pipeline Valves, 22nd edition, 2002. Specification for Fire Test Valves, 3rd edition, 1999. Fire Test for End Connections, 3rd edition, 1998. Fire Test for Valve with Automatic Backseats, 3rd edition, 1999. Specification for Fire Test For Check Valves, 1995. Inspection Practices for Piping System Components, 2nd edition, 1998. Fire Test for Evaluation of Valve Stem Packing, 2nd edition, 1998. Use Acceptance of Refinery Valves, 2nd edition, 1998. Check Valves—Water and Wafer-Lug and Double Flanged Type, 5th edition, 1997. Valve Inspection and Testing, 7th edition, 1996. Metal Plug Valves Flanged and Welding Ends, 5th edition, 2002. Bolted Bonnet Steel Gate Valves for Petroleum and Natural Gas Industries, 11th edition, 2001. Compact Steel Gate Valves Flanged Threaded Welding and Extended Body Ends, 7th edition, 1998. Corrosion Resistant, Bolted Bonnet Gate Valves Flanged and Butt Welding Ends, 6th edition, 2001. Fire Test for Soft-Seated Quarter-Turn Valves, 4th edition, 1993. Metal Ball Valves Flange Threaded and Welding Ends, 3rd edition, 2002. Butterfly Valves Double Flanged, Lug and Wafer Type, 5th edition, 1997. Welding of Pipelines and Related Facilities, 19th edition, 1999. Pressure Testing of Liquid Petroleum Pipelines, 4th edition, 1997. Sizing, Selection and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries, 7th edition, 2000. Sizing, Selection and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries, 4th edition, 1994. Guide for Pressure-Relieving and Depressuring Systems, 4th edition, 1997. Flanged Steel Safety-Relief Valves, 4th edition, 1995. Seat Tightness of Pressure Relief Valves, 3rd edition, 1991. Steels for Hydrogen Service at Elevated Temperatures and Pressures in Petroleum Refineries and Petrochemical Plants, 5th edition, 1996.

10.1.2 ASME AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS. B31.1 (2001). B31.2 (1968). B31.3 (2002). B31.4 (2002).

Power piping (piping for industrial plants and marine applications). Fuel Gas Piping. Process Piping. Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids. 163


B31.5 (2001). B31.8 (1999). B31.8S (2001–2002). B31.9 (1996). B31.11 (2002). B31G (1991) 10.1.3. ASTM

Refrigeration Piping and Heat Transfer Components. Gas Transmission and Distribution Piping Systems. Managing System Integrity of Gas Pipelines. Building Services Piping. Slurry Transportation Piping Systems. Manual for Determining Remaining Strength of Corroded Pipelines.

ESPECIFICACIONES COMUNMENTE USADAS.

A53/A53M-02. A105/A105M-02.

Standard specification for pipe—steel, black and hot dipped, zinc-coated, welded, and seamless. Standard specification for carbon steel forgings for piping applications.

A106-02a. A134-96(2001). A135-01. A139-00. A179/A179M-90a(2001). A181/A181M-01. A182/A182M-02. A193/A193M-03. A194/A194M-03b. A210/A210M-02. A234/A234M-03. A268/A268M-03. A269-02a. service. A312/A312M-03. A320/A320M-03. A333/A333M-99. A334/A334M-99. A335/A335M-03. A350/A350M-02b. A358/A358M-01. A369/A369M-02.

Standard specification for seamless carbon steel pipe for high temperature service. Standard specification for pipe—steel, electric-fusion (arc)-welded (sizes NPS 16 and over). Standard specification for electric-resistance-welded steel pipe. Standard specification for electric-fusion (arc)-welded steel pipe (NPS 4 and over). Standard specification for seamless cold-drawn low-carbon steel heat-exchanger and condenser tubes. Standard specification for carbon steel forgings, for general-purpose piping. Standard specification for forged or rolled alloy-steel pipe flanges, forged fittings, and valves and parts for high-temperature service. Standard specification for alloy-steel and stainless steel bolting materials for high-temperature service. Standard specification for carbon and alloy steel nuts for bolts for high-pressure or hightemperature service or both. Standard specification for seamless medium-carbon steel boiler and superheater tubes. Standard specification for piping fittings of wrought carbon steel and alloy steel for moderateand high-temperature service. Standard specification for seamless and welded ferritic and martensitic stainless steel tubing for general service. Standard specification for seamless and welded austenitic stainless steel tubing for general Standard specification for seamless and welded austenitic stainless steel pipes. Standard specification for alloy-steel bolting materials for low-temperature service. Standard specification for seamless and welded steel pipe for low-temperature service. Standard specification for seamless and welded carbon and alloy-steel tubes for low-temperature service. Standard specification for seamless ferritic alloy-steel pipe for high-temperature service. Standard specification for carbon and low-alloy steel forgings, requiring notch toughness testing for piping components. Standard specification for electric-fusion-welded austenitic chromium-nickel alloy steel pipe for high-temperature service. Standard specification for carbon and ferritic alloy steel forged and bored pipe for hightemperature service. 164


A376/A376M-02a. service. A381-96(2001). A403/A403M-03a. A409/A409M-01. A420/A420M-02. A437/A437M-01a.

Standard specification for seamless austenitic steel pipe for high-temperature central-station Standard specification for metal-arc-welded steel pipe for use with high-pressure transmission systems. Standard specification for wrought austenitic stainless steel piping fittings. Standard specification for welded large-diameter austenitic steel pipe for corrosive or hightemperature service. Standard specification for piping fittings of wrought carbon steel and alloy steel for lowtemperature service. Standard specification for alloy-steel turbine-type bolting material specially heat treated for high-temperature service.

A453/A453M-02. Standard specification for high-temperature bolting materials, with expansion coefficients comparable to austenitic stainless steels. A524-96(2001). Standard specification for seamless carbon steel pipe for atmospheric and lower temperatures. A530/A530M-03. Standard specification for general requirements for specialized carbon and alloy steel pipe. A587-96(2001). Standard specification for electric-resistance-welded lowcarbon steel pipe for the chemical industry. A671-96(2001). Standard specification for electric-fusion-welded steel pipe for atmospheric and lower temperatures. A672-96(2001). Standard specification for electric-fusion-welded steel pipe for high-pressure service at moderate temperatures. A691-98(2002). Standard specification for carbon and alloy steel pipe, electric-fusion-welded for high-pressure service at high temperatures. A789/A789M-02a. Standard specification for seamless and welded ferritic/austenitic stainless steel tubing for general service. A790/A790M-03. Standard specification for seamless and welded ferritic/austenitic stainless steel pipe. A815/A815M-01a. Standard specification for wrought ferritic, ferritic/austenitic, and martensitic stainless steel piping fittings. Fundiciones ferrosas y ferroaleaciones A47/A47M-99.

Standard specification for ferritic malleable iron castings. A48/A48M-00. Standard specification for gray iron castings.

Tuberías. A126-95(2001). Standard specification for gray iron castings for valves, flanges, and pipe fittings. A216/A216M-93(2003). Standard specification for steel castings, carbon, suitable for fusion welding, for hightemperature service. A217/A217M-02. Standard specification for steel castings, martensitic stainless and alloy, for pressure-containing parts, suitable for high temperature service. A278/A278M-01. Standard specification for gray iron castings for pressure containing parts for temperatures up to 6508F (3508C). A351/A351M-03. Standard specification for castings, austenitic, austenitic ferritic (duplex), for pressure-containing parts. A352/A352M-03. Standard specification for steel castings, ferritic and martensitic, for pressure-containing parts, suitable for low-temperature service. A395/A395M-99. Standard specification for ferritic ductile iron pressure retaining castings for use at elevated temperatures. A426/A426M-02. Standard specification for centrifugally cast ferritic alloy steel pipe for high-temperature service. 165


A451/A451M-02. Standard specification for centrifugally cast austenitic steel pipe for high-temperature service. A487/A487M-93(2003). Standard specification for steel castings suitable for pressure service. A494/A494M-03a. Standard specification for castings, nickel and nickel alloy. A571/A571M-01. Standard specification for austenitic ductile iron castings for pressure-containing parts suitable for lowtemperature service. MATERIALES NO FERROSOS. Cobre y sus Aleaciones. B21/B21M-01e1. Standard specification for naval brass rod, bar, and shapes. B42-02. B43-98. B61-02. B62-02. B68-02. B68M-99. B75M-99. B75-02. B88-02. B88M-99. B96/B96M-01.

Standard specification for seamless copper pipe, standard sizes. Standard specification for seamless red brass pipe, standard sizes. Standard specification for steam or valve bronze castings. Standard specification or composition bronze or ounce metal castings. Standard specification for seamless copper tube, bright annealed. Standard specification for seamless copper tube, bright annealed (metric). Standard specification for seamless copper tube (metric). Standard specification for seamless copper tube. Standard specification for seamless copper water tube. tandard specification for seamless copper water tube (metric). Standard specification for copper-silicon alloy plate, sheet, strip, and rolled bar for general purposes and pressure vessels.

Para industria de proceso. B98/B98M-03. Standard specification for copper-silicon alloy rod, bar, and shapes. B148-97(2003). Standard specification for aluminum-bronze sand castings. B150/B150M-03. Standard specification for aluminum bronze rod, bar, and shapes. B152/B152M-00. Standard specification for copper sheet, strip, plate, and rolled bar. B169/B169M-01. Standard specification for aluminum bronze sheet, strip, and rolled bar. B171/B171M-99e2. Standard specification for copper-alloy plate and sheet for pressure vessels, condensers, and heat exchangers. B187/B187M-03. Standard specification for copper, bus bar, rod, and shapes and general-purpose rod, bar, and shapes. B280-02. Standard specification for seamless copper tube for air conditioning and refrigeration field service. B283-99a. Standard specification for copper and copper-alloy die forgings (hot pressed). B466/B466M-98 Standard specification for seamless copper-nickel pipe and tube. B467-88(2003) Standard specification for welded copper-nickel pipe. B584-00 Standard specification for copper alloy sand castings for general applications. Aluminio y sus aleaciones. B26/B26M-03. Standard specification for aluminum-alloy sand castings. B209-02a. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy sheet and plate. B209M-03. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy sheet and plate (metric). B210-02. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy drawn seamless tubes. B210M-02. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy drawn seamless tubes (metric). 166


B211-02. B211M-02.

Standard specification for aluminum and aluminum-alloy bar, rod, and wire. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy bar, rod, and wire (metric).

B221M-02.

Standard specification for aluminum and aluminum-alloy extruded bars, rods, wire, profiles, and tubes (metric). Materiales de tuberia. B221-02. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy extruded bars, rods, wire, profiles, and tubes. B241/B241M-02. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy seamless pipe and seamless extruded tube. B247-02a.

Standard specification for aluminum and aluminum-alloy die forgings, hand forgings, and rolled ring forgings. B247M-02a. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy die forgings, hand forgings, and rolled ring forgings (metric). B345/B345M-02. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy seamless pipe and seamless extruded tube for gas and oil transmission and Materiales de tuberías de distribución. B361-02. Standard specification for factory-made wrought aluminum and aluminum-alloy welding fittings. B491/B491M-00. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy extruded round tubes for general-purpose applications. Níquel, Cobalto, Plomo, Estaño, Zinc, Cadmio. Metales preciosos, Reactivos, Metales refractarios y abrasivos, etc. B127-98. Standard specification for nickel-copper alloy (UNS N04400) plate, sheet, and strip. B160-99. Standard specification for nickel rod and bar. B161-03. Standard specification for nickel seamless pipe and tube. B162-99. Standard specification for nickel plate, sheet, and strip. B164-03. Standard specification for nickel-copper alloy rod, bar, and wire. B165-93. Standard specification for nickel-copper alloy (UNS N04400)*seamless pipe and tube. B166-01. Standard specification nickel-chromium-iron alloys (UNS N06600, N06601, N06603, N06690, N06693, N06025, and N06045) and nickelchromium-cobalt-molybdenum alloy (UNS N06617) rod, bar, and wire. B167-01. Standard specification for nickel-chromium-iron alloys (UNS N06600, N06601, N06603, N06690, N06693, N06025, and N06045) and nickel-chromium-cobalt-molybdenum alloy (UNS N06617) seamless pipe and tube. B168-01. Standard specification for nickel-chromium-iron alloys (UNS N06600, N06601, N06603, N06690, N06693, N06025, and N06045) and Process Industry Codes and Standards 27 nickel-chromium-cobalt-molybdenum alloy (UNS N06617) plate, sheet, and strip. B265-02. Standard specification for titanium and titanium-alloy strip, sheet, and plate. B333-03. Standard specification for nickel-molybdenum alloy plate, sheet, and strip. B335-03. Standard specification for nickel-molybdenum alloy rod. B338-02. Standard specification for seamless and welded titanium and titanium-alloy tubes for condensers and heat exchangers. B363-03. Standard specification for seamless and welded unalloyed titanium and titanium-alloy welding fittings. B381-02. Standard specification for titanium and titanium-alloy forgings. B407-01. Standard specification for nickel-iron-chromium alloy seamless pipe and tube. B409-01. Standard Specification for nickel-iron-chromium alloy plate, sheet, and strip. B435-03. Standard specification for UNS N06002, UNS N06230, UNS N12160, and UNS R30556 plate, sheet, and strip.

167


B443-00e1. B444-03. B446-03.

B462-02. B463-99. B464-99. B493-01(2003).

Standard specification for nickel-chromium-molybdenumcolumbium alloy (UNS N06625) and nickelchromium-molybdenumsilicon alloy (UNS N06219) plate, sheet, and strip. Standard specification for nickel-chromium-molybdenum-columbium alloys (UNS N06625) and nickelchromium-molybdenum-silicon alloy (UNS N06219) pipe and tube. Standard specification for nickel-chromium-molybdenum-columbium alloy (UNS N06625), nickelchromium-molybdenum-silicon alloy (UNS N06219), and nickel-chromium-molybdenum-tungsten alloy (UNS N06650) rod and bar. Specification for forged or rolled UNS N06030, UNS N06022, UNS N06200, UNS N08020, UNS N08024, UNS N08026, UNS N08367, UNS N10276, UNS N10665, UNS N10675, and UNS R20033 alloy pipe flanges, forged fittings and valves and parts for corrosive hightemperature service. Standard specification for UNS N08020, UNS N08026, and UNS N08024 alloy plate, sheet, and strip. Standard specification for welded UNS N08020, UNS N08024, and UNS N08026 alloy pipe. Standard specification for zirconium and zirconium alloy forgings.

Materiales de tuberia. B514-95(2002)e1. Standard specification for welded nickel-iron-chromium alloy pipe. B517-03. Standard specification for welded nickel-chromium-ironalloy (UNS N06600, UNS N06603, UNS N06025, and UNS N06045) pipe. B523/B523M-02. Standard specification for seamless and welded zirconium and zirconium alloy tubes. B550/B550M-02. Standard specification for zirconium and zirconium alloy bar and wire. B551/B551M-02. Standard specification for zirconium and zirconium alloy strip, sheet, and plate. B564-00a. Standard specification for nickel alloy forgings. B574-99a. Specification for low-carbon nickel-molybdenum-chromium, low-carbon nickel-chromium-molybdenum, low-carbon nickel-molybdenum-chromium-tantalum, low-carbon nickel-chromium-molybdenumcopper, low-carbon nickel-chromium-molybdenum-tungsten alloy rod. B575-99a. Specification for low-carbon nickel-molydbdenum-chromium, low-carbon nickel-chromium-molybdenum, low-carbon nickel-chromium-molybdenum-copper, low-carbon nickel-chromium-molybdenumtantalum, low-carbon nickel-chromium-molybdenum-tungsten alloy plate, sheet and strip. B619-00. Standard specification for welded nickel and nickel-cobalt alloy pipe. B620-03. Standard specification for nickel-iron-chromium-molybdenum alloy (UNS N08320) plate, sheet, and strip. B621-02. Standard specification for nickel-iron-chromium-molybdenum alloy (UNS N08320) rod. B622-00. Standard specification for seamless nickel and nickel-cobalt alloy pipe and tube. B625-99. Standard specification for UNS N08904, UNS N08925, UNS N08031, UNS N08932, UNS N08926, and UNS R20033 plate, sheet, and strip. B658/B658M-02. Standard specification for seamless and welded zirconium and zirconium-alloy pipe. B675-02. Standard specification for UNS N08367 welded pipe. B688-96. Standard specification for chromium-nickel-molybdenum-iron (UNS N08366 and UNS N08367) plate, sheet, and strip. B690-02. Standard specification for iron-nickel-chromium-molybdenum alloys (UNS N08366 and UNS N08367) seamless pipe and tube. B705-00. Standard specification for nickel-alloy (UNS N06625, UNS N06219 and UNS N08825) welded pipe. B725-93. Standard specification for welded nickel (UNS N02200/UNS N02201) and nickel-copper alloy (UNS N04400) pipe. 168


B729-00.

Standard specification for seamless UNS N08020, UNS N08026, and UNS N08024 nickel-alloy pipe and tube.

10.1.4 AWS AMERICAN WELDING SOCIETY A3.0: 2001. Standard welding terms and definitions, including terms for adhesive bonding, brazing, soldering, thermal cutting, and thermal spraying. A5.01-93R. A5-ALL. 10.1.5 AWWS

Filler metal procurement guidelines. Filler metal specifications series plus filler metal procurement guide. AMERICAN WATER WORKS ASSOCIATION

Tuberia de fierro dúctil y accesorios. C110/A21.10-03. ANSI standard for ductile-iron and gray-iron fittings, 3–48 in. (76–1219 mm), for water. C111/A21.11-00. ANSI standard for rubber-gasket joints for ductile-iron pressure pipe and fittings. C115/A21.15-99. ANSI standard for flanged ductile-iron pipe with ductile iron or gray-iron threaded flanges. C150/A21.50-02. ANSI standard for thickness design of ductile-iron pipe. C151/A21.51-02. ANSI standard for ductile-iron pipe, centrifugally cast, for water. Tubo de acero. C200-97. C207-01. C208-01. C300-97. C301-99. C302-95.

Steel water pipe—6 in. (150 mm) and larger. Steel pipe flanges for waterworks service—sizes 4–144 in. (100–3600 mm). Dimensions for fabricated steel water pipe fittings. Concrete Pipe Reinforced concrete pressure pipe, steel-cylinder type. Prestressed concrete pressure pipe, steel-cylinder type. Reinforced concrete pressure pipe, no cylinder type. Process Industry Codes and Standards 31

Válvulas e hidrantes. C500-02. Metal-Seated gate valves for water supply service (includes addendumC500a-95). C504-00. Rubber-seated butterfly valves. C507-99. Ball valves, 6–48 in. (150–1200 mm). Tuberia plástica. C900-97. Polyvinyl chloride (PVC) pressure pipe, and fabricated fittings, 4–12 in. (100–300 mm), for water distribution. C950-01. Fiberglass pressure pipe. 10.1.6 MANUFACTURERS STANDARDIZATION SOCIETY SP-6 (2001). Standard finishes for contact faces of pipe flanges and connecting-end flanges of valves and fittings. SP-9 (2001). Spot facing for bronze, iron, and steel flanges. SP-25 (1998). Standard marking system for valves, fittings, flanges, and unions. SP-421 (1999). Class 150 corrosion resistant gate, globe, angle, and check valves with flanged and butt weld ends. SP-43 (1991; R2001). Wrought stainless steel butt-welding fittings. 169


SP-44 (1996; R2001). Steel pipeline flanges. SP-45 (2003). Bypass and drain connections. SP-51 (2003). Class 150LW corrosion-resistant cast flanges and flanged fittings. SP-53 (1999).

Quality standard for steel castings and forgings for valves, flanges, and fittings and other piping components, magnetic particle exam method. SP-54 (1999; R2002). Quality standard for steel castings for valves, flanges, and fittings and other piping components, radiographic examination method. SP-55 (2001). Quality standard for steel castings for valves, flanges, fittings, and other piping components, visual method for evaluation of surface irregularities. SP-58 (2002). Pipe hangers and supports—materials, design, and manufacture. SP-60 (1999). Connecting flange joint between tapping sleeves and tapping valves. SP-61 (2003). Pressure testing of steel valves. SP-65 (1999). High-pressure chemical industry flanges and threaded stubs for use with lens gaskets. SP-67 (2002). Butterfly valves. SP-68 (1997). High-pressure butterfly valves with offset design. SP-69 (2002). Pipe hangers and supports—selection and application. SP-70 (1998). Cast-iron gate valves, flanged and threaded ends. SP-71 (1997). Gray-iron swing check valves, flanged and threaded ends. SP-72 (1999). Ball valves with flanged or butt-welding ends for general service. SP-73 (2003). Brazing joints for copper and copper-alloy pressure fittings. SP-75 (1998). Specification for high-test wrought butt-welding fittings. SP-77 (1995; R2000). Guidelines for pipe support contractual relationships. SP-78 (1998). Cast-iron plug valves, flanged and threaded ends. SP-79 (1999a). Socket-welding reducer inserts. SP-80 (2003). Bronze gate, globe, angle, and check valves. SP-81 (2001). Stainless Steel, Bonnetless, Flanged Knife Gate Valves. SP-82 (1992). Valve-pressure testing methods. SP-83 (2001). Class 3000 steel pipe unions, socket welding and threaded. SP-85 (2002). Cast-iron globe and angle valves, flanged and threaded ends. SP-86 (2002). Guidelines for metric data in standards for valves, flanges, fittings and actuators. SP-88 (1993; R2001). Diaphragm valves. SP-89 (1998). Pipe hangers and supports—fabrication and installation practices. SP-90 (2000). Guidelines on terminology for pipe hangers and supports. SP-91 (1992; R1996). Guidelines for manual operation of valves. SP-92 (1999). MSS valve user guide. SP-93 (1999). SP-94 (1999). SP-95 (2000). SP-96 (2001). SP-97 (2001).

Quality standard for steel castings and forgings for valves, flanges, and fittings and other piping components, liquid-penetrant exam method. Quality standard for ferritic and martensitic steel castings for valves, flanges, and fittings and other piping components, ultrasonic exam method. Swage (d) nipples and bull plugs. Guidelines on terminology for valves and fittings. Process Industry Codes and Standards 33 Integrally reinforced forged branch outlet fittings—socket welding, threaded, and butt welding ends. 170


SP-98 (2001).

Protective coatings for the interior of valves, hydrants, and fittings.

SP-99 (1994; R2001). Instrument valves. SP-100 (2002). Qualification requirements for elastomer diaphragms for nuclear service diaphragm-type valves. SP-101 (1989; R2001). Part-turn valve actuator attachment—flange and driving component dimensions and performance characteristics. SP-102 (1989; R2001). Multiturn valve actuator attachment—flange and driving component dimensions and performance characteristics. SP-103 (1995; R2000). Wrought copper and copper-alloy insert fittings for polybutylene systems. SP-104 (2003). Wrought copper solder joint pressure fittings. SP-105 (1996; R2001). Instrument valves for code applications. SP-106 (2003). Cast copper-alloy flanges and flanged fittings, Class 125, 150 and 300. SP-107 (1991; R2000). Transition union fittings for joining metal and plastic products. SP-108 (2002). Resilient-seated cast iron-eccentric plug valves. SP-109 (1997). Welded fabricated copper solder joint pressure fittings. SP-110 (1996). Ball Valves threaded, socket-welding, solder joint, grooved and flared ends. SP-111 (2001). Gray-iron and ductile-iron tapping sleeves. SP-112 (1999). Quality standard for evaluation of cast surface finishes—visual and tactile method (this SP must be sold with a 10-surface, three dimensional cast surface comparator, which is a necessary part of the standard). SP-113 (2001). Connecting joint between tapping machines and tapping valves. SP-114 (2001). Corrosion resistant pipe fittings threaded and socket welding, Class 150 and 1000. SP-115 (1999). Excess flow valves for natural gas service. SP-116 (2003). Service line valves and fittings for drinking water systems. SP-117 (2002). Bellows seals for globe and gate valves. SP-118 (2002). Compact steel globe and check valves—flanged, flangeless, threaded and welding ends (chemical and petroleum refinery service). SP-119 (2003). Factory-made wrought belled-end socket-welding fittings. SP-120 (2002). Flexible graphite packing system for rising-stem steel valves (design requirements). SP-121 (1997; R2002). Qualification testing methods for stem packing for rising-stem steel valves. SP-122 (1997). Plastic industrial ball valves. SP-123 (1998). Nonferrous threaded and solder-joint unions for use with copper water tube. SP-124 (2001). Fabricated tapping sleeves. SP-125 (2000). Gray-iron and ductile-iron in-line, spring-loaded, center guided check valves. SP-126 (2000). Steel in-line spring-assisted center guided check valves. SP-127 (2001). Bracing for piping systems seismic-wind-dynamic design, selection, application. SP-129 (2003). Copper-nickel socket-welding fittings and unions. SP-130 (2003). Bellows seals for instrument valve.

171


ANEXO C-2 PROPIEDADES MECANICAS DE TUBERIAS.

Figura C-2_ a

Propiedades tubería.

172


Figura C-2_ b

Propiedades tubería. 173


Figura C-2_ c


174


Figura C-2_ d


175


Figura C-2_ e

Propiedades tubería. 176


Figura C-2_ f


177


Figura C-2_g


178


Figura C-2_ h


179


Figura C-2_ j


180


ANEXO C-3 EXPANSION TERMICA LINEAL DE METALES.

Figuras C-3_a

Expansión térmica lineal de metales.

181


Figuras C-3_b


182


Figuras C-3_c


183


Figuras C-3_d


184


Figuras C-3_e

Expansión térmica lineal de metales

185


Figuras C-3_f


186


ANEXO C-4 LOCALIZACION DE INTERCAMBIADORES Y TUBERIAS. 000.250.2601 ELEVACION C

PIEZA CARRETE TUBERIA REMOVIBLE

ELEVACION B

PUENTE TUBERIAS

Continuacion en figura “b” Figura C-4_a.

Localizacíon general intercambiadores.

Continuación en figura “a” 187


PUENTE TUBERIAS

AREA

PASILLO OPERACION

MANTENIMIENTO

ELEVACION B

ELEVACION A

Figura C-4_b.

Localizacíon general intercambiadores.

188


UNIDAD SENCILLA CON DERIVACION RUTA ALTERNA DERIVACION UNIDADES MULTIPLES PARALEO – SERIE, AGUA ENFRIAMIENTO DESDE EL SUBSUELO

UNIDAD SENCILLA CALDERA DEL REHERVIDOR

UNIDAD SENCILLA TERMOSIFON NINGUNA PLATAFORMA

INTERCAMBIADORES EN ESTRUCTURAS

Figura C-4_c.

Elevación “ A “ Localizacíon general intercambiadores. 189


UNIDAD MULTIPLE FLUJO EN SERIE AMBOS PRODUCTOS DESDE PUENTE DE TUBERIAS

UNIDAD MULTIPLE PARALELO – SERIE AGUA ENFRIAMIENTO DESDE PUENTE TUBERIAS 2.7 PIEZA CARRETE TUBERIA REMOVIBLE

UNIDAD MULTIPLE TERMOSIFON CON PLATAFORMA

Figura C-4_d.

Elevación “ B “ Localizacíon general intercambiadores.

190


CONDENSADOR SOBRE ACUMULADOR CONDENSADOR SOBRE ACUMULADOR

CALDERA DEL REHERVIDOR UNIDAD MULTIPLE

Figura C-4_e.

Elevación “ C “ Localizacíon general intercambiadores.

NOTAS EN LAS FIGURAS: 191


1.0. CONDICIONES DE PROCESO. 1.1. 1.2.

1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8

Los intercambiadores serán localizados cerca de los equipos o recipientes relacionados en la secuencia de flujo de proceso, manteniendo los diámetros mayores y tubería de aleación con longitud mínima y satisfaciendo los requerimientos económicos, de flexibilidad de tubería como se indican en los diagramas de flujo. Los intercambiadores estarán elevados para favorecer lo siguiente: 1.2.1. Flujo por gravedad del producto e un equipo al otro. 1.2.2. NPSH requerida para la bomba. 1.2.3. Otros requerimientos mecánicos o de proceso. Los requerimientos mínimos serán como se muestran en el diagrama de flujo mecánico. Las desviaciones de las elevaciones mínimas deberán ser aprobadas por el ingeniero de proceso. Los intercambiadores que deban estar elevados deben ser agrupados juntos siempre que sea practico en una misma estructura con otros equipos teniendo requerimientos de proceso similares. Las escaleras marinas y escaleras deberán ser construidas de acuerdo con las especificaciones del contratista. Los patrones de flujo están establecidos en los diagramas de flujo; sin embargo, para la determinación de localización básica de tuberías, antes de recibir los comentarios de los proveedores de equipos, se puede usar como se muestra. La línea de retorno de vapor debe ser orientada de manera tal que el liquido no sea arrancado del sello de las charolas; revisar con procesos antes de la realización de la orientación del recipiente para la salida del recipiente. El método preferido es mantener la línea de vapor tan corta como sea posible por requerimientos de flexibilidad. Minimizar la carrera de la tubería y codos. Los arreglos paralelos de tubería deberán ser revisados por procesos.

2.0. MANTENIMIENTO. 2.1.

2.2. 2.3. 2.4. 2.5. 2.6. 2.7.

Todas las tapas de intercambiadores deben alinearse para dejar libre un camino del pasillo de mantenimiento, excepto cuando lineas de aguas de enfriamiento subterraneas estan ruteadas debajo de las boquillas del canal.Cuando esto suceda, alinee el canal con las boquillas; el final del canal debera ser dirigido hacia la calzada de acceso o area de mantenimiento. Los rehervidores se arreglarán con el lado posterior del recipiente ( lado del recipiente de espaldas al puente de tuberias ). deja espacio para abrir las bridas y dejar caer la cabeza del rehervidor. Todas las extracciones de tubos se realizarán con gruas moviles según requieran los procedimientos y especificaciones de los contratistas. Los claros entre bridas de intercambiadores y todos los equipos con conexiones atornilladas, las cuales necesiten servicio o mantenimiento, se deberan mantener tan libres como sea posible. El claro para el brazo de la grua movil para la extraccion de tubos, y area de acceso al piso para equipos de manipulacion moviles debe estar reservado, sujeto a los requerimientos del cliente. Investigue la carga sobre la plataforma, si el canal del intercambiador o la tapa descansaran sobre la plataforma durante el mantenimiento. Prever un barandal removible donde se requiera para el movimiento del haz de tubos. Bridas divididas y piezas de carretes removibles se pueden pedir en las especificaciones del contrato para incrementar el acceso de mantenimiento y remocion de tubos. Normalmente, las bridas requeridas en valvulas de bloqueo o bridas de orificio pueden calificar para ser bipartidas.

192


3.0. SOPORTE Y ANCLAJE. 3.1. 3.2. 3.3. 3.4.

3.5.

Los intercambiadores que tengan agua de enfriamiento desde el piso a la tapa de entrada, tendrán el anclaje en la tapa terminal. Las localizaciones de anclaje para intercambiadores sin conexiones de tuberias subterraneas, serán determinados por la flexibilidad de tuberia. La localizacion de anclajes para rehervidores horizontales depende de la relacion del anclaje del recipiente de una sola terminal. Los rehervidores de termosifon pueden ser soportados desde el recipiente adyacente o desde estructuras independientes desde el piso; en cada uno de los casos, el metodo y localizacion de los soportes será determinado por los esfuerzos de tuberia. La localizacion de los soportes se determinara sobre la base del minimo movimiento diferencial entre el rehervidor y el recipiente.Si el vapor va a ser circulado a traves del rehervidor antes de arrancarlo o si hay unaza diferencia apreciable en la temperatura del rehervidor y el recipiente, el rehervidor puede necesitar soportes de resorte. Cuando sea posible soporte los rehervidores de termosifon independientes de la plataforma para incrementar la accesibilidad para mantenimiento y operación.

4.0. LOCALIZACION DE TUBERIAS. 4.1. 4.2. 4.3. 4.4. 4.5. 4.6. 4.7. 4.8. 4.9. 4.10.

La localizacion preferida para arreglos de valvulas de control de tuberias, desvios y trampas se muestra cuadriculada. Revisar el aislamiento del intercambiador para claros. Hasta donde sea posible el vastago de las valvulas debera ser retirado de los pasillos y elevaciones que se cruzen con la cabeza y ojos. Las valvulas estarán de acuerdo con el diagrama de flujo y la especificacion de tuberia aplicable. La tuberia se arreglará para proveer acceso claro de operación y mantenimiento. Mantener libre los pasillos es necesario, pero no necesariamente en linea recta. La especificacion de diseño del contrato regira altura libre minima y requerimientos de acceso para pasajes. Las lineas se soportarán de manera tal que minimicen cargas y fuerzas sobre las boquillas de equipo. Rutas alternas para flexibilidad adicional. Localizar valvulas de control o trampas sobre el lado opuesto. Este metodo puede ser usado como una alternativa para construir una estructura; sin embargo, costos adicionales estan envueltos en suplir codos a las boquillas en ambos, recipiente e intercambiador. Los intercambiadores apilados se limitarán a 4 corazas de alto en servicios similares, y no exceder una elevacion maxima de 18’ -0”, arriba de punto mas alto de superficie terminada.

193

Este libro en forma digital le fue autorizado su uso al sr Benjamín Serratos Monroy solo como una unidad; no se le autoriza su reproducción sin autorización escrita previa. PILAR

PILAR

TAPA TERMINAL

HOYOS RANURADOS, PERNOS Y PILARES(COLUMNAS) (TIP)

ANCLAJE EN COLUMNA “A”

EXPANSION PLACA ¼” CON HOYO DE 1/16” MAS GRANDE QUE EL BARRENO

ANCLAJE EN COLUMNA “B”

EXPANSION

Personal de campo anclará al intercambiador a la columna apropiada por medio de placas soldadas al anclaje terminal localizado sobre la cimentacion y de acuerdo a las normas de ensambles de deslizamiento de baja frccion.

Instrucciones de localizacion de anclajes. Intercambiadores horizontales de coraza y tubos. Todos los intercambiadores horizontales de coraza y tubos, y los rehervidores tipo calderin son comprados con barrenos ranurados para anclaje atornillado en cada silleta. Esto agiliza la compra de equipo, previene cambios en los equipos y dibujos del proveedor, cuando la localizacion requiere un desplazamiento del anclaje de una silleta a la otra. El punto de anclaje puede estar en la columna “ A “ o “ B “; la localizacion de tuberia y analisis de esfuerzos determinará. Columna “ A “ = Columna “ B “ =

Columna mas cercana a la tapa terminal. Columna mas lejana de la tapa terminal.

Una vez que el anclaje esta seleccionado, marqe una “X” sobre esa columna sobre el dibujo de control de localizacion de equipos, e indique las coordenadas de la columna de anclaje. Nota: Dimensiones del manufacturero de un intercambiador al centro de la ranura. Ejemplo. Boceto del proveedor

Boceto anclaje cliente

El intercambiador esta correctamente localizado cuando: 194


a) b)

El equipo esta numerado y la coordenada del centro de linea esta dada. La columna de anclaje esta marcada ( X ) y la coordenada del centro de linea esta dada.

El anclaje en uno de los extremos como se desea sea obtenido y mostrado en un detalle como se mostró en el detalle anterior.

Requerimientos de claros minimos. O B S T R U C

MIN

HAZ DE TUBOS LONGITUD DETRAS DE LA BRIDA

DETRAS DE LA BRIDA

PASILLO

PLANTA

MIN PISO O SUPERFICIE DEL PUNTO ALTO FINAL

MIN

MINIMO 9” DEBAJO DEL DREN TAPONADO MINIMO 12” DEBAJO DEL DREN CON VALVULA

ELEVACION 195


LOCALIZAR PSV EN EL PUNTO MAS ALTO Y USARLO COMO PUNTO MAS ALTO DE VENTEO

ALTERNO USAR VALVULAS PEQUEÑAS EN EL CUERPO DE VALVULAS PARA DRENAR Y DESVIAR CONEXIONES SI LAS ESPECIFICACIONES DE TRABAJO LO PERMITEN, BARRENAR Y MACHUELEAR EN CAMPO. EL TAMAÑO MAXIMO DE CONEXIONES NO DEBE EXCEDER RECOMENDACIÓN DEL PROVEEDOR SUMINISTRO AGUA ENFRIAMIENTO RETORNO AGUA ENFRIAMIENTO

Tuberia temperizada para invierno. Cuando el intercambiador este bloqueado en la entrada proveer: a) Desvio temperizado de invierno. b) Drenes en etrada y salida. c) Valvula de alivio

Requerimientos de esfuerzos de intercambiadores de coraza y tubos. ENTRADA CORAZA SALIDA CARRETE

ENTRADA CARRETE

INDICAR BORDE DE ANCLAJE SALIDA CORAZA

196


Requerimientos de esfuerzos. 1. Material de coraza. 2. Ambas temperaturas ( diseño y operación ). 3. Tipo de flujo a través del intercambiador (numero de pasos ambos fluidos) 4. Las dimensiones mostradas en la figura anterior.

197


ANEXO C-5

Espaciado permisible de tuberías entre soportes.

Puente de tuberías. P-1 P-2 P-3 P-4

P-5

P-6 P-7 P-8 P-9 P-10

Refuerzos.- Deberán ser localizados de manera tal que no interfieran con vías de paso o áreas libres para equipo. Líneas calientes.- Generalmente deben ser agrupadas juntas cercad de la parte exterior del puente para que el bucle de expansión se pueda colocar y doblar libremente (ver P-3) En las juntas de expansión la tuberia deberá normalmente girar hacia arriba y luego la omega ( Bucle o espira ) sobre el puente de tuberías. Las piernas de goteo deberán ser localizadas de manera que se evite su crecimiento dentro de los soportes de tubos u otras obstrucciones; considérese que estos son parte de cabezales los cuales tienen movimiento debido a la expansión y contracción térmica. Conexiones a cabezal: P-5.1. Conexiones a cabezal de gas.- Conexiones a ramales para gases de servicio y proceso, aire y vapor, se conectan por norma general en la parte superior del cabezal, para evitar que se puedan arrastrar los condensados que podrían estar en el fondo. P-5.2. Conexiones a cabezales de líquidos.- Conexiones a ramales para líquidos, se conectan generalmente en la parte inferior de la tuberia, para evitar los paquetes de gases que se podrían llegar a acumular en la parte alta de los tubos y causar cavitación. No seria apropiado seguir esta regla si el liquido pudiese arrastrar lodos o sustancias no apropiadas al proceso. Para el arreglo en planta de equipos adyacentes al puente de tuberías, VER ANEXO C X. Cambio de dirección en un mismo plano o en diagonal, se pueden realizar, cuando sea practico o sea requerido por las condiciones de proceso. Los cabezales de alivio o de desfogue deberán ser localizados según el anexo 250 2750. Para el espaciado entre tuberías ver anexo 250 9815. La distancia entre centros de soportes de tuberia, debe ser maximizada, usando los limites de espaciado entre tubos y la localización de equipos debajo y arriba de los soportes de tuberia. P-10.1 Generalmente los cambios de direccion de un puente de tuberias usa 25 pies ( esta consideracion debe tomar en cuenta los requerimientos de soporte de intercambiadores enfriados por aire y las charolas electricas) la distancia sugerida estará basada en el diseño optimo y el apoyo del ingeniero estructural. P-10.2 El espaciado de tuberias puede ser acortado o alargado, para obtener el mejo intervalo en la planta de localizacion. P-10.3 El espacio de cambio de direccion de un puente de tuberias puede ser incrementado cuando hay multiples lineas de 6” y mas grandes ( Ver carta para obtener espaciado permisible). P-10.4 Para lineas pequeñas se pueden colocar soportes intermedios apoyados en las lineas mayores.

P-11

ELEVACION DE LAS CAMAS DE TUBERIAS. Se deben tomar en cuenta los siguientes parámetros: P-11.1 La dimensión de accesorio a accesorio de un codo de 90° de radio largo y un codo de 45°, de la línea de mayor diámetro en la cama de tuberías, o 2´-0” mínimo. 198


P11.2 La longitud mínima de una tobera( stub end) y la dimensión de manufactura de un codo de 45°del ramal mas grande del cabezal mas grande puede requerir el incremento del espacio entre líneas. P11.3 Claro sobre tuberías adyacentes. P11.4 Se debe tomar en consideración los requerimientos de aislamientos y sus zapatas de elevación. P-12

Montantes de apoyo.Las lineas deben ser investigadas para el soporte desde otras lineas o acercar las lineas a las columnas de soporte del puente, antes de sumar montantes entre las columnas de soporte de tuberias; proveer montantes donde se necesita para adaptarse a los requerimientos estructurales.

P-13

Tuberia de servicios.-La ruta preferida es el nivel superior cunado es un puente de tuberias de dos camas.

199


ESPACIADO PERMISIBLE DE TUBERIAS BASADO EN TUBERIA DE ACERO AL CARBON ASTM- A53 GRADO B

NOM DIAM TUBO

CED TUBO

GROSOR PARED

¾”

80

1”

ESPACIADO PERMISIBLE

DEFLECCION

0.154

10´- 0”

3/8”

6´-0”

8´-0”

80

0.179

13´- 0”

½”

7´-0”

10´-0”

1 ½”

80

0.200

17´- 0”

¾”

11´-0”

13´-0”

2”

40

0.154

19´- 0”

I”

12´-0”

14´-0”

2”

80

0.218

20´- 0”

I”

13´-0”

15´-0”

3”

40

0.216

25´- 0”

1”

16´-0”

18´-0”

4”

40

0.237

27´- 0”

1”

18´-0”

20´-0”

6”

40

0.230

33´- 0”

1”

22´-0”

25´-0”

8”

30

0.277

36´- 0”

1”

24´-0”

27´-0”

10”

20

0.250

38´- 0”

1”

25´-0”

29´-0”

10”

40

0.365

41´- 0”

1”

27´-0”

31´-0”

12”

20

0.250

40´- 0”

1”

26´-0”

30´-0”

12”

STD

0.375

44¨-0”

1”

29´-0”

33´-0”

NOTAS. 1. Espaciado basado en líneas de tuberia aislada y no aislada debajo de 650 °F. 2. Si los soportes están espaciado mas allá de 25´, informar al ing estructural para cargas adicionales.

200


ESPACIADO PERMISIBLE DE TUBERIAS BASADO EN TUBERIA DE ACERO AL CARBON ASTM- A53 GRADO B

NOM DIAM TUBO

CED TUBO

GROSOR PARED ESPACIADO DEFLECCION PERMISIBLE

14”

10

0.250

42´

1”

27´

31´

14”

STD

O.375

46´

1”

30´

34´

16”

10

0.250

44´

1”

28´

33´

16”

STD

0.375

48´

1”

31´

36´

18”

10

0.250

45´

1”

29´

34´

18”

STD

0.375

50´

1”

33´

38´

20”

10

0.250

47´

1”

31´

36´

20”

20

0.375

52´

1”

34´

39´

24”

10

0.250

49´

1”

32´

37´

24”

20

0.275

55´

1”

36´

41´

NOTAS. 1. Espaciado basado en líneas de tuberia aislada y no aislada debajo de 650 °F. 2. Si los soportes están espaciado mas allá de 25´, informar al ing. estructural para cargas adicionales.

201


C-6

DISEÑO DE ESFUERZOS – PROCEDIMIENTO DE BOCETEO. 250.2220

PROPOSITO. Esta practica establece la guía para la preparación y envió de los bocetos de tubería para el análisis, y asegurara que estos bocetos estén completos y contengan la información necesaria. Esta practica elimina el boceteo de líneas que pueden ser aprobadas por otros medios tales como la inspección en el modelo o estudio del equipo, y provee al supervisor de tuberías con un método para verificar que el revisor de isométricos haya revisado el boceto de esfuerzos. ALCANCE. Esta practica provee una directriz para la interface entre el diseño de tubería y los esfuerzos en tubería , durante el desarrollo del boceteo de esfuerzos y la fase de autorización de isométricos en el contrato. APLICACION. Esta practica será implementada durante la fase de localización de tuberías en el contrato. El supervisor de diseño de tubería y el ingeniero de esfuerzos en tubería usarán esta practica para asegurar que los requerimientos relacionados a esfuerzos sean apropiadamente integrados dentro del diseño de tubería. ACTIVIDADES / RESPONSABILIDADES Las actividades etapa por etapa y las partes responsables envueltas en el proceso son descritas a continuación.

SECUENCIA 1 2

RESPONSABILIDAD

DESCRIPCION DE LA ACTIVIDAD

Ingeniero lider de esfuerzos.

El ingeniero revisa la lista de líneas usando las especificaciones del contrato y diagramas de flujo, para determinar inicialmente cuales líneas requieren bocetos ( envío de opinión formal) y marca en la lista de líneas bajo la columna de esfuerzos las que lo necesiten. Supervisor de la unidad de tubería Toma como referencia la lista de líneas e inicia en el log de flexibilidad los números de líneas a ser boceteadas. Refiérase a la practica de ingeniería de tuberías 000.250.2250: Diseño de esfuerzos-log de flexibilidad de tuberías.

3

Supervisor unidad tuberías / Ingeniero esfuerzos

4

Diseñador localizacíon tuberías

5

Diseño de la localización de tuberías

6

Supervisor unidad tuberías

7

Supervisor o Diseñador unidad tuberías (asistente tuberías o administrador del contrato)

Hombro a hombre revisar la localización de tuberías como progrese el trabajo. Antes de dibujar un boceto, verificar si se requiere un análisis formal realmente para las líneas que se encuentran en la lista. Revisar acuciosamente por cualquier área problema o leneas adicionales las cuales puedan requerir análisis formal. Qué la lista de líneas este al día y de acuerdo con el log de flexibilidad. Iniciar un boceto / dibujo para cada línea enlistada en el blog de flexibilidad. La tentativa es para proveer al ingeniero de esfuerzos con un sistema completo, mostrando todas la líneas que afectan la flexibilidad de tuberías de todo el sistema. Sistemas grandes o complejos pueden requerir mas de un boceto o el sistema puede ser dibujado en una hoja enrollada. La firma del diseño y la fecha son colocadas en los espacios previstos después de asegurarse que todos los datos requeridos han sido colocados. se envía el boceto de opinión al supervisor para su revisión. El supervisor revisa el boceto para conclusión; lo firma lo envía a que siga su proceso. Pedir dos copias del boceto, colocar una en el registro de esfuerzos para referencia hasta que el ,original sea regresado. Enviar original del boceto de esfuerzos y una copia (copia de trabajo) al ingeniero de esfuerzos. Registrar fecha de envío "a" esfuerzos en el log de flexibilidad. Para revisiones, borrar fechas “a” y “desde” esfuerzos en el log de flexibilidad y registrar el envío a 202


8

9

10 11 12

esfuerzos para revisión. Ingeniero de esfuerzos Inspeccionar la línea, y aprobarla para inspección, comenzar cálculos de prueba o comenzar cálculos formales. Si el boceto esta incompleto o su ruta de acceso es inaceptable, enviar de regreso a la unidad del supervisor para que se vuelva a trabajar. Haga recomendaciones para asegurar la solución pronta del problema. Ingeniero de esfuerzos Adicionar todos los comentarios y notas de esfuerzos directamente sobre el original en rojo. Si es necesario, encerrar en un circulo los comentarios en rojo para que se realcen. Complete con la aprobación y sello de esfuerzos e indique si el boceto esta aprobado, no aprobado o aprobado con comentarios. Ingeniero de esfuerzos Firme en el espacio previsto, guarde una copia para el registro de esfuerzos, y regrese el original al supervisor de la unidad tuberías. Supervisor unidad tuberías / Revisa los comentarios de esfuerzos con el Diseñador de localizacíon de tuberías. Trasmite las Diseñador tuberías cargas y otros datos relevantes que afecten otras disciplinas. Envía el original al archivo. Para el checador se inician los cambios y revisión, y se revisan los comentarios de esfuerzos. Supervisor unidad tuberías o Se sitúa el original de los bocetos de esfuerzos en el registro encuadernado. Sé remueven y Asistente tuberías / administrador destruyen copias de este file. Se envía por correo la fecha “desde” esfuerzo en el log de contrato flexibilidad.

13


14

Diseñadores asignados

Continuamente monitoree los registros de esfuerzos para asegurar que el isométrico y el modelo incluyen los requerimientos de esfuerzos. Continuamente monitoree los registros de esfuerzos para asegurar que el isométrico y el modelo incluyen los requerimientos de esfuerzos.

CHEQUEO 15

Checador de tuberías

16


17


Revise la lista de líneas y el log de flexibilidad para determinar que bocetos pertenecen al área. Compare los isométricos terminados con el boceto de esfuerzos. Asegúrese que todos los requerimientos de esfuerzos se encontraron. Negociar las diferencias menores con el ingeniero de esfuerzos. Para cambios iniciados por el checador, consulte con el Ingeniero de esfuerzos y determine si un renvió es requerido, y si es necesario, revise el original del boceto de esfuerzos y retire su firma en el espacio previsto. Cambie revisión del boceto de esfuerzos. Borre las firmas del supervisor de la unidad tuberías y el analista de esfuerzos sobre el boceto. Seguir al supervisor de la unidad. Regrese a la secuencia 6. Mantenga la copia de chequeo hasta que el Ingeniero de esfuerzos regrese el boceto de esfuerzos. Incorpore los comentarios de esfuerzos. El checador colocará "si" sobre la línea de aprobación de esfuerzos, en el bloque de revisión del isométrico, si el boceto de esfuerzos esta marcado "renviar isométrica checado" si el boceto de esfuerzos es marcado “aprobado” o la línea no requiere análisis de esfuerzos dibujar una línea a través de “esfuerzos".

REVISIONES DE ISOMETRICOS 18


19


Antes de enviar cualquier isométrico revisado, revisar el boceto de esfuerzos y analizar si la flexibilidad esta afectada. Nota !!! si hay cualquier duda que pueda afectar los esfuerzos. El checador debe consultar con el Ingeniero de esfuerzos y el supervisor de tuberías. Si la flexibilidad esta afectada, consultar con el Ingeniero de esfuerzos y determine si se requiere de un renvió , y si sucede eso, revise el original del boceto de esfuerzos para estar de acuerdo con el isométrico revisado, retirar firma en el espacio previsto y cambiar revisión, coloque iniciales sobre el original del boceto de esfuerzos bajo el espacio de revisión posesionado y el numero de hoja de isométrico. Borre las firmas del supervisor de la unidad tuberías y el analista 203


de esfuerzos sobre el boceto. Seguir al supervisor de la unidad. Regrese a la secuencia 6. Mantenga la copia de chequeo hasta que el Ingeniero de esfuerzos regrese el boceto de esfuerzos. Incorpore los comentarios de esfuerzos. Nota !!! Si el isométrico enviado ha sido no firmado por esfuerzos , El Ingeniero de esfuerzos revisará y aprobará los cambios.

Firmas de revisión esfuerzos sobre isométricos 20

Supervisor unidad tuberías o Asistente tuberías

21

Ingeniero de esfuerzos (si el modelo de diseño es usado en el proyecto)

Anote las hojas de isométricos que deben ser enviadas a esfuerzos para firma. Cheque el registro de isométricos de tubería e isométricos checados para determinar que isométricos requieren firmas de aprobación de esfuerzos. Entregar personalmente al ingeniero de esfuerzos. Esperar para aprobación o salida con el Ingeniero de esfuerzos, recibir isométricos firmados del Ingeniero de esfuerzos. En adición a la firma de isométricos, revise el modelo antes y después de la revisión del cliente, para asegurarse que las líneas aprobadas tempranamente para inspección solamente, estén aun aceptables.

Monitoreo de la unidad de supervisión 22

Supervisor de ingeniería de esfuerzos

El supervisor de ingenieros de esfuerzos debe revisar su carga de trabajo y tomar acción para encontrar su calendario.

23

Supervisor unidad tuberías / Diseñador localizacíon tuberías

24


Periódicamente consultar con el Ingeniero de esfuerzos para obtener asistencia en la resolución de problemas de flexibilidad, para revisiones informales en el modelo o el restirador, para eliminar flujo innecesario de papel. Juntos, decidir sobre lo siguiente: a. La adiciona de líneas para un envió de revisión formal. b. La eliminación de líneas o porción de leneas las cuales fueron requeridas para una revisión formal. Actualizar lista de líneas y log de flexibilidad si es necesario. Periódicamente revisar el registro de bocetos de esfuerzos durante la fase de chequeo, para verificar que los checadores de isométricos hayan introducido sus iniciales sobre los bocetos de esfuerzos, indicando que los isométricos finales estén de acuerdo con los bocetos de esfuerzos.

204


C-7

DISEÑO DE ESFUERZOS – INFORMACION EN EL BOCETO. 250.2221

PROPOSITO Esta práctica establece guía para resaltar la información proporcionada en la manufactura de bocetos de esfuerzos para diseño de tuberías, esfuerzos en tuberías, e ingeniería de proceso. ALCANCE Esta practica incluye las siguientes secciones mayores: LIMITE DEL SISTEMA DATOS DEL BLOQUE DE TITULOS SECCION GRAFICA SOPORTE COLGANTE DE RESORTE ISOMETRICOS DE QUEMADOR REFERENCIAS AGREGADOS APLICACION Esta practica será implementada durante la ase de análisis de de esfuerzos en el contrato, y será usado cuando se requiera en un análisis del sistema de tubería. La ingeniería de esfuerzos de tubería y proceso usaran esta practica para enviar información para diseño de tuberías para usarse en el desarrollo de la configuración del sistema, condiciones de proceso y soportes de tuberia. LIMITE DEL SISTEMA Una línea o sistema que requiere análisis de esfuerzos será emitida en un boceto o dibujo en isométrico, desde un anclaje o equipo, a otros anclajes o equipos. El original, que coincidirá con la copia del registro del grupo de esfuerzos, regresará al supervisor de diseño responsable. DATOS DEL BLOQUE DE TITULOS Los datos que afectan la flexibilidad y análisis de soporte serán llenados sobre cada uno de los bocetos de esfuerzos. Los datos que no se auto-expliquen se explicarán subrayando y explicando debajo. Las temperaturas máximas de diseño y operación para condiciones aplicables tales como las siguientes: - Arranque - Regeneración - Funciones de ramales fríos y calientes (bomba con auxiliares, una operando, una apagada; desvíos alternos, sistemas con codos basculantes; y sistemas con reactores basculantes) - Paro - Falta de vapor (se define en el proceso) - Condiciones de flujo normales - Falta combustible - Trastornos

205


Condiciones inusuales tales como productos fluyendo en la línea peligrosos o letales, o requerimientos de código de calentadores ASME (American Society of Mechanical Engineers). La ingeniería de esfuerzos de tubería proveerá instrucciones especificas de acuerdo con la configuración del sistema cuando se especifica tuberías enchaquetada o en proyectos farmacéuticos se especifican conexiones de acero inoxidable ferrula-abrazadera (tri-clover). SECCION GRAFICA La línea se puede dibujar a una sola línea y a mano libre. Los puntos de soldadura se indicarán para identificar su tipo. Las dimensiones indicarán distancia de centro de línea del ramal o “L” al soporte. Se redondearán las dimensiones mas cercanas a 15 cm. La siguiente información se incluirá en el boceto: Localización de puntos de soporte propuestos y su tipo, como los siguientes: - Soportes tubería - Muñones - Soportes colgantes de resorte - Pastillas (pickups) - Varillas colgantes - Soportes pedestal - Soportes de campo - Amortiguadores La localizacíon y orientación de los puntos de control propuestos o actuales, tales como los siguientes: - Anclajes - Equipo - Guidas - Claros críticos - Anclaje direccional - Puntos de ramal - Calces de resorte - Soportes de bajada Instalación de cimentación SOPORTES COLGANTES DE RESORTE La siguiente información debe ser indicada como una parte integral del boceto de esfuerzos tan pronto como la información de esfuerzos se haya establecido. Renviar el boceto revisado a esfuerzos cuando sea asequible la información. La localizacíon del soporte colgante de resorte; altura del punto de soporte en relación al centro de línea de la tuberías, o el punto sobre la tuberías donde el soporte será colocado. Tipo de viga o estructura usado como punto de soporte y su orientación. ISOMETRICOS QUEMADOR (FLARE) El isométrico del quemador proveerá a la ingeniería de esfuerzos y proceso con información adecuada para analizar el sistema complete sobre la base de una sola unidad. Refiérase al agregado 2 para ver un ejemplo de isométrico de quemador. Los isométricos de quemador deberán cumplir lo siguiente: El isométrico deberá dibujarse en el tamaño adecuado de papel El cabezal sea indicado como un sistema complete a través de la unidad para la interconexión del cabezal principal del puente de tuberías o tanque de desfogue. Ramales de 2 pulgadas o mas serán indicadas desde la válvula de alivio de presión al cabezal del quemador. La porción corriente arriba de la válvula de alivio de presión será enviada por correo con el isométrico del quemador como un paquete con los siguientes documentos: 206


- Ingeniería de esfuerzos: Bocetos de esfuerzos - Ingeniería de proceso: Bocetos o isométricos de esfuerzos AGREGADOS: Agregado 1

Ejemplo de boceto de esfuerzos.

207


Agregado 2

Ejemplo de isometrico de quemador (Flare)

208


209


C-8

SUGERENCIA Y AYUDAS PARA LOCALIZACION DE EQUIPOS ROTATORIOS. 250.2230

PROPOSITO Esta práctica se entiende como una ayuda para el diseñador de tubería en la determinación de los efectos de la expansión o contracción térmica de una tubería sobre las boquillas de equipos. ALCANCE Esta practica provee un método, el cual puede ser usado por el diseñador de tuberías para determinar la aceptabilidad de rutas de tubería a equipos rotativos. Se incluyen en esta practica instrucciones sobre como determinar lo siguiente: La localización del anclaje del equipo rotatorio. Las cargas permisibles en las boquillas del equipo rotatorio. Las cargas ejercidas por la tubería sobre el equipo rotatorio. Métodos para adicionar flexibilidad si las fuerzas reales ejercidas exceden las fuerzas permisibles. APLICACION Durante las etapas iníciales de localización de tuberías, El diseñador de tuberías necesita examinar los efectos que la expansión o contracción térmica tendrían sobre el equipo rotatorio para el cual el sistema dado esta localizado. Se puede alcanzar la localización de equipo optima, orientación de boquillas y ruta de ellas, vía la implementación de las técnicas suministradas en esta practica. La ruta de tubería resultante esta aun sujeta a la revisión y aprobación del ingeniero de esfuerzos que conduce el proyecto. Sin embargo, basado en la aplicación correcta del diseñador de estas practicas, las modificaciones que satisfagan los esfuerzos serian minimizadas. NOTA!!! Tome como referencia los anexos 01 a 04, que se indican a continuación para determinar la localización de los anclajes de equipo y por lo tanto, los movimientos térmicos de boquillas, sobre varios tipos de equipos rotatorios. BOMBAS, CASO NORMAL Para realizar un estudio efectivo de tubería, el diseñador debe considerar la expansión térmica total en el sistema de tubería, incluyendo los movimientos térmicos del equipo al cual esta conectado. Lo siguiente indica el origen de la expansión para varios tipos de equipo rotatorio.

Bombas con succión o terminal arriba. Las bombas funcionando a 350 °F o mas alto deben tener un soporte de centro de línea para cumplir con el estándar API 610; el punto de anclaje esta como se indica abajo. Las bombas operando a menor temperatura pueden tener soportes integrales fundidos sobre el fondo de la carcasa.

210


0” o ∆ FLECHA

PUNTO ANCLAJE

PUNTO ANCLAJE

PEDESTAL SOPORTE

FLECHA

EXPANSION TERMICA

• ILUSTRA EL PUNTO DE ANCLAJE EN EL FONDO PARA BOMBAS CON EL SOPORTE FUNDIDO SOBRE EL FONDO DE LA CARCASA

BOMBAS, VARIACION DEL CASO. Succión y descarga de lado, o succión y descarga en el tope – con 4 soportes de pedestal. Los pedestales mas cerca al cople del motor están acoplados o tecleados para minimizar expansión dentro del acoplamiento. Las bombas funcionando a 350 °F o mas alto deben tener un soporte de centro de línea para cumplir con el estándar API 610; el punto de anclaje esta como se indica abajo. Las bombas operando a menor temperatura pueden tener soportes integrales fundidos sobre el fondo de la carcasa. PUNTO ANCLAJE

FLECHA

PEDESTRAL DE ANCLAJE

FLECHA EXPANSION TERMICA

• ILUSTRA EL PUNTO DE ANCLAJE EN EL FONDO PARA BOMBAS CON EL SOPORTE FUNDIDO SOBRE EL FONDO DE LA CARCASA LA EXPANSION TERMICA ∆ ESTA ENTONCES ARRIBA TURBINAS, CASO NORMAL 211


La expansión horizontal esta computada desde el plano de intersección del desfogue de la turbina y la flecha. La expansión vertical esta computada desde el desfogue en la temperatura de la corriente de entrada para la tubería de entrada.

DESFOGUE ENTRADA

TOPE DE ANCLAJE DESFOGUE FLECHA

PUNTO ANCLAJE

FLECHA

∆ = EXPANSION TERMICA TURBINAS, VARIACION COMUN. El anclaje es normalmente el pie de soporte mas cercano al motor. NOTA ¡¡¡ Turbinas para propósitos especiales y turbinas de condensación deben tener puntos de anclaje con localización destacada. Para propósitos de estimación de expansión, use el pie posterior mas cercano al motor y la flecha como puntos fijos y mas tarde verificar las expansiones con el proveedor.

DESFOGUE MOTOR FLECHA

FLECHA

ENTRADA ∆ = EXPANSION TERMICA

212


COMPRESOR CENTRIFUGO El compresor mostrado es una maquina de dos Etapas para instalación en mezzanine (preferido para usar con motor de turbina de condensación). El caso alternativo seria montado en un basamento con boquillas arriba. En uno u otro caso, la carcasa del compresor estaría centrada por crecimiento axial, con una cuña de corte cercana al cople final. La expansión horizontal y vertical a 90° desde la flecha seria computada a temperaturas de operación o líneas dentro o fuera. La expansión axial horizontal seria computada a temperaturas medias, excepto la descarga de la segunda etapa, la cual requiere el uso de temperaturas de operación. El punto de anclaje efectivo para una instalación arriba o abajo, es considerado como la intersección entre el soporte acuñado y el centro de línea de la flecha.

PUNTO ANCLAJE SOPORTE ACUÑADO

SOPORTE ACUÑADO PUNTO ANCLAJE AXIAL

∆ = EXPANSION TERMICA CARGAS PERMISIBLES La fuerza máxima permisible sobre una boquilla de acero de un equipo es 200 libras veces el tamaño de boquilla nominal, pero no debe de exceder de 2000 libras. Ejemplos: 2-pulgadas, 300 libras, cara realzada, boquilla acero al carbón, 200 por 2 = 400 libras 18-pulgadas, 150 libras, cara realzada, boquilla acero al carbón, 200 por 18 = 3,600 libras La ultima excede el limite; por lo tanto, se usan 2 000 libras como fuerza limite. La máxima fuerza permisible sobre boquillas de equipos de fierro fundido es 50 veces el tamaño de boquilla nominal, pero no debe exceder de 500 libras. Ejemplos: 4 pulgadas, 125 libras, cara plana, boquilla fierro fundido, 50 por 12 = 600 libras La ultima excede el limite; por lo tanto, se usa 500 libras como fuerza limite.

213


Ejemplo Refiérase al anexo 5, como determinar la longitud requerida de tuberías para una localización de bomba flexible. Fuerza permisible sobre boquilla de bomba. Boquilla 8 “ veces 200 libras = 1,600 libras fuerza máxima permisible.

Dirección de la expansión norte – sur La pierna de 15'-6" esta corre solo en la dirección norte -sur. 15'-6" veces 0.0362 = 0.5611" de expansion. Piernas de absorción Las dos piernas a 90 grados, para la pierna de 15'-6" y (11'-0") están en la este -oeste mas la pierna vertical (7'-3"). Pierna doblada total asequible = 11'-0" mas 7'-3" = 18'-3".

214


Aplicación del nomografo. Refiérase al agregado 06, Aplicación del nomografo – Expansión norte- sur. (Nota!!! Tome como referencia los números en círculos del nomograma del agregado 09) Etapa 1 Sobre la escala de fuerza, localizar la fuerza máxima permisible sobre la boquilla de la bomba. 1,600 libras (Punto 1). Etapa 2 Sobre la escala de expansión térmica total, localizar la expansión en pulgadas. 0.5611" (Punto 2). Etapa 3 Dibujar una línea del punto 1 al punto 2. Donde esta línea cruza la línea pivote , localizar punto 3. Etapa 4 Sobre la escala de diámetro nominal de tubo, localizar tamaño de línea 12" (Punto 4). Cuando la cedula de tubería es otra que la de peso estándar, use la escala del momento de inercia del tubo. Este localiza el punto 5sobre la escala de longitud de tubo. Etapa 5 Dibujar una línea desde el punto 3 sobre la línea pivote al punto 4 sobre la escala de diámetro nominal de tubo, esto localiza el punto 5 sobre la escala de longitud de tubo. Se lee 23'-0" sobre la escala de longitud de tubo como la longitud mínima de tubería absorbente requerida. Etapa 6 La pierna doblada asequible es 18'-3" (referirse a pagina 182) esta es menor de 23'-0". Por lo tanto, un mínimo de 5'-0" debe ser sumado a la vertical o dirección Este –Oeste, Para estar dentro de la fuerza máxima permisible sobre la boquilla de la bomba. Etapa 7 Dado que las elevaciones de equipo no pueden ser cambiadas fácilmente (las ingenierías estructural y proceso deben estar involucradas), el método mas simple para sumar la pierna doblada requerida es sumar pierna doblada Este –oeste como se muestra en el isométrico de la pagina 20 con línea punteada.

Dirección de expansión Este – Oeste. Asumiendo que la una bomba esta caliente y una fría, la pierna de 11'-0" es la única que corre, expandiéndose en la dirección Este -Oeste. 11'-0" veces 3.62"/pie = 11 /100 x 3.62 = 0.3982" de expansión Piernas de absorción Las piernas a 90 grados que corren Este – Oeste son las 2 piernas verticales (6'-8" y 7'-3") y la pierna Norte - Sur (15'-6"). Pierna doblada total asequible = (6'-8") + (7'-3") + (15'-6") = 29'-5" Aplicación del nomografo. Refiérase al agregado 07, Aplicación del nomografo – Expansión Este -Oeste. (Nota!!! Refiérase a los números en círculos sobre el nomografo del agregado 09) Etapa 1 Sobre la escala de fuerza, localizar la fuerza máxima permisible sobre la boquilla de la bomba. 1,600 Libras (Punto 1). Etapa 2 Sobre la escala de expansión térmica total, localizar la expansión en pulgadas. - 0.3982" (Punto 6). Etapa 3 Dibujar una línea del punto 1 al punto 6. Donde esta línea cruza la línea pivote , localizar punto 7. Etapa 4 Sobre la escala de diámetro nominal de tubo, localizar tamaño de línea 12" (Punto 4). Etapa 5 Dibujar una línea del punto 7 al punto 4. Este localiza el punto 8 sobre la escala de longitud de tubo. Nota!!! La longitud mínima de tubería absorbente requerida es 20'-0". 215


Etapa 6 La pierna doblada asequible es 29'-5" la cual es mayor que la pierna requerida de 20'-0". En consecuencia, no necesita flexibilidad adicional para acomodar la expansión Este – Oeste.

DIRECCION DE LA EXPANSION VERTICAL El peor caso de expansión térmica vertical ocurre entre el punto de anclaje en la bomba asumida caliente y el soporte o anclaje sobre el recipiente vertical. La pierna de expansión vertical total es: (1'-4") + (7'-3") + (6'-8") + (2'-9") = 18'-0" 18'-0" veces 0.0362 "/' = 0.6515" de expansion Piernas de absorción Las piernas a 90 grados para la vertical corren y caen a lo largo de una línea directa desde la boquilla del recipiente a la boquilla de la bomba que se asume caliente, son la pierna 11'-0" Norte – Sur y la pierna 15'-6" Este -Oeste. Pierna doblada total asequible Aplicación del nomografo.

= (11'-0") + (15'-6") = 26'-6".

Refiérase al agregado 08, Aplicación del nomografo – Expansión Vertical. (Nota!!! Refiérase a los números en círculos sobre el nomografo del agregado 09) Etapa 1 Sobre la escala de fuerza, localizar la fuerza máxima permisible sobre la boquilla de la bomba. 1,600 Libras (Punto 1). Etapa 2 Etapa 3 Etapa 4 Etapa 5

Sobre la escala de expansión térmica total, localizar la expansión en pulgadas. - 0.6516" (Punto 9). Dibujar una línea desde el punto 1 al punto 9. Donde esta línea cruza la línea pivote , localizar punto 10. Sobre la escala de diámetro nominal de tubo, localizar tamaño de línea 12" (Punto 4). Dibujar una línea del punto 10 al punto 4. Este localiza el punto11 sobre la escala de longitud de tubo.

Nota!!! La longitud mínima de tubería absorbente requerida es 24'-0". Etapa 6 La pierna doblada asequible es 26'-6" la cual es mayor que la pierna requerida of 24'-0".

216


APLICACIÓN

DEL

217

NOMOGRAFO


218


219


C-9 Arreglo típico de equipos en una unidad de producción. Propósito.

Esta practica establece guías recomendadas para asesorar al Diseñador de tuberías para el desarrollo del arreglo en planta de una unidad de producción.

Alcance. · · · · · ·

Esta practica se clasifica en las siguientes secciones principales:

RESPONSABILIDAD. ARREGLO DE EQUIPO. ESPACIOS LIBRES (CLAROS) ENTRE EQUIPOS Y PUENTES DE TUBERIA. LOCALIZACION DE RUTA DE PUENTE DE TUBERIA. REFERENCIAS ANEXOS

Aplicación. Esta practica se usa como lineamiento para el desarrollo del plano de la planta de una unidad de producción. Responsabilidad.

Es responsabilidad del supervisor lider de tuberías asegurar que esta guía sea seguida, durante cualquier requerimiento de un cliente.

Arreglo de equipo. Nota ¡¡¡ Los números encerrados entre paréntesis se refieren a notas especificas en los círculos de las figuras 01, 02 y 03.

Estructuras de equipo. La localizacíon en planta de equipos deberá usar una estructura común para equipos, recipientes y bombas Recipientes verticales Los recipientes verticales ( A1 ) estarán a un centro de línea dado, establecido por el recipiente mas largo. El cuerpo del recipiente mas largo estará a 2’ -0” de la línea de referencia del pasillo. Los recipientes que son considerados mas largos que el recipiente promedio (A1.1) en una unidad, serán establecidos independientemente con el cuerpo localizado a 2'- 0" de la línea de referencia del pasillo. Las entradas de hombre en recipientes verticales normalmente estarán localizados sobre el lado alejado del recipiente con respecto al Puente de tuberías. Esto deja los lados del puente de tuberías libre, para tubos que van y vienen al puente de tuberías. Las escaleras marinas se encuentran a cada lado del recipiente. Apilar dos o más recipientes verticales debe ser investigado. Esta investigación tendrá en cuenta las condiciones del proceso (materias primas, temperaturas, presiones), limitaciones de altura vertical y las ventajas económicas de la disposición de las tuberías. El apilamiento de recipientes exigirá la aceptación de la ingeniería de procesos y de recipientes. Recipientes horizontales. Los recipientes (A2) tendrán el centro de línea del recipiente mas grande, con respecto a la línea de referencia del pasillo. Todos los otros recipientes horizontales en la vecindad tendrán una línea tangente común con el recipiente más grande. Esto puede ser económico para que recipientes adyacentes compartan una misma coordenada de silleta común para usar una cimentación común. 220


La elevación mínima desde el piso usualmente se muestra en el diagrama de tuberia e instrumentación y es fundamental por razones de proceso. Si esta elevación no se expresa y elevación mínima es requerida, se debe tener cuidado de espacio libre adecuado para la tubería. Intercambiadores. Los intercambiadores de coraza y tubos (A3.1) se alinearan con los carretes de sus tapas en sentido opuesto de los puentes de tuberías, de manera tal que la salida de tubos este hacia afuera de la unidad. Las tapas de la coraza deberán estar alineadas de manera que la tapa mas grande este alineada con la línea de referencia del pasillo. Todos los demás intercambiadores se alinearan para tener una coordenada común del carrete de la tapa. Esto puede ser económico para que intercambiadores adyacentes compartan una misma coordenada de silleta común para usar una cimentación común. Los intercambiadores del tipo" o con tubos con aleta insertada serán localizados (A3.2) con la línea de centro de las boquillas del recipiente, alineadas y localizadas de manera tal, que todas las tuberías permanezcan libres con respecto a la línea de referencia del pasillo. Los rehervidores horizontales (A3.3) se localizarán preferentemente cerca de los equipos al cual van dar servicio. Bombas. Localice las bombas cerca del equipo desde el cual toman la succión (A4.1). Bombas manejando productos inflamables no deben estar localizados debajo de puentes de tuberías que llevan líneas de productos mayores, enfriadores de aire, o recipientes. Bombas que manejen productos no inflamables pueden estar situados bajo puente de tuberías y intercambiadores enfriadores de aire. Las bombas localizadas entre un Puente de tuberías y una batería de equipos, debe ser localizada evitando ser peligrosa para el Puente de tuberia y el equipo. Los aseguradores de riesgo industrial IM.2.5.2 (IRI) indican que la distancia mínima es 10 pies de claro (A4.2); Esta distancia deberá ser verificada por los requerimientos del cliente. La localizacíon de las succiones y descargas de bombas en líneas de centro comunes, permiten el uso de soportes de tuberia comunes (A4.3). Enfriadores de aire. Los enfriadores de aire normalmente serán localizados arriba de los puentes de tuberías. Hornos. Los hornos deberían estar situado del lado contrario al viento o el viento de lado del resto de la unidad, y ser separados por al menos 50 pies. Compresores. Los compresores deben estar situados a favor del viento del resto de la unidad, separados de los otros equipos, y preferiblemente no estar situados en un edificio cerrado. Arreglos de válvulas. Arreglo de válvulas operativos, arreglo de válvulas de control y estaciones de servicio (A6) deberán ser localizadas para operación y acceso. Caminos. 2'- 6" ancho horizontal por 7'- 0" altura vertical (C1.1). Pasillo. Para montacargas o equipo similar. 6'- 0" ancho horizontal por 8'- 0" altura vertical. Para operación con equipo portable manual 3'- 0" ancho horizontal por 8'- 0" altura vertical (C1.2). Camino de acceso. Acceso de equipo móvil ( Grúas hidráulicas, camiones, etc) 10'- 0" ancho horizontal por 10'- 0" altura vertical (C1.3). Claro entre bridas. Entre equipos adyacentes (por ejemplo: intercambiadores de tubo y coraza); 1'- 6" de claro entre bridas si ningún otro acceso es requerido (C2). Zapatas de cimentación. Un mínimo de (2'- 6") de claro de camino se requiere entre cimentaciones de cualquier equipo y otro equipo anexo o tuberías. Claro entre bombas. Para bombas colocadas debajo de un Puente de tuberías, un mínimo de 10'- 0" (C4.1) de claro se requiere entre bombas y el lado opuesto de puente de tuberías. Este espacio no tiene por qué estar en una línea recta por una serie de bombas en el rack.

221


Un claro mínimo de 3'- 0" se requiere entre bombas (C4.2). Esta dimensión de 3'- 0" es un requerimiento mínimo entre equipos adyacentes, cimentaciones o tuberia. Claro entre intercambiadores. El claro en el pasillo para la remoción de la tapa de la coraza será de 6'- 0" cuando se usa un montacargas o una plataforma móvil (C4.3). Un claro de 3'- 0" en la plataforma se requiere cuando se usa un montante móvil fijo en el carrete del intercambiador y la sosteniendo la tapa removible de la coraza end to remove shell cover (C4.3.1). 3'- 0" clear when shell cover is fixed and removal is not required. Claros misceláneos. Las Plataformas tendrán un claro mínimo de 1'- 0" a tuberías o sus puentes (C4.4.1). Déjese un espacio libre para embudos de desagüe al frente de bombas (C4.4.2). Claros de calles. Los requisitos para las zanjas de drenaje o de vías de tuberías subterráneas puede aumentar la dimensión de la orilla de las carreteras a los equipos (C5).

LOCALIZACION DE RUTAS DE RUBERIAS. 1.2.3.-

4.-

5.-

Para elevaciones de lo soportes de tuberías (P1), refiérase al volumen dos pagina x: arreglo de tuberías en puentes de tuberías. Espaciado permisible de entre puentes. El espaciado entre soportes de tuberías en puentes, debe ser maximizado usando los límites en las tablas de espaciado pata evitar pandeo y dar integridad estructural. La localizacíon de charolas eléctricas y de instrumentación serán determinadas siguiendo las siguientes sugerencias: a) Cuando eléctrico se encuentra principalmente sobre el suelo (P2.1), las charolas de conducción para electricidad e instrumentos estarán ubicados como se muestra (vertical u horizontal, siendo la horizontal la ubicación alternativa), teniendo cuidado de no interferir con las salidas de tuberías y los bucles de expansión. b) En proyectos donde el eléctrico esta predominantemente sobre el suelo, el nivel superior del puente de tuberías (P2.2) se reservará para canalizaciones eléctricas y de instrumentos. El espacio de caída (P3), si se requiere, para los servicios, las tuberías de trampas de vapor, o el espacio de subida de tuberías de ventilación, el espacio se fija por el espacio mínimo para la línea más grande y puede estar en uno o ambos lados del puente de tuberías, según sea necesario. La línea central de la línea de caída (P4) será normalmente 2'-0 "de la línea central de las columnas del puente de tuberías o al final del voladizo, lo que sea aplicable. Especial consideración debe darse a las líneas de gran diámetro. El ancho del Puente de tuberías (P5) se determinará siguiendo las líneas que indica el diagrama de tuberías e instrumentación y las consideraciones de espacio requerido para solucionar los esfuerzos mecánicos.

Planos: Figura 01. Figura 02. Figura 03.

Arreglo de equipos en planta de una unidad de producción. Elevación al corte del Puente de tuberías. Arreglos estándar. Localización de espacios entre columnas de soporte.

222


ORILLA DE LA CALLE O VIA DE ACCESO VER ELEVACION AL CORTE DE EL PUENTE DE TUBERIAS CON LOS ARREGLOS ESTANDAR.

Figura 01

Arreglo de equipos en planta de una unidad de producción.

223


Figura 02

Elevación al corte del Puente de tuberías. Arreglos estándar.

224

Este libro en forma digital le fue autorizado su uso al sr Benjamín Serratos Monroy solo como una unidad; no se le autoriza su reproducción sin autorización escrita previa. PLANTA DE LOCALIZACION

3” DE CLARO , A NO SER QUE OTROS ARTICULOS ESTEN MONTADOS SOBRE LA COLUMNA

LOCALIZACION ALTERNATIVA DE LA BOTONERA DE CONTROL DEL MOTOR

PUENTE TUBS

ARTICULOS ELECTRICOS,PANELES DE ILUMINACION Y TRANSFORMADORES,SALIDAS DE TUBOS SUBTERRANEOS,CAJAS DE CONEXIONES Y RECTIFICADORES DE PROTECCION CATODICA

VER ANEXOS PARA LOCALIZACION DE BOMBAS BAJO PUENTES TUBS

APARATOS Y PANELES DE INSTRUMENTACION,CAJA DE CONEXS Y TRASMITERS ARREGLOS DE VALVULAS OPERATIVAS Y DE CONTROL, ARREGLOS DE TRAMPAS DE VAPOR, ESTACIONES DE SERVICIO Y VENTEOS

Figura 03

LOCALIZACION COMUN DE LA BOTONERA DE CONTROL DEL MOTOR (BOTONES ARRANQUE-PARO)

Localización de espacios entre co

225


ANEXO C-10

Espaciado permisible de tuberías entre soportes.

Puente de tuberías. P-1 P-2 P-3 P-4

P-5

P-6 P-7 P-8 P-9 P-10

Refuerzos.- Deberán ser localizados de manera tal que no interfieran con vías de paso o áreas libres para equipo. Líneas calientes.- Generalmente deben ser agrupadas juntas cercad de la parte exterior del puente para que el bucle de expansión se pueda colocar y doblar libremente (ver P-3) En las juntas de expansión la tuberia deberá normalmente girar hacia arriba y luego la omega ( Bucle o espira ) sobre el puente de tuberías. Las piernas de goteo deberán ser localizadas de manera que se evite su crecimiento dentro de los soportes de tubos u otras obstrucciones; considérese que estos son parte de cabezales los cuales tienen movimiento debido a la expansión y contracción térmica. Conexiones a cabezal: P-5.1. Conexiones a cabezal de gas.- Conexiones a ramales para gases de servicio y proceso, aire y vapor, se conectan por norma general en la parte superior del cabezal, para evitar que se puedan arrastrar los condensados que podrían estar en el fondo. P-5.2. Conexiones a cabezales de líquidos.- Conexiones a ramales para líquidos, se conectan generalmente en la parte inferior de la tuberia, para evitar los paquetes de gases que se podrían llegar a acumular en la parte alta de los tubos y causar cavitación. No seria apropiado seguir esta regla si el liquido pudiese arrastrar lodos o sustancias no apropiadas al proceso. Para el arreglo en planta de equipos adyacentes al puente de tuberías, VER ANEXO C X. Cambio de dirección en un mismo plano o en diagonal, se pueden realizar, cuando sea practico o sea requerido por las condiciones de proceso. Los cabezales de alivio o de desfogue deberán ser localizados según el anexo 250 2750. Para el espaciado entre tuberías ver anexo 250 9815. La distancia entre centros de soportes de tuberia, debe ser maximizada, usando los limites de espaciado entre tubos y la localización de equipos debajo y arriba de los soportes de tuberia. P-10.1 Generalmente los cambios de direccion de un puente de tuberias usa 25 pies ( esta consideracion debe tomar en cuenta los requerimientos de soporte de intercambiadores enfriados por aire y las charolas electricas) la distancia sugerida estará basada en el diseño optimo y el apoyo del ingeniero estructural. P-10.2 El espaciado de tuberias puede ser acortado o alargado, para obtener el mejo intervalo en la planta de localizacion. P-10.3 El espacio de cambio de direccion de un puente de tuberias puede ser incrementado cuando hay multiples lineas de 6” y mas grandes ( Ver carta para obtener espaciado permisible). P-10.4 Para lineas pequeñas se pueden colocar soportes intermedios apoyados en las lineas mayores.

P-11

ELEVACION DE LAS CAMAS DE TUBERIAS. Se deben tomar en cuenta los siguientes parámetros:

226


P-11.1 La dimensión de accesorio a accesorio de un codo de 90° de radio largo y un codo de 45°, de la línea de mayor diámetro en la cama de tuberías, o 2´-0” mínimo. P11.2 La longitud mínima de una tobera( stub end) y la dimensión de manufactura de un codo de 45°del ramal mas grande del cabezal mas grande puede requerir el incremento del espacio entre líneas. P11.3 Claro sobre tuberías adyacentes. P11.4 Se debe tomar en consideración los requerimientos de aislamientos y sus zapatas de elevación. P-12

Montantes de apoyo.Las lineas deben ser investigadas para el soporte desde otras lineas o acercar las lineas a las columnas de soporte del puente, antes de sumar montantes entre las columnas de soporte de tuberias; proveer montantes donde se necesita para adaptarse a los requerimientos estructurales.

P-13

Tuberia de servisios.-

La ruta preferida es el nivel superior cunado es un puente de tuberias de dos camas.

227


C-11

ARREGLO DE ENFRIADORES DE AIRE DE TIRO FORZADO E INDUCIDO.

PROPOSITO. Las figuras a continuación solo son una guía para la localización de los enfriadores de aire y sus tuberías. Se recomienda discreción ya que las sugerencias indicadas a continuación no son un estándar. DEFINICIONES: Enfriadores de aire de tiro forzado.- El ventilador esta localizado debajo de los tubos y empuja el aire hacia arriba pasando por los tubos. Enfriadores de aire de tiro inducido.- El ventilador esta localizado arriba de los tubos y hace pasar el aire a través de lo tubos. APLICACIÓN. Para usar los arreglos sugeridos se deben considerar los siguientes puntos: 1.0 Procesos: 1.1. Los enfriadores de aire se localizan tan cercanos como sea posible al equipo y recipientes relacionados con el, dentro de algún espacio asequible arriba de los puentes de tubería o en el piso. 1.2. La configuración del arreglo de tuberías esta basado en las condiciones de flujo y presión, y esta establecido en los diagramas de flujo; como alternativa el arreglo mostrado aquí puede ser usado como configuración preliminar; la configuración preferida deberá ser económica mientras que satisfaga los requerimientos de soporte, flexibilidad y proceso. 1.3. La tubería de entrada a enfriadores arriba de recipientes para servicios de condensación no deberán formar paquetes de vapor o líquidos. 1.4. Se debe tener cuidado cuando se localizan enfriadores de aire para prevenir inoperancia de flujo de aire, reciclaje del flujo de aire e inyección del flujo de aire caliente de descarga de enfriadores o equipos debajo. 1.5. Arreglos de tubería paralelos deberán ser revisados por Procesos. 2.0 Operación / Mantenimiento: 2.1. Los enfriadores se deberán agrupar juntos donde sea practico para compartir estructuras de soporte y plataformas de operación comunes.

228


2.2. Las plataformas deberán ser diseñadas de acuerdo a normas de seguridad y operación. 2.2.1 Los enfriadores de tiro inducido pueden tener plataformas de acceso debajo de los tubos para dar servicio al moto-reductor, así como una plataforma arriba para dar servicio al ventilador. 2.2.2. Los enfriadores de tiro forzado pueden tener plataformas de acceso debajo de los enfriadores para dar servicio al moto-reductor. 2.3. En enfriadores de aire montados sobre puentes de tubería, la plataforma de servicio para moto-reductores deberá ser diseñada para permitir la remoción del motor y el reductor por una plataforma rodante, a una área, donde pueda ser bajada por una grúa o garrucha. 2.4. Las elevaciones para enfriadores de aire montados sobre puentes de tubería deben ser establecidas considerando un claro arriba de la tubería sobre la ultima cama del soporte y una cavidad de espacio humano arriba de la plataforma del motor del ventilador. 2.5. Las plataformas se usaran como cámaras de distribución solo cuando se requieran válvulas de ajuste. 2.6. Localice enfriadores adyacentes para alinear las boquillas de entrada en un centro de línea común y luego verificar la alineación de la plataforma cuando se compró con el intercambiador. 2.7. Las escaleras marinas desde el piso deberán ser localizadas en una locación accesible, libre del pasillo de operación y mantenimiento en el piso (preferible con peldaños laterales). 2.8. Los controles de persiana cuando se especifican es preferible colocarlos en la plataforma de la cámara de distribución. Verifique los requerimientos de localización en el contrato o especificaciones del cliente. 2.9. Las válvulas de entrada y salida cuando son indicadas deben estar accesibles desde y en forma clara desde la plataforma de distribución. 2.10. Las elevaciones de los enfriadores de aire en el piso son usualmente determinadas por el espacio humano bajo las tuberías conectadas. Si la columna del enfriador esta cercada; las elevaciones se determinan por la cavidad humana necesaria bajo el enfriador. 3.0. Soporte de equipo. 3.1. Los soportes de los enfriadores de aire pueden ser de acero o concreto. Durante la localizacíon de equipos y tuberías coordinar con el ingeniero estructural y mecánico, cual tipo de soporte se usará. 3.2. El motor y el reductor pueden ser soportados desde el piso o desde el enfriador, dependiendo de la preferencia del cliente, estándares del manufacturero, condiciones del suelo y altura de la unidad con respecto al piso. 4.0. Localización de tuberías: 4.1. Los cabezales de entrada deben estar muy cercanos a las boquillas, con la entrada de alimentación localizada preferentemente en el centro del cabezal para una mejor distribución, revisarlo con Procesos. 229


4.2. Cabezales de salida, si están en la misma terminal que las boquillas de entrada, no acoplarlas muy cercanas debido a la temperatura diferencial entre las tuberías de entrada y salida. Consulte con el Grupo de esfuerzos para determinar la cantidad de compensación para satisfacer los requerimientos de fuerza permisibles. 4.3. Verificar cargas permisibles antes de adicionar soportes de tubería a las plataformas y la estructura prevista por el proveedor del enfriador. 4.4. Para cabezales largos de tamaño grande, se pueden necesitar soportes adicionales debido al tipo de construcción del enfriador de aire, peso de la tubería o fuerzas de expansión. En condiciones mas severas, el intercambiador puede requerir expansión ara facilitar a las columnas extensión para proveer soportes a los cabezales. Consulte con el Grupo de esfuerzos para determinar los requerimientos preliminares afectando la localizacíon de tuberías. 4.5. Se requiere espacio entre enfriadores para expansión. 4.6. La instalación de bloques de empuje en todas las instalaciones multi-paquete se deberá tomar en cuenta, se necesita aprobación de los ingenieros de esfuerzos.

230


Figura 1

Enfriador de aire sobre puente de tuberías de tiro forzado.

231


TIRO INDUCIDO PLANTA Figura 2

Enfriador de aire de tiro inducido sobre puente de tuberías.

232


TIRO INDUCIDO Figura 3

Enfriador de aire de tiro inducido sobre el piso.

233


TIRO FORZADO

Figura 4

Enfriador de aire de tiro forzado sobre el piso.

234


CORTE A - A ENFRIADOR DE AIRE DE TIRO FORZADO

CORTE B - B ENFRIADOR DE AIRE DE TIRO INDUCIDO

235


OBSTRUCCION

CORTE C - C ENFRIADOR DE AIRE DE TIRO INDUCIDO

OBSTRUCCION

CORTE D - D ENFRIADOR DE AIRE DE TIRO FORZADO

236


ALTERNATIVA

ARREGLO CONJUNTO DE BOQUILLAS

237


ESPACIE LOS INTERCAMBIADORES PARA PROVEER SOPORTE ADICIONAL A LOS CABEZALES CUANDO SEA REQUERIDO POR EL GRUPO DE ESFUERZOS

LOCALIZACION PREFERIDA CUANDO SE REQUIERE UN SOPORTE, LOCALICE EL CABEZAL EN LAS POSICIONES ALTERNAS MOSTRADAS Y VERIFIQUE LUEGO CON EL GRUPO DE ESFUERZOS.

Detalles de soportes

238


PROBLEMA : Acomodamiento pobre debido a la acumulación de tolerancias de fabricación , cuando las dimensiones son mostradas ramal a ramal a ramal.

Ejemplo :

RECOMENDACIÓN: Establecer un punto base sobre el cabezal como referencia; todas las dimensiones de las conexiones de ramal son referidas a este punto base. Ejemplo : Tubería estándar por especificación PANDEO

Problema : El encogimiento de la soldadura en la cuello de refuerzo causará que el cabezal se pandee, lo que afectará el acomodo posterior en campo. Recomendación: basándose sobre diseños aplicables del contratista y especificaciones de material investigar el uso de alternativas.

Ejemplo :

ENCOGIMIENTO

ENCOGIMIENTO

DEFORMACION

Ejemplos :

1.- Usar una pared mas gruesa de tubo para el cabezal.

2.- Usar una te reductora.

3.- Usar Weld-o-let.

FABRICACION DE CABEZALES PROBLEMAS Y RECOMENDACIONES

239

4.- Usar te y reductor.


240


C-12

Principios de diseño para localización de turbinas de vapor y bombas reciprocantes. Distribución de equipos y tuberías.

1.0. Compensación solo si se requiere para flexibilidad. 2.0. Soporte tuberías. 2.1. 2.2.

En turbinas grandes donde pueden ocurrir fuerzas excesivas, vibración y/o asentamientos diferenciales, la cimentación del soporte debe estar integral con la del equipo. Las líneas de alimentación y descarga de vapor deben estar soportadas independientemente de las boquillas de la turbina, de manera tal que los pernos de las bridas puedan ser removidos y la brida se alinee sin ningún cambio, el tipo de soporte debe ser aprobado por ingeniería de esfuerzos.

3.0 Para arreglos típicos de trampas de vapor, ver el catalogo especifico de la compañía SPIRAX SARCO. 4.0. Drenaje de piernas húmedas: 4.1.

Alimentación de vapor a turbinas.

4.1.1. Bajo condiciones de no-congelamiento, solo instalar un dren con válvula. 4.1.2. Bajo condiciones de congelamiento y/o condiciones de arranque de bomba, instale una válvula y una trampa de vapor de dren. 4.2.

Alimentación de vapor a bombas reciprocantes.

4.2.1. Bajo condiciones de congelamiento y no congelamiento, control manual, instalar solo una válvula de drene. 4.2.2. Bajo condiciones de congelamiento y no congelamiento, con control manual – automático, o arranque automático – control automático, instale una válvula y una trampa de vapor de dren. 4.3.

Descarga de vapor de turbinas. Ver descarga de carcasa , notas 7.1. , 8.1.1. y 9.1.

4.4.

Descarga de vapor de bombas reciprocantes.

4.4.1. Bajo condiciones de congelamiento y no congelamiento, control manual o arranque manual, instale solo una válvula de dren. 4.4.2. Bajo condiciones de congelamiento y no congelamiento, arranque automático control automático, , instale una válvula y una trampa de vapor de dren. 5.0. Las líneas de y hacia bombas reciprocantes deberán ser arregladas y soportadas de tal manera, que lo pistones puedan ser removidos sin afectar la tubería de vapor. Nota. Los accesorios y pistones se arreglarán de acuerdo a las consideraciones y recomendaciones de los manufactureros. 6.0. Válvulas de vapor integras: cuando se compran para al colocarlas en el tubo abran el dren sin válvulas o restricciones. 7.0. Arranque manual, arranque y control manual, control automático, condiciones de no-congelamiento. 241


7.1. 7.1.1. 7.2. 7.3.

Dren de la coraza: conecte con tubo y válvula apropiada para abrir dren. Proveer dren de carcasa aquí, solo si la descarga se invierte y es menor que la carcasa de la turbina. Dren en acumulador de vapor: Conecte con tubo y válvula adecuada para abrir dren. Dren en cilindro de vapor: Conecte con tubo y válvula adecuada.

8.0. Arranque manual, arranque y control manual, control automático, condiciones de congelamiento. 8.1. 8.1.1 8.3.

Dren de la coraza: Conecte con tubo; válvula apropiada y trampa de vapor para abrir dren. Proveer dren de carcasa aquí, solo si la descarga se invierte y es menor que la carcasa de la turbina. Dren en cilindro de vapor: Conecte con tubo y válvula adecuada.

9.0. Arranque automático, control automático, condiciones de congelamiento y no congelamiento. 9.1. 9.1.1. 9.2. 9.3

Dren de la coraza: Conecte con tubo; válvula apropiada y trampa de vapor para abrir dren. Proveer dren de carcasa aquí, solo si la descarga se invierte y es menor que la carcasa de la turbina. Dren en acumulador de vapor: Conecte con tubo ,válvula adecuada y trampa de vapor para abrir dren. Dren en cilindro de vapor: Conecte con tubo, válvula y trampa de vapor para abrir dren.

242


CONTROL MANUAL TURBINA. NORMALMENTE ABIERTA

D E S C

S U M I N

V A P

CARCASA TURBINA

V A P

LOCALIZACION ALTERNA DE DREN 1

2 4 3

NOTAS: 1.- PLACA APOYO. 2.- CIMENTACION. 3.- PLACA REDUCTORA Y NIPLE SI SE REQUIERE. 4.- VALVULA DE CIERRESG = GOBERNADOR DE VELOCIDAD. SC = ACUMULADOR DE VAPOR C/ GOBERNADOR DE VELOCIDAD Y VALVULO DE ALIVIO DE EMERGENCIA.

Condiciones de no congelamiento. (Ver nota 7.0.)

243


NORMALMENTE ABIERTA

D E S C

S U M I N

V A P

CARCASA TURBINA

V A P

1 4 2

3


Condiciones de congelamiento. (Ver nota 8.0.)

244


ARRANQUE AUTOMATICO TURBINA. NORMALMENTE ABIERTA

D E S C V A P

CARCASA TURBINA

1 2

3


Condiciones de congelamiento – no congelamiento . (Ver nota 9.0.)

CONTROL MANUAL BOMBA RECIPROCANTE. 245

NOTAS: 1.2.3.4.-

DESCARGA VAPOR. SUMINISTRO VAPOR. 3/4” VAPOR AUXILIAR SOLO SOBRE BOMBAS SIMPLEX. CONEXION PARA ACEITE LUBRICACION.


1

2

3

4

Condiciones de no congelamiento. (Ver nota 7.0.)

246


1

2

3 4

5

6

NOTAS: 1.2.3.4.5.6.-

DESCARGA VAPOR. SUMINISTRO VAPOR. 3/4” VAPOR AUXILIAR SOLO SOBRE BOMBAS SIMPLEX. CONEXION PARA ACEITE LUBRICACION. ½” DREN. ALTERNATIVA.

5

Condiciones de congelamiento. (Ver nota 8.0.)

ARRANQUE MANUAL – CONTROL AUTOMATICO DE BOMBAS RECIPROCANTES.

247


DESC VAPOR

SUMIN VAPOR

RUTA DE LINEA PARA CONDICIONES DE CONGELAMIENTO

3/4” VAPOR AUXILIAR SOLO SOBRE BOMBAS SIMPLEX. CONEXIÓN PARA ACEITE LUBRICACION

DREN


ARRANQUE AUTOMATICO – CONTROL AUTOMATICO DE BOMBAS RECIPROCANTES.

248


DESC VAPOR SUMIN VAPOR

3/4” VAPOR AUXILIAR SOLO SOBRE BOMBAS SIMPLEX. CONEXIÓN PARA ACEITE LUBRICACION


249


C-13

ESTANDARES DE INGENIERIA PARA ANALISIS DE FLEXIBILIDAD.

1 Alcance. Esta especificación estándar cubre los requerimientos básicos para el análisis de flexibilidad de sistemas de tuberías para industrias del aceite, gas y petroquímicas. 2 Referencias. Las referencias de este estándar se deberán tomar en cuenta de acuerdo a la ultima revisión que este actualizada cuando se esté leyendo este libro, ya que los códigos se actualizan y cambian con respecto al tiempo. ASME(AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS) ASME Section VIII "Rules for Construction of Pressure Vessels" Division I ASME Section III "Boiler and Pressure Vessel Code" Part NB-3647.1 ANSI (AMERICAN NATIONAL STANDARD INSTITUTE) ANSI/ASME B.16.9 "Factory-Made Wrought Steel Butt-welding Fittings" ANSI/ASME B.16.25 "Butt-welding Ends" ANSI/ASME B.31.1 "Power Piping" ANSI/ASME B.31.3 "Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping" ANSI/ASME B.73.1 M "Horizontal End Suction Centrifugal Pumps for Chemical Process" API (AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE) API RP 520 "Sizing, Selection, and Installing Pressure Relieving Devices" API STD. 610 "Centrifugal Pumps for General Refinery Services" API STD. 617 "Centrifugal Compressors for General Refinery Service" EJMA (EXPANSION JOINT MANUFACTURERS ASSOCIATION)

NEMA (NATIONAL ELECTRICAL MANUFACTURERS ASSOCIATION) NEMA SM 23 "Steam Turbines for Mechanical Drive Service"

3 Definiciones y terminología. 3.1 Deslizamiento. Flujo plástico del meta el cual generalmente ocurre a altas temperaturas sujeto a apreciablemente menores esfuerzo que su esfuerzo de cedencia. Progresa a través de la primera, segunda y tercera etapa hasta la fractura o su relajamiento. 3.2 Resorte Frio. Un sistema de tuberías calculado y fabricado ligeramente mas corto, de manera que al calentarse adquiera las dimensiones que debe tener al expandirse a la temperatura de operación. 3.3 Factor de flexibilidad.

250


El factor de flexibilidad se define como el cociente de la rotación por unidad de la parte en cuestión producida por un momento, entre la rotación por unidad de longitud de tubo recto del mismo diámetro nominal y cedula. O el peso producido por el mismo momento. 3.4 Factor de intensificación de esfuerzo. Se define como el cociente del momento de tensión producido por la falla por fatiga en un numero dado de ciclos en un tubo recto de dimensiones nominales, entre el que produce la falla en el mismo numero de ciclos en la parte bajo consideración. 3.5 Modulo de sección. El cociente del momento de inercia de la sección transversal de una tubería soportando flexión entre la distancia mas grande de un elemento de la tubería desde la línea de centro de ella. 4 Unidades. Este estándar se basa en el sistema internacional de medidas SI , a no ser que se especifique otra unidad. 5 Análisis de esfuerzos de tubería. Los sistemas de tuberías están sujetos a una diversidad de cargas que crean esfuerzos de diferentes tipos y patrones, de los cuales solo los siguientes mas significativos generalmente son considerados en el análisis de esfuerzo de tuberías: 1) Presión interna o externa. 2) Peso de tuberías, accesorios y válvulas incluyendo fluido y aislamiento; cargas de viento y terremoto, y cargas permisibles sobre la maquinaria. 3) Expansión térmica de la línea. 5.1 Presiones. 5.1.1 Presión interna. La presión de diseño interna debe ser calculada por el ANSI 31.3. 5.1.2 Presión externa. El procedimiento marcado en el código ASME Sec VIII Div 1 párrafo UG-28 debe ser seguido para determinar la presión externa. 5.2

Pesos y cargas

5.2.1 Pesos (w): Los pesos serán según el ANSI B 31.3. 5.2.2 Cargas de viento (Ww): Las cargas de viento se calcularan por la ecuación mostrada abajo: Ww = 0.7 Aq 251


Donde : Ww = Carga de viento. A = Área proyectada (diámetro exterior del tubo incluyendo el aislamiento, multiplicado por la unidad de longitud del tubo). q = presión de viento (valor especifico). 5.2.3 Carga de sismo (We): La carga de sismo será el peso total del sistema de tubería por el coeficiente de sismo de diseño lateral o vertical. W e = Ke W Donde : We = Carga de sismo lateral o vertical Ke = Coeficiente de diseño de sismo lateral o vertical (valor especifico) W = Peso del sistema de tubería. 5.2.4 Carga de impacto. Las cargas de impacto causadas por la presión de una válvula de alivio serán calculadas de acuerdo con el API RP 520. 5.2.5 Cargas permisibles sobre maquinaria. Las fuerzas y momentos permisibles sobre las boquillas de maquinarias tales como, bombas, compresores y turbinas serán especificadas por los manufactureros. Los manufactureros deberán usar las siguientes guías en la determinación de cargas permisibles sobre boquillas. 5.2.5.1

Bombas. a) API 610 Bombas.- Las cargas permisibles en boquillas en bombas centrifugas horizontales con cuerpo de acero o aleación, deberán seguir el criterio de API 610, tabla 2. b)ANSI Bombas.- Las cargas en boquilla sobre bombas centrifugas horizontales serán diseñadas por el ANSI B 73.1.

252


c) Bombas verticales y en línea. Los esfuerzos de flexión, torsión y térmico en la tubería conectada a la boquilla se limitaran al 25 % del rango de esfuerzos permisibles especificados en el ANSI B 31.3. También los esfuerzos combinados debido a cargas muertas se limitaran al 25 % de los esfuerzos calientes permisibles. d) Bombas reciprocantes y de otro tipo. El criterio de carga para estas bombas seguirá las del párrafo a) de arriba. 5.2.5.1

5.2.5.3

Compresores. a) API 617 Compresores. Las fuerzas y momentos permisibles actuando sobre las boquillas de compresores centrífugos serán diseñados de acuerdo al API 617, las fuerzas y momentos serán 1.85 veces los valores basados en el criterio de carga del NEMA SM23. b) Compresores reciprocantes. Las cargas sobre boquilla permisibles de estos compresores seguirá los criterios de carga del NEMA SM23 para boquillas individuales. Cargas y momentos de corrimiento impuestas sobre los equipos mecánicos no deberán exceder los valores recomendados por los manufactureros de los equipos, excepto en los siguientes casos: a) Turbinas de vapor y compresores con conexiones de tubería ≤ DN80 (NPS3) de acuerdo a los estándares API. b) Bombas centrifugas con conexiones de tubería ≤DN 80 (NPS 3): Las limitaciones de fuerzas externas y momentos deberán ser especificados en los documentos de compra de las bombas. c) Turbinas de vapor, compresores y bombas centrifugas con conexiones de tuberías ≥ DN 80 (NPS 3): I) La tubería deberá ser soportada de manera tal que las cargas en la boquilla debidas al peso en las condiciones de operación serán eliminadas o minimizadas. II) El análisis verificará, que las deflexiones y cargas en la boquilla (fuerzas y momentos) no excederán de los valores permisibles para los casos de cargas tabulados abajo.

253


TABLA PARA CASOS DE CARGA EQUIPOS

CASOS DE CARGA (1) (2) Compresores que no Alineación de sean reciprocantes brida Turbinas de vapor Peso y expansión Térmica Peso, expansión térmica y fricción (3)

CONDICION O CONFIGURACION

CRITERIO DE EVALUACION A) Tubería no conectada a equipo bridado. Tubería instalada para encontrar el criterio B) Soportes de resorte activos. permisible de desalineación de brida C) Tubería en CONDICION FRIA. A)Tubería no conectada a equipo bridado. Máximas fuerzas y momentos permisibles en B)Soportes de resorte activos. la boquilla: C)Todas las condiciones normales y A)Compresores 1.85 veces los valores del anormales NEMA SB23 B)Turbinas de vapor, los valores del NEMA SB23 Bombas centrifugas Peso y expansión A)Tubería no conectada a equipo bridado. En el apéndice A se muestran los máximos Térmica B)Soportes de resorte activos. momentos y fuerzas permisibles en la boquilla, C)Todas las condiciones normales y y los datos de construcción de la placa base. Peso, expansión térmica y fricción anormales (3) Notas: 1) Cargas "Peso" incluyen el peso de tubería, aislamiento, venas de calentamiento y fluido de proceso. 2) Las consideraciones de carga “Expansión térmica” serán gobernados por lo siguiente: a) Expansión de la carcasa. Los movimientos térmicos esperados en las bridas del equipo, debidos a la expansión térmica del cuerpo (carcasa) serán proporcionados por el proveedor del equipo. b) Tubería con venas de calentamiento. La temperatura del metal de la tubería de proceso se considerará igual que las de las venas, a no ser que la temperatura promedio del metal este determinada por cálculos de transferencia de calor. c) Sistema de reciclaje de compresor. El método propuesto para evaluar la operación de reciclaje deberá ser revisado por el ingeniero del propietario. d) Sistema de alivio de presión. El método propuesto para evaluar la operación de reciclaje deberá ser revisado por el ingeniero del propietario. e) Instalación de bomba auxiliar. Si no hay servicio de atemperado en el área, la temperatura del metal de la tubería será considerada a ser como mínimo la del medio ambiente. Si hay un sistema de atemperado en el área se tomará la temperatura ambiente. f) Soportes de resorte. La variación de la fuerza del resorte con la deflexión deberá ser incluida en los análisis. 3) Los efectos de la fricción deberán ser considerados. Cuando es evidente que los efectos fricciónales incrementaran significativamente las cargas en la boquilla, el análisis deberá incluir los efectos de fricción. No deberán ser tomados en cuenta los efectos de fricción, cuando ocasionen cargas reducidas en la boquilla.

254


5.2.6 Cargas permisibles sobre equipos. 5.2.6.1 Enfriadores por aire. Las cargas permisibles en la boquilla las especificará el manufacturero. 5.2.6.2 Recipientes e intercambiadores de calor. A no ser que se hayan hecho cálculos detallados de la conexión a la boquilla del recipiente, los esfuerzos combinados térmicos, de flexión y torsional, en la tubería conectada a la boquilla se limitaran a un tercio del rango de esfuerzos permisibles como se especifica en el ANSI B 31.3. 5.2.6.3 Calentadores a fuego. Los momentos y cargas permisibles en la boquilla de alentadores a fuego las especificará el manufacturero. El desplazamiento de los tubos del calentador deberá ser aprobado por el manufacturero del calentador y el efecto de expansión y/o desplazamiento de los tubos deberá ser reflejado en un análisis por computadora del sistema de tubería. Cualquier calentador diseñado con serpentín flotante (todas las espiras y contrapesos montados) deberá ser provisto con topes limite a prueba de falla en todas direcciones. El análisis por computadora del sistema de tubería conectado a los serpentines flotantes del calentador, deberá incluir el serpentín del calentador, o un modelo aproximado del serpentín como parte de los sistemas y los efectos de las guías y restricciones. En los serpentines del calentador los soportes del sistema de tubería conectada deberán ser completa e independientemente balanceados de manera tal de que no haya cargas muertas sobre el serpentín. 5.2.7 Fuerzas y momentos permisibles en bridas. Para evitar perdidas en bridas, las fuerzas y momentos deberán ser limitados por la formula mostrada en el código ASME , Section III Part NB-3647.1 5.2.8 Soporte colgante de resorte. Como norma general, los soportes colgantes de resorte serán usados solo donde no existe espacio para que se puedan usar soportes rígidos . Los soportes colgantes de resorte serán usados para aliviar los pesos de cargas muertas sobre equipos donde los soportes rígidos no son prácticos. Todos los soporte colgantes de resorte se dimensionaran de acuerdo a las condiciones de operación. 5.2.9 Combinación de cargas. Las combinaciones de las cargas se ajustaran al código de tubería applicable. Las cargas de viento y de sismo deberán ser consideradas como si actuaran separadamente en dos dimensiones laterales a 90˚. 5.3 Esfuerzos debidos a la expansión térmica. Se deben tomar como referencia las secciones relevantes del ANSI B 31.3

255


6

Requerimientos de flexibilidad. 6.1

Las tuberías deberán ser diseñadas para tener suficiente flexibilidad para prevenir expansión o contracción térmica que causen excesivos esfuerzos en el material de la tubería, excesiva flexión o cargas inusuales en las juntas, o momentos y fuerzas indeseables en puntos de conexión a los equipos, anclajes o guías. 6.2 Condiciones anormales como: arranque, paro, falta de vapor, así como condiciones de corto plazo de muy alta temperatura o presión, deberán ser consideradas en el análisis de flexibilidad. Esto es particularmente pertinente para cargas aplicadas al conectarse a equipos. El efecto de la vibración desde la maquinaria debe también ser tomada en cuenta. 6.3 El incremento en los esfuerzos de diseño permisibles para variaciones ocasionales arriba de las condiciones de diseño, no deben ser usadas para el análisis de flexibilidad. 6.4 La expansión de tubería o equipo asociado deberá ser acomodado donde sea posible, para la flexibilidad inherente del trabajo de la tubería. Si es necesario se debe cambiar la ruta de la tubería, o deben incorporarse espiras de expansión para obtener suficiente flexibilidad. 6.5 Suficiente flexibilidad deberá ser prevista en la tubería para facilitar que se puedan cambiar las válvulas de seguridad, espadas, líneas ciegas y discos de ruptura. 6.6 Codos, espiras y desvíos deberán ser previstos para dar flexibilidad en el sistema de tubería, especialmente para fluidos nocivos y peligrosos. 6.7 Juntas de expansión, acoplamientos del tipo de junta deslizante, o juntas de expansión del tipo fuelle pueden ser usados, cuando el espacio limitado u otras razones, no den suficiente flexibilidad con los métodos arriba mencionados. Las juntas de expansión solo deberán ser usadas con anclas y guías adecuadas y cuando las propiedades de taponamiento del fluido no pueda hacer inefectiva la junta de expansión. 6.8 Se debe hacer una especificación de diseño para cada una de las juntas de expansión. 6.9 En la preparación de la especificación de la junta de expansión es imperativo que el diseñador del sistema revise completamente la localización y ruta de todo el sistema de tubería, medio fluyendo, presión, temperatura, movimientos, etc. La hoja de especificación estándar de la forma 1, puede utilizarse como guía. Se debe poner especial atención en los siguientes parrafos: 6.9.1 Para determinar la localización y tipo de junta de expansión mas apropiada para alguna aplicación, el diseñador deberá considerar los requerimientos del estándar EJMA, que provee numerosos ejemplos para apoyarlo en su selección; el debe tomar en cuenta también la accesibilidad de estructuras de soporte para el anclaje, guía de la tubería, la dirección y magnitud de los movimientos térmicos a ser absorbidos.

256


6.9.2

El material de los fuelles será especificado y debe ser compatible con el medio fluyendo, el medio ambiente externo y la temperatura de operación. Se debe tomar en consideración la corrosión incluyendo la corrosión por tensión. Los aceros inoxidables de la serie 300 pueden ser sujetos a la corrosión por tensión del ion cloruro. Las aleaciones de alto níquel están sujetas a la corrosión por tensión de los cáusticos. La presencia de sulfuro también puede ser dañino a aleaciones de níquel. El material seleccionado deberá también ser compatible con cualquier agua de tratamiento o químicos de limpieza de la tubería. En algunos casos, las lechadas de protección de materiales aislantes pueden ser una fuente de corrosión.

257


HOJA DE ESPECIFICACION ESTANDAR DE JUNTA DE EXPANSION COMPAÑIA

FECHA

PROYECTO

HOJA REQ NO TRABAJO NO

ARTICULO NO 1 CANTIDAD 2 DIAMETRO NOMINAL 3 JUNTA DE EXPANSION TIPO 4a INFORMACION DEL FLUIDO MEDIO GAS/LIQUIDO 4b VELOCIDAD m /seg 4c DIRECCION DE FLUJO 5 PRESION DE DISEÑO 6 PRESION DE PRUEBA 7a TEMPERATURA DISEÑO ˚C 7b MAXIMA / MINIMA ˚C 7c INSTALACION ˚ C 8a MAXIMO MOVIMIENTO DE COMPRESION AXIAL cm INSTALACION 8b EXTENSION AXIAL cm 8c LATERAL cm 8d ANGULAR grados 9a MAXIMO MOVIMIENTO DE DISEÑO COMPRESION AXIAL cm 9b EXTENSION AXIAL cm 9c LATERAL cm 9d ANGULAR grados 9e NUMERO DE CICLOS 10a FLUCTUACIONES DE OPERACION COMPRESION AXIAL cm 10b EXTENSION AXIAL cm 10c LATERAL cm 10d ANGULAR grados 10e NUMERO DE CICLOS 11a MATERIALES DE CONSTRUCCION fuelle 11b RECUBRIMIENTO 11c CUBIERTA 11d ESPECIFICACION DE TUBERIA 11e ESPECIFICACION DE BRIDA 12 VARILLAS ( DE AMARRE / LIMITE / CONTROL) 13 ENLACE PANTOGRAFICO 14 BASE DE ANCLAJE ( PRINCIPAL / INTERMEDIA) 15a LIMITACIONES DIM3ENSIONALES LONGITUD TOTAL cm 15b DIAMETRO EXTERIOR cm 15c DIAMETRO INTERIOR cm 16a LIMITACIONES DE RANNGO AXIAL Kg / m DE RESORTE 16b LATERAL Kg / m 16c ANGULAR Kg / m / grado 17 POSICION DE INSTALACION HORIZONTAL VERTICAL 18a REQUERIMIENTOS DE FUELLE VAPOR A LO LARGO ASEGUAMIENTO DE CALIDAD SOLDADURA NDT 18b 18c ENLACE 18d 18e TUBERIA NDT 18f REQUERIDO DISEÑO DE CODIGO

18g

19

DATOS PARCIALLES REQUERIDOS

AMPLITUD DE LA VIBRACION /

FRECUENCIA

258

DE


6.9.3 Las camisas internas deberán ser especificadas en todas las aplicaciones envolviendo velocidades de flujo que podrían inducir vibración resonante en los fuelles o causar erosión en el acordeón, resultando en una sustancialmente reducida vida del fuelle. 6.9.4 Las juntas de expansión tipo fuelle debe ser evitada en un servicio en que se pueda forma coque; si no se puede diseñar una configuración de tubería para eliminar este tipo de junta, se deberán proveer arrastre por flujo en el área entre el fuelle y la cubierta para arrastrar el coqué que se pueda formar. 6.9.5 Se debe evitar la rotación de torsión del fuelle; este giro generalmente produce extremadamente altos esfuerzos cortantes en el fuelle, de manera tal de que donde la rotación torsional no pueda ser evitada, se deben usar aditamentos especiales para limitar los esfuerzos de corte torsional en el fuelle. 6.9.6 La presión de diseño y de prueba del sistema deberá ser especificada de una manera realista sin sumar factores de seguridad arbitrarios. El exceso de grosor en el material del fuelle por presiones irreales, puede afectar de una manera adversa en la fatiga de vida del fuelle. En el caso de condiciones de operación de extremadamente alta temperatura, puede ser que no sea practico la prueba de la junta de expansión a una presión de 1.5 veces al equivalente al rango de presión fría de la tubería; esto es debido a los diversos materiales empleados en la junta de expansión, gradiente de temperatura usado en el diseño, criterio de estabilidad de presión, tensión de anclaje, etc. 6.9.7 Las temperaturas máxima, mínima y de operación deberán ser acuciosamente estipuladas en la hoja de datos preparada por el diseñador, donde la temperatura ambiente pueda variar significativamente durante la construcción de la línea de tubería; el pre-posicionamiento de la junta de expansión en la tubería puede llegar a ser requerido. 6.9.8 El manufacturero de la junta de expansión deberá ser advertido, si la junta de expansión va a ser aislada y de que manera, para que diseñe apropiadamente las partes componentes. 6.9.9 Los movimientos a ser absorbidos por la junta de expansión no solamente incluyen la elongación y contracción de la tubería, sino también el movimiento de recipientes, anclas, etc a los que este conectado, y la posibilidad de desalineamiento durante la instalación. A no ser que este incluido en los requerimientos de diseño, el desalineamiento debe ser evitado. Donde los movimientos son cíclicos, el numero de ciclos esperado debe ser especificado. Como en el caso de la presión, los movimientos especificados deben ser realistas. Un excesivo factor de seguridad puede resultar en una junta de expansión innecesariamente flexible y cara; así su estabilidad bajo presión es innecesariamente reducida. 6.9.10 Si el medio fluyendo puede compactarse o solidificarse, se deben tomar previsiones para el atoramiento o solidificación del material en los pliegues del fuelle, lo cual ocasionaría el daño de la junta de expansión en la tubería. 6.9.11 Las camisas internas son generalmente instaladas en la dirección de flujo, si hay estancamiento en medio de la camisa es indeseable, se deberán especificar drenes y purgas en la camisa. Donde haya contraflujo, se debe informar, para prevenir pandeo de la camisa y daño de la junta. 259


7.

6.9.12 Se debe informar la amplitud predicha y la frecuencia de vibraciones mecánicas externas que van a soportar los fuelles, tales como las causadas por maquinaria reciprocante o pulsante. Una condición resonante en el fuelle resultará en una gran reducción de vida por fatiga y debe ser evitada. El diseñador de la junta de expansión intentará proveer un diseño no resonante; sin embargo, la habilidad para asegurar la no-resonancia es imposible, por lo tanto, las modificaciones en campo de la juntas de expansión u otros componentes del sistema, pueden llegar a ser necesarias. 6.10 Se debe prestar particular atención en el diseño de líneas sujetas a severos cambios de temperatura durante el arranque o condiciones de emergencia, tales como líneas de vapor de alta temperatura. 6.11 La tubería del sistema de antorcha de alivio debe ser diseñado tomando cuidado en la expansión, movimientos o expansión causados por las mas severas condiciones de operación o de emergencia, y para sostenerlo contra la tendencia a salirse de su soporte. Se le deberán colocar zapatas o silletas en todos los soportes del cabezal de la antorcha de alivio. 6.12 Una mampara anti-salpicadero deberá ser instalada en el sello de agua de la chimenea de la antorcha de alivio. 6.13 Un resorte frio deberá ser usado tanto como sea practico para reducir fuerzas sobre el equipo, y para prevenir interferencias de líneas que se expanden. 6.14 Espiras horizontales de expansión en vías y puentes de tubería se deberán colocar desplazadas en el plano vertical para permitir el paso libre de los cabezales de tubería adyacentes. 6.15 Tuberías expandiéndose térmicamente se deben anclar en uno de sus extremos. 6.16 El uso de resortes fríos para sistemas de tubería los cuales se conectan a equipos rotativos, esta prohibido. ANALISIS DE FLEXIBILIDAD 7.1 7.2 7.2.1 7.2.2 7.2.3 7.2.4

Los análisis de flexibilidad deberán ser hechos de acuerdo con los requerimientos del ANSI B 31.1 y B 31.3. Alcance del análisis. Se deberá requerir el análisis formal por computadora par alas siguientes líneas: Todas las líneas de proceso, regeneración y de-coquificacion a y desde calentadores a fuego y generadores de vapor. todas las líneas de proceso a y desde compresores y sopladores. Todas las líneas de vapor a y desde turbinas. Todas las líneas de bombas que caen arriba de la curva en la carta a continuación:

260


7.2.5 7.3 7.3.1 7.3.2 7.3.3 7.3.4 7.3.5

8 PIPE MANIFOLD SIZE DN Todas las líneas arriba de 427°C. Se requerirá el análisis de inspección visual de la localización mecánica, configuración de anclaje, etc., y/o calculo manual de las siguientes líneas que no están enlistadas en la sección 7.2.. Líneas DN80 y mas grandes conectadas a equipos rotativos tales como bombas, turbinas, compresores y sopladores. DN100 y mas grandes conectadas a enfriadores de aire. Todas las líneas DN400 y mas grandes. Líneas a recipientes que no pueden ser desconectados para purga. Líneas DN150 y mas grandes a temperaturas de operación arriba de 260°C.

261


7.3.6 Todos los sistemas de alivio. (debe incluir análisis de carga dinámica par alas perores condiciones de flujo posi incluyendo tapones si hay la posibilidad de que esto ocurra) 7.3.7 Líneas de vacío. 7.3.8 Todas las líneas no metálicas. 7.3.9 Líneas sujetas a asentamiento excesivo. 7.3.10 Líneas desde y a bombas reciprocantes y compresores. 7.4 Todos los análisis deberán incluir los efectos de expansión y/o contracción térmica, viento, sismo, cargas mue operando y en prueba, guías, anclajes, restricciones, asentamientos, ramales, soportes y desplazamientos terminales y como se describen en los códigos y especificaciones enlistados anteriormente. 7.5 Las líneas a ser analizadas se deberán marcar en una lista de líneas. 7.6 Suposiciones y requerimientos básicos. Se deben tomar referencias del código ANSI B 31.1. 7.7 7.8

Movimientos. Se deben tomar como referencia los ANSI B 31.3 o B 31.1. Resorte frio. Se debe tomar como referencia ANSI B 31.3 o B 31.1.

APENDICES APEENDICE A MOMENTOS Y FUERZAS EXTERNOS. Las limitaciones de fuerza y movimientos deberán ser de acuerdo a lo siguiente: a) Limitaciones de fuerza en la boquilla (impuesta en la brida de la boquilla desde una tubería externa) no deberán exceder de : 1) Para fuerzas paralelas al eje de la boquilla: F ≤ 200 lbf por pulgada de diámetro de boquilla nominal 2) Para fuerzas perpendiculares al eje de la boquilla: F ≤100 lbf por pulgada de diámetro de boquilla nominal. 3) Para fuerzas de tensión paralelas al eje de la boquilla en la descarga y succión superiores ≤ 4 in. NPS (100 mm): F ≤ 100 lbf por pulgada de diámetro de boquilla nominal. b) Las limitaciones de momento de flexión en la boquilla (impuesta en la brida de la boquilla desde una tubería externa) no deberá exceder de los datos de la siguiente formula: M=S×Z Donde: M = limite del momento flexor de la boquilla lbf-in. (N.m) S = Limite de esfuerzo tensor en la boquilla, psi, equivalente al mas pequeño de: 1) Bombas de acero al carbón y aleación: 0.75 Sh or D5.1 Sh psi (bar) 2) Bombas de acero fundido: 0.75 Sh or, D18000psi (bar) Sh = esfuerzo caliente permisible para el material del cuerpo de la bomba, psi (esfuerzos en ANSI B31.3 Apéndice A, Tabla 1) 262


D = Diámetro nominal tubería, in. (mm) 3 3 Z = Modulo de sección del tubo, in. ; (mm ) para tubos de diámetro D, y grosor equivalente a: 1) Bridas ANSI Clase 400 o menores: cedula estándar. 2) Bridas ANSI Clase 600 o mas grandes: cedula extra fuerte. Notas: En cálculos usando términos del el sistema internacional SI para fuerzas en boquillas (F) y momentos en boquillas (M). Para los incisos a) y b) anteriores: Los equivalentes aceptables términos especificados son Termino especificado Aceptable equivalente métrico F≤200, lbf/in. F≤ 35.6, N/mm F≤100, lbf/in. F≤ 17.8, N/mm M. lbf in M. N.m 2 D5.1 Sh. psi D26.0 Sh.N/mm D18000, psi Sh. psi D. in 3 Z. in

2

D3100 ,N/mm No cambia use ANSI B 31.3 values, psi (25) × in. = mm -5 3 3 (1.65 × 10 ) × in = m

c) Limites de momentos combinados. Para la ilustración mostrada abajo, los momentos combinados de las reacciones de tuberías externas sobre boquillas para bombas horizontales, no deberán exceder de lo siguiente: Para calculo en unidades (SI) Σ Mx = 3.0 W ft-lb Σ My = 2.0 W ft-lb Σ MZ = 1.5 W ft-lb

Σ Mx = 8.9 W N.m Σ My = 6.0 W N.m Σ MZ = 3.0 W N.m

Donde:

Donde:

Mx = momento mínimo en plano Y-Z My = momento en plano X-Z MZ = momento en plano X-Y W = peso de la bomba sola, lb W mínimo es 1.000 lb en este calculo.

W es 454 kg

263


En cada dirección de coordenadas, los momentos combinados incluirán las reacciones de momento de la tubería en esa dirección desde todas las boquillas de la bomba, también con los momentos resultantes desde las fuerzas de tuberías resueltos en relación al centro de la carcasa de la bomba.

Sistema de Coordenadas Desviaciones permitiendo cargas mas altas requieren aprobación del ingeniero del propietario. Tal aprobación será basada en una prueba enviada por el vendedor de la bomba que especifica la deflexión del acoplamiento de la bomba que no se puede exceder. Los limites de fuerza y momento pueden ser incrementados 50% para reacciones que ocurran solo cuando una bomba no esta operando: por ejemplo., el caso de una bomba ociosa (instalada como auxiliar) o una condición durante el cual el equipo le falta vapor. El uso de una base mas rígida y ensamble de soporte para bombas horizontales deberá ser evaluado como una alternativa para una localización de tubería revisada, cuando los cálculos indiquen que los limites de momentos combinados en la tubería serian excedidos. Los ensambles de soportes mas rígidos tendrán la característica de que el limite de desplazamiento de flecha, medido en el cople es 0.005 pulgadas (0.13 mm) : 2X (designación): Dos veces los momentos combinados permisibles 4X (designación): Cuatro veces los momentos combinados permisibles Para bombas en línea, las fuerzas en la tubería deberán ser determinadas con la bomba considerada como un segmento regido pero no anclado del sistema de tubería. Los efectos del peso de la tubería y las fuerzas de fricción debidos a la expansión térmica deberán ser incluidos en la evaluación de las cargas en las boquillas de la bomba.

264

BASE Curso elemental de diseño de tuberías industriales volumen 3

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