CÓDIGO ASME PARA TUBERÍAS A PRESIÓN

CÓDIGO ASME PARA TUBERÍAS A PRESIÓN, B31 (Código Estándar Nacional en los E.U.A.) Sistemas de Transporte de Hidrocarburos Líquidos y otros Líquidos L íquidos por Ductos de Tubería NORMA ASME B31.4- EDICIÓN 1992 The American Society of Mechanical Engineers ASME CÓDIGO ASME PARA TUBERÍAS A PRESIÓN, B31 (Código Estándar Nacional en los E.U.A.) Sistemas de Transporte de Hidrocarburos Líquidos y otros Líquidos por Ductos de Tubería NORMA ASME B31.4- EDICIÓN 1992 The American Society of Mechanical Engineers ASME 345 East 4 7th Street, New York, N.Y. 10017, U.S.A. CÓDIGO ASME PARA TUBERÍAS A PRESIÓN, B31 (Código Estándar Nacional en los E.U.A.) ASME B 31.4a - 1994 APÉNDICE a la Edición ASME B 31.4 – 1992 de la Norma para Sistemas de Transporte de Hidrocarburos Líquidos y otros Líquidos por Ductos de Tubería The American Society of Mechanical Engineers ASME United Engineering Center 345 East 47th Street, New York, N.Y. 10017, U.S.A. PREFACIO La necesidad de tener un código nacional para la tubería a presión, se hizo crecientemente evidente desde 1915 a 1925. Para llenar esta necesidad el Comité Estadounidense de Estándares de Ingeniería (American Engineering Standards Committee (cuyo nombre fue cambiado más adelante al de Asociación Estadounidense Estadounidense de Estándares , que es hoy el Instituto Nacional de Estándares de Estados Unidos, o ANSI (American Standards Association, ahora American Nacional Standards Institute), inició el Proyecto B31 en Mar zo de 1926, a solicitud de la Asociación Estadounidense de Ingenieros Mecánicos (American Association of Mechanical Engineers, ASME) siendo la Sociedad la única patrocinadora. Después de varios años de tr abajo del Comité Seccional B31, y sus sub- comités, se publicó una primera Edición en 1935 como un Código Estándar Estadounidense Tentativo para Tuberías a Presión. En 1937 se comenzó una revisión del estándar tentativo original. Se hicieron varios años más de esfuerzos para asegurar la uniformidad entre secciones, eliminando los requerimientos divergentes y las discrepancias, manteniendo el Código al tanto de los desarrollos recientes de técnicas de soldadura, cómputos para calcular las tensiones, e incluyendo la referencia a nuevos estándares dimensionales y materiales. Durante este período, se preparó una nueva sección añadida sobre tubería de refrigeración, en cooperación con las Sociedad Estadounidense de Ingenieros en Refrigeración (American Society of Refrigeration Engineeers) y suplementaba al Código Estándar Estadounidense de Refrigeración Mecánica (American Standard Code for Mechanical Refrigeration). Este trabajo culminó en el Código Estándar Estadounidense para la Tubería a Presión de 1 942 (1942 American Standard Code for Pressure Piping). Los Suplementos 1 y 2 del Código de 1942, que aparecieron en 1944 y 1947, respectivamente, introdujeron nuevos estándares dimensionales y materiales, una nueva fórmula del espesor de pared de la tubería y requerimientos más completos para la tubería de instrumentación y control. Poco después que se emitió el Código de 1 942, se establecieron procedimientos para manejar las solicitudes requiriendo explicación o interpretación de los requerimientos del Código y para publicar tales solicitudes y respuestas en la Revista Ingeniería Mecánica (Mechanical (Mechanical Engineering) para la información de todos los interesados. Hacia 1948, los aumentos en la severidad de las condiciones de servicio combinados con el desarrollo de nuevos materiales y diseños para enfrentar estos más altos requerimientos, propiciaron cambios más extensos en el Código que los que pudieran provenir solamente de suplementos. Se tomó la decisión por parte de la Asociación Estadounidense de Estándares (American Standards Association) y el patrocinante, para reorganizar el Comité Seccional y sus varios sub- comités y para invitar a varias var ias instituciones interesadas a reafirmar sus representantes o a designar nuevos.

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Siguiendo a esta reorganización, el Comité Seccional Bel, realizó una revisión concienzuda del código de 1942, y se aprobó y publicó un código revisado en Febrero de 1951 con la designación ASA Bel.1-1951, que incluía: (a) una revisión general y extensión de los requerimientos para ajustarse con la práctica actualizada de hoy en día. (b) revisión de las referencias a los estándares dimensionales existentes, especificaciones especificaciones de materiales y la adición de referencias sobre los nuevos materiales; y (c) la aclaración de requerimientos ambiguos o conflictivos. El Suplemento No. 1 al B3l.1 se aprobó y publicó en 1953 como ASA B3l.la-1953. Este Suplemento y otras revisiones aprobadas, se incluyeron en una nueve edición del B31.1 publicada en 1955 con la designación de ASA B31.1-1955. Una revisión en 1955 1 955 de los comités Seccional y Ejecutivo, dió por resultado la decisión de desarrollar y publicar secciones de industria como documentos de código separados del Estándar Estadounidense B31 – Código para Tuberías a Presión. El ASA B31.4 -1959 fue el primer documento de código separado para Sistemas de Transporte por Tubería y reemplazó la parte de la Sección 3 del código B31.1- 1955 que cubría los Sistemas de Tubería para Transporte de Petróleo. En 1966, se revisó el B31.4 para ampliar la cobertura a soldadura, inspección y pruebas, y para agregar capítulos nuevos que abarquen los requerimientos de construcción y los procedimientos de operación y mantenimiento que afecten la seguridad de los sistemas de tubería. Esta revisión se publicó con la designación USAS B31.4 -1966, Sistemas de Transporte de Petróleo Líquido, toda vez que la Asociación Estadounidense de Estándares (American Standards Association) se reconstituyó, como el Instituto de Estándares de los Estados Unidos de América (United States of America Standards Institute) en 1966. El Instituto de Estándares de los Estados Unidos de América, Inc., cambió su nombre, en fecha 6 de octubre de 1969, al de Instituto Nacional Estadounidense de Estándares, Inc., (American National Standards Institute, Inc.), asimismo el USAS B31.4 -1966 fué re- designado como ANSI B31.4 - 1966. El Comité Seccional B31, fue re- nominado como Comité Nacional Estadounidense de Estándares Código B31 para Tuberías a Presión, y debido al Amplio campo que abarcaba, más de 40 diferentes sociedades de ingeniería, oficinas gubernamentales, asociaciones de especialidades, institutos y organizaciones afines, destacaron uno o más representantes al Comité de Estándares B31, además de algunos “Miembros Individuales” para representar representar los intereses generales del público. Lasa

actividades del código fueron subdivididas de acuerdo al alcance de las distintas secciones, siendo que la dirección general de las actividades del Código, quedaban bajo la responsabilidad de los funcionarios del Comité de Estándares B31 y un Comité Ejecutivo cuya membresía consistía principalmente de los funcionarios del Comité de Estándares y los Directores de los Comités de Sección y Especialistas Técnicos. El Código ANSI B31.4- 1966 fué revisado y publicado en 1971 con la designación de ANSI B31.4 – 1974 En diciembre de 1978, El Comité Nacional Estadounidense de Estándares B31, se convirtió en un Comité de ASME, con procedimientos acreditados por ANSI. La revisión de 1979 fue aprobada por ASME y posteriormente por ANSI en fecha 1° de Noviembre de 1979, con la designación de ANSI / ASME B31.4 – 1979. Siguiendo a la publicación de la Edición de 1979, el Comité de Sección de B31.4 comenzó a trabajar en la expansión del alcance del código



















y publicó en 1981, como ANSI / ASME B31.4b – 1981. El Apéndice “c” al B31.4 fue aprobado y publicado en 1986 como ANSI / ASME B31.4c B 31.4c – 1986. La Edición del B31.4 de 1986 fue una inclusión de los dos apéndices publicados previamente en la edición de 1979. Siguiendo a la publicación de la Edición de 1986, se efectuaron revisiones aclaratorias y editoriales para mejorar el texto. Adicionalmente, se revisaron r evisaron las referencias a estándares existentes y especificaciones de materiales, habiéndose añadido nuevas referencias. Estas revisiones llevaron a la publicación de un Apéndice al B31.4, que fue aprobado y publicado en 1987 como ASME / ANSI B31.4a – 1987. La Edición de 1989 del B31.4 fue una inclusión de los apéndices publicados previamente en la Edición de 1986. Siguiendo a la publicación de la Edición de 1989, se efectuaron revisiones aclaratorias y editoriales para mejorar el texto. Adicionalmente, se revisaron y pusieron al día las referencias a estándares existentes y especificaciones de materiales. Estas revisiones llevaron a la publicación de un Apéndice al B31.4, que fue aprobado y publicado en 1991 como ASME B31.4a – 1991. Esta nueva Edición del B31.4 es una inclusión de los apéndices publicados previamente previamente en la Edición de 1989 y una revisión al mantenimiento de válvulas. La edición fue aprobada por el Instituto Nacional Estadounidense de Estándares, el 15 de diciembre de 1992, con la designación de ASME B31.4 – Edición de 1992. 13 INTRODUCCIÓN El Código ASME B31 para Ductos a Presión consiste de varias secciones publicadas en forma individual, cada una de ellas, es una Norma Nacional Norteamericana. De aquí en adelante, en esta Introducción y en el texto de esta Sección del Código B31.4 dónde la palabra “Código” sea usada sin identificación específica, se refiere a esta

Sección del Código. El Código menciona los requisitos de ingeniería que son necesarios para el diseño y construcción segura de un ducto a presión. Mientras la seguridad es la consideración básica, este factor no necesariamente gobierna las especificaciones finales para cualquier sistema de ductos. Se notifica a los diseñadores que el presente Código no es un manual del diseño; y no anula la necesidad de contar con el criterio de un ingeniero competente. En todas las ocasiones en que puede hacerse, se expresan los requerimientos del Código para diseño, en términos de principios básicos de diseño y fórmulas. Éstos se complementan según se haga necesario con requisitos específicos, específicos, para asegurar una aplicación uniforme de los principios y para guiar la selección y aplicación de las características de los elementos de tubería. El Código prohíbe diseños y prácticas que se sepa que son inseguras y contiene advertencias dónde se recomienda precaución, aunque no se llega a la prohibición. Esta sección del código incluye: (a) Las referencias a las especificaciones especificaciones de materiales aceptables y normas de componentes, incluyendo los requisitos de dimensiones y valores de presióntemperatura; (b) Los requisitos para el diseño de componentes y armado de conjuntos, incluso los soportes de la cañería; (c) Requisitos y datos para la evaluación y limitación de tensiones, reacciones y movimientos asociados con la presión, los cambios de temperatura, y otras fuerzas; (d) La guía y limitación en la selección y aplicación de materiales, componentes y métodos de unión; (e) Requisitos para la fabricación, armado, y construcción de tuberías; (f) Requisitos para el examen, inspección, y prueba de tuberías; (g) Los procedimientos para el funcionamiento y mantenimiento que son esenciales para la seguridad del



















tenga jurisdicción en la zona imponga el uso de otra norma, la última Edición y los Anexos emitidos por lo menos 6 meses antes de la fecha del contrato original para la primera fase de actividades que cubren un sistema o sistemas de tubería, debe ser el documento que sirva de norma para todos los diseños, materiales, fabricación, construcción, examen, y prueba para los ductos hasta el terminado del trabajo y su funcionamiento inicial. Se advierte a los usuarios del presente código, de que no deben utilizar revisiones del Código sin tener la seguridad de que son aceptables para las autoridades apropiadas de la jurisdicción, en la zona donde el se instalen los ductos.. Los usuarios notarán que los párrafos en el Código no están necesariamente numerados consecutivamente. consecutivamente. Tal discontinuidad es el resultado del seguimiento de un plan general común, que hasta el momento ha resultado práctico para todas las Secciones del Código. De esta forma, el material correspondiente está correspondientemente numerado en la mayoría de las Secciones del Código, facilitando de esta manera la 14 referencia para aquellas personas que tienen la oportunidad de usar más de una sección. El Código está bajo la dirección del Comité B.31 de ASME, Código para Ductos a Presión, P resión, el cual esta organizado y opera o pera bajo procedimientos de la Asociación Estadounidense de Ingenieros Mecánicos que han sido acreditados por el Instituto Nacional Estadounidense de Normas. El Comité trabaja en forma continua y mantiene las Secciones del Código actualizadas en lo que se refiere a materiales, m ateriales, construcción, y práctica industrial. Se publican periódicamente Anexos y nuevas publicaciones salen al público en periodos de 3 a 5 años. Cuando ninguna Sección del Código de ASME para Ductos de Presión abarque específicamente específicamente un sistema de tubería, a su discreción, el usuario puede seleccionar cualquier Sección determinada, generalmente aplicable. Sin embargo, se advierte que pudiera ser necesario el cumplimiento de requisitos suplementarios a la Sección escogida, para mantener las condiciones de seguridad en un sistema de tubería para aplicación intencional. intencional. El usuario deberá tomar en cuenta las limitaciones técnicas de varias secciones, requisitos legales, y posible aplicabilidad de otros códigos o normas, que son algunos de los factores que determinan la pertinencia de cualquier Sección de este Código. El Comité ha establecido un procedimiento ordenado para considerar las solicitudes de interpretación y revisión de requisitos del Código. Para recibir atención, las peticiones deben dirigirse por escrito y deben dar los detalles completos (ver Apéndice Obligatorio que cubre la preparación de peticiones técnicas) La respuesta aprobada a una petición será directamente enviada al investigador. Además, la pregunta y su contestación serán publicadas como una parte del Suplemento de Interpretación para la Sección del Código aplicable. Un Caso es el formulario prescrito de respuesta a una petición cuando un estudio indica que la formulación del Código necesita aclaración o cuando la respuesta modifica un requerimiento existente del Código o permiso de concesiones para usar nuevos materiales o construcciones alternativas. alternativas. Los casos propuestos serán publicados en la revisión pública de la revista Ingeniería Mecánica. Además, el Caso será publicado como parte de un Suplemento de Casos emitido para la Sección del Código aplicable. Un Caso es normalmente emitido por un período limitado; después de ese periodo el caso puede ser renovado, incorporado en el Código, o



















Los materiales se ingresan a las listas de las tablas de tensiones, una vez que se ha demostrado un suficiente uso en tuberías, dentro del campo de acción del Código.. Los materiales pueden estar cubiertos por un Caso, como se mostró anteriormente. Las solicitudes de listas deben incluir evidencias de uso satisfactorio y datos específicos que permitan el establecimiento de las tensiones permisibles, límites mínimo y máximo de temperatura, y otras restricciones. Pueden encontrarse criterios adicionales en las pautas para la adición de nuevos materiales en el Código de ASME para Calderos y Recipientes de Presión, Sección II y Sección VIII, División 1, Apéndice B. (Para desarrollar el uso y ganar experiencia, los materiales que no estén en las listas, pueden ser usados de acuerdo con el párrafo 423. 4 23. l.) Las solicitudes de interpretación y las sugerencias para revisiones, deben ser enviadas enviadas a la Secretaría, Comité B31 de ASME, 345 East 47 Street, New York, NY 10017, E.U.A. 15 ASME B31.4—Edición de 1992 401—401.5.6 CAPÍTULO I CAMPO DE ACCIÓN Y DEFINICIONES DEFINICIONES 400 PRESENTACIÓN GENERAL (a) Este código de sistemas para transporte de líquidos es una de las varias secciones del código B31 de ASME para tubería a presión. Esta sección se publica como un documento separado para ofrecer mayor conveniencia. Este reglamento es aplicable a hidrocarburos, GLP, alcoholes y dióxido de carbono. En este documento se hará referencia a estos sistemas, como Sistemas de Ductos para Líquidos. (b) Los requerimientos del presente código son adecuados para proporcionar seguridad en situaciones normales que se encuentran en las operaciones de sistemas de ductos para líquidos. No se dan en forma específica los requerimientos para condiciones inusuales y anormales, tampoco se mencionan todos los detalles prescritos de ingeniería y construcción. Todo trabajo realizado dentro del campo de acción de este reglamento, debe cumplir con las normas de seguridad expresadas o implicadas. (c) El propósito principal de este código es establecer los requerimientos para un diseño seguro, construcción, inspección, pruebas, operación y mantenimiento de sistemas de ductos para líquidos, que ofrezcan seguridad al público en general, al personal de operación de diferentes empresas, protección contra el vandalismo y daños accidentales de los sistemas de tubería y protección al medio ambiente. (d) Este reglamento muestra preocupación por la seguridad del empleado, hasta el punto en que es afectada por el diseño básico, calidad de materiales y buena fabricación ú obra de mano, así como los requerimientos de construcción, inspección, pruebas, operación y mantenimiento de sistemas de ductos para líquidos. El presente reglamento, no tiene la intención de sustituir las normas industriales de seguridad existentes, aplicadas a las áreas de trabajo, ni las practicas de trabajo tr abajo seguro y dispositivos de seguridad. (e) Se advierte a los diseñadores o proyectistas, que este reglamento no es una guía para el diseño. El código no elimina la necesidad que existe de aplicar el buen criterio de un ingeniero capacitado. Las exigencias específicas específicas de diseño del presente reglamento, usualmente se basan en un enfoque simplificado de ingeniería hacia un determinado tema. Se pretende que un diseñador capacitado, tendrá que aplicar un análisis más completo y riguroso de los problemas inusuales, y debe tener noción del desarrollo de dichos diseños y la evaluación de fuerzas y tensiones complejas o combinadas. En estos casos el diseñador es responsable de demostrar la validez de su análisis o



















aplicables dentro de un lapso de 6 meses posteriores a su emisión para la reubicación, reemplazo, mejoramiento o cambio de los sistemas de ductos o tubería existentes y para la operación, mantenimiento y control de corrosión de sistemas de ductos nuevos o ya existentes. Después de que las revisiones del Código sean aprobadas por ASME y ANSI, el mismo puede ser usado bajo acuerdo de las partes contratantes, empezando desde la fecha de emisión. Las revisiones se hacen obligatorias o el cumplimiento de los 16 requerimientos mínimos para nuevas instalaciones, 6 meses después de la fecha de emisión del reglamento, con excepción de instalaciones de tubería o componentes que hayan sido contratados o que ya se encontraban bajo construcción antes de la finalización del período de los 6 meses mencionado anteriormente. (g) Se previene a los usuarios de este Código, de que algunas áreas de legislación pueden establecer jurisdicción gubernamental, en cuanto a temas cubiertos por este Código. De la misma manera, se alerta a los usuarios a no usar revisiones que sean menos estrictas que las revisiones previas, sin tener la seguridad de que hayan sido aceptadas por las autoridades que tengan jurisdicción en el área donde las tuberías van a ser instaladas. Las reglas del Departamento de Transporte de los Estados Unidos que regulan el transporte mediante tuberías interestatales y para comercio exterior de petróleo, productos petroleros, y líquidos como dióxido de carbono, están detalladas bajo la Parte 195- Transporte de Líquidos Peligrosos Mediante Ductos o Tuberías, título 49- Transporte, Código de Regulaciones Federales. 400.1 Campo de Acción 400.1.1 Este Código presenta los requerimientos de diseño, materiales, construcción, armado, inspección y pruebas de líquidos que son trasportados por ductos de tuberías, tales como el petróleo crudo, gasolina natural, gases naturales licuados, GLP, dióxido de carbono, alcohol liquido, amoníaco líquido anhidro y productos petroleros líquidos. Estos líquidos son transportados entre las instalaciones de franquicia de los productores: tanques, plantas de proceso de gas natural, refinerías, estaciones, plantas de amoniaco, terminales (marinas, ferroviarias, y de camión) y otros puntos de recepción y entrega. (Ver figura 400.1.1) Los sistemas de ductos de tubería, consisten en tuberías, bridas, empernados, empaquetaduras, válvulas, instrumentos de alivio, accesorios de tubería, y partes de contención de presión de otros componentes de tubería. También se incluyen colgadores y soportes, y otros equipos necesarios para prevenir la sobre-tensión en partes que estén presurizadas. Los sistemas de tubería, no incluyen estructuras de soporte, tales como estructuras de edificios, puntales o montantes, o fundaciones, o cualquier otro tipo de equipo, tal como el definido en el párrafo 400.1.2 400 .1.2 (b). También se hallan incluidos en el campo de acción de este código: (a) Las tuberías primarias y auxiliares, asociadas para el transporte de petróleo liquido y de amoníaco anhidro liquido que se encuentran en terminales (marinas, de rieles, y camiones), patios de tanques, estaciones de bombeo, estaciones de reducción de presión, y estaciones de medición. También se incluyen las trampas para detener chanchos y rascadores, coladores o filtros y circuitos para pruebas; (b) tanques de almacenamiento y trabajo tr abajo incluyendo tanques de almacenamiento fabricados con tubería y las tuberías que interconectan estas instalaciones; instalaciones; (c) tuberías para petróleo líquido y amoniaco anhidro líquido, localizadas en propiedades que han sido dedicadas a ese tipo de





















párrafos 400( c ) y ( d ). 400.1.2 Este Código no es aplicable a: (a) tuberías auxiliares tales como las de agua, aire, vapor, aceites lubricantes, gas y combustible; (b) recipientes o tanques a presión, intercambiadores de calor, bombas, medidores, y otros tipos de equipos, incluyendo la tubería interna y las 17 conexiones para tubería, con excepción de las que quedan limitadas por el párrafo 423.2.4 (b); (c) Tuberías diseñadas para presiones internas: (1) Que se encuentren a 15 o menos psi (1 bar) de presión sin importar la temperatura; (2) por encima de 15 libras (1 bar) si la temperatura de diseño es menor a -20 °F (- 30 C) o mayor a 250 °F (120 C); (d) tubería de revestimiento (casing), tubería delgada (tubing) o tubería usada en arreglos de cabezales de pozos petroleros, separadores de gas y petróleo, tanques de producción de crudo, otros tipos de instalaciones de producción, y tuberías que conectan estas instalaciones; (e) refinerías petroleras, gasolina natural, procesamiento de gas, amoniaco, procesamiento de dióxido de carbono, y tuberías de plantas de proceso a granel, con excepción de los puntos mencionados en el código 400.1.1(c); (f) Tuberías de transporte y distribución de gas; (g) El diseño y la fabricación de ítems patentados de equipos, aparatos, o instrumentos, con excepción de los limitados por el párrafo 423.2.4 (b); (h) Sistemas de tuberías para refrigeración de amoniaco a los que se hace referencia en el Código para Tuberías de Refrigeración R efrigeración de ASME/ANSI B31.5; (i) tuberías para recolección de dióxido de carbono y sistemas de distribución. 400.2 Definiciones: Algunos de los términos más comunes relacionados con tuberías serán definidos en los siguientes párrafos.1 bióxido de carbono- un fluido que predominantemente consiste en dióxido de 1 Los t érminos de soldadura que se hallan de acuerdo con la Norma AWS A3.0 están marcados con un asterisco (*). Para hallar los términos de soldadura usados en el presente Código, pero que no se muestran aquí, se aplican las definiciones de acuerdo con la AW A3.0. carbono comprimido por encima de su presión critica, y que para los propósitos del presente Código, se considera como un líquido. defecto- una imperfección de suficiente magnitud como para merecer el rechazo. diseño de ingeniería- el diseño detallado, desarrollado basándose en requerimientos operativos y conforme a los requerimientos del presente Código, incluyendo todos los dibujos necesarios y especificaciones, rigen una instalación de ductos de tubería. corrosión general- la pérdida uniforme o gradualmente variable del espesor de pared en determinadas áreas de una tubería. circunferencia circunferencia soldadasoldadura a tope de circunferencia completa, que une tuberías o componentes. imperfección-



















tuberías, cuando el sistema esté operando bajo condiciones de estado constante. unión en V o inglete- dos o más secciones rectas de tubería unidas en una línea y que divide el ángulo de unión en dos de manea que produce un cambio de dirección. tamaño nominal de tubería- ver la definición en ANSI/ASME B36.10M-1985, p. 1. Costa afuera- área que se encuentra más allá de la línea de aguas altas a lo largo de la porción de costa que está en contacto directo con el mar abierto y más allá de la línea que demarca el límite entre aguas interiores de tierra y aguas marinas. compañía operadora- propietario o agente responsable por el diseño, construcción, inspección, pruebas, operación y mantenimiento del sistema de tuberías. petróleo- petróleo crudo, condensado, gasolina natural, gases naturales líquidos, gas licuado de petróleo (GLP), y productos líquidos de petróleo. tubería- tubo, usualmente cilíndrico, usado para transportar un fluido o transmitir presión de fluido; normalmente se lo llama “tubo” en las especificaciones especificaciones

aplicables. También están incluidos otros componentes componentes similares que son usados con el mismo propósito. De acuerdo con el tipo de fabricación, los tipos de tubería se denominan de la siguiente manera: a) tubería soldada por resistencia eléctrica- tubería producida en tramos individuales o en longitudes continuas a partir de material laminado enrollado. Esta tubería presenta una junta de tope longitudinal o espiral en la cual se produce la unión mediante semi-fusión por calor o btenido de la resistencia de la tubería al flujo de la corriente eléctrica en un circuito del cual la tubería forma parte, y también t ambién por la aplicación de presión. b) tubería con soldadura de traslape en horno- tubería que tiene una unión de traslape longitudinal, efectuada mediante el proceso de forja-soldadura, donde la coalescencia se produce calentando el tubo pre-formado a la temperatura de soldadura y pasándolo sobre un mandril ubicado u bicado entre dos rodillos de soldadura que comprimen y sueldan los bordes superpuestos. c) tubería soldada a tope en el horno: (1) tubería soldada a tope en el horno, soldadura de campana— tubería producida en longitudes individuales, a partir de lámina cortada a longitud, que tiene la unión longitudinal soldada por forja, mediante la presión mecánica desarrollada al estirar la lámina calentada en horno a través de troqueles cónicos (conocidos comúnmente comúnmente como “campana de soldadura”) que sirven como un

cuño o troquel combinado que conforma y suelda a la vez. (2) tubería soldada a tope en horno, soldadura continua— tubería producida en longitudes continuas a partir de lámina enrollada y posteriormente cortada en longitudes individuales; presenta una soldadura de tope de forja, unida



















aplicación de presión después que el calentamiento esté substancialmente completado. La fulguración y el engrosado y acortado son acompañados por la expulsión de metal de la junta. f) tubería soldada por arco doble sumergido—.tubería que tiene una unión a tope longitudinal o espiral, producido por lo menos por dos pasadas, una de las cuales es en la parte interior del tubo. La coalescencia se produce por el calentamiento con un arco eléctrico o v arios de ellos, entre el electrodo o electrodos de metal desnudo y el trabajo. t rabajo. La soldadura se protege mediante una sábana de material granular fusible, sobre el trabajo. No se aplica presión y el material de relleno para las soldaduras interna y externa se obtiene de electrodo o electrodos. g) tubería sin costura— producida al atravesar una plancha seguido por procesos de enrollado y estirado, o ambos. h) tubería soldada por inducción eléctrica— tubería producida por tramos o con longitudes contínuas, a partir de plancha enrollada. Presenta una junta de tope longitudinal o espiral, donde la unión o coalescencia se produce por el calor obtenido de la resistencia de la tubería al flujo de la corriente eléctrica, y por la aplicación de presión. espesor de pared nominal de tubería— es el espesor de pared listado en las especificaciones especificaciones de tubería o estándares de dimensión incluidos en el presente Código por referencia. Las dimensiones de espesor de pared listadas están sujetas a tolerancias, tal como se las presenta en las especificaciones especificaciones o normas. elementos de soporte de tubería— los elementos de soporte consisten en los fijadores y uniones estructurales, como sigue: (a) fijadores— los fijadores incluyen elementos que trasladan la carga desde la tubería o vínculo estructural, a la estructura o equipo de soporte. Estos incluyen fijadores de tipo colgante, tales como colgadores de barra, colgadores de resorte, refuerzos de oscilación, tensores, tensores de giro libre, puntales, cadenas, contrapesos, amortiguadores, guías, y anclas. Se suman también fijadores con rodamientos, tales como bases, ménsulas o brazos de sostén, monturas, rodillos y soportes deslizantes. (b) estructuras adicionales — los aditamentos estructurales incluyen elementos que están soldados, empernados, o engrapados a las tuberías, tales como grapas, anillos, orejetas, anillos, abrazaderas, correas, clips, y faldas. pr esión— a menos que se indique de otra manera, la presión se expresa en libras por pulgada cuadrada, psi (bar), la presión de manómetros se abrevia — psig (bar). debe — “debe” o “no debe” son expresiones usadas para recomendado” son expresar que una acción es obligatoria. debería— “se debería” o “ es recomendado” expresiones usadas para indicar que una acción no es obligatoria, aunque sí recomendada como



















de relleno o sin él. soldadura de arco de metal por gas—un proceso de soldadura de arco, en la cual la unión o coalescencia se produce por el calentamiento con un arco eléctrico entre un electrodo de metal de relleno (consumible) y el trabajo. La protección de logra con un gas, una mezcla de gases (que puede contener un gas inerte), o la mezcla de un gas y un flujo (este proceso ha sido llamado algunas veces soldadura Mig o soldadura de CO2). soldadura de arco de gas y tungsteno— un proceso de soldadura de arco en el cual la unión o coalescencia se produce calentando con una arco eléctrico entre un electrodo simple de tungsteno (no consumible) y el trabajo. Se obtiene la protección de un gas o una mezcla de gases (que puede contener un gas inerte). Puede usarse presión o no hacerlo. (Este proceso a veces se ha llamado soldadura Tig). soldadura de arco semi- automática— soldadura de arco que controla solamente el la alimentación de metal de relleno. El avance de la soldadura se controla a mano. soldadura de arco sumergido— un proceso de soldadura en caro, donde la coalescencia se produce por el calentamiento con un arco o arcos eléctricos, entre un electrodo desnudo o varios electrodos y el trabajo. La soldadura se protege con una sábana de material granular, fusible sobre el trabajo. No se aplica presión, y el metal de relleno se obtiene del electrodo y algunas veces de un electrodo de soldadura complementario. soldadura de hilván— una soldadura efectuada solamente para mantener las piezas a soldar, en alineamiento apropiado, hasta que se haga una soldadura posterior, definitiva. soldadura— una unión localizada de metal, donde la coalescencia se produce mediante calentamiento a una determinada temperatura, con la aplicación de presión o sin ella y con el uso de material de relleno o sin el mismo. El metal de relleno, deberá tener un punto de fusión aproximadamente igual al del metal base. soldador — persona que es capaz de realizar una soldadura en forma manual o semiautomática. operador de soldadura— persona que opera una máquina o equipo de soldadura automático. procedimientos de soldadura— los métodos detallados y prácticas, incluyendo los procedimientos de soldadura de unión de tramos, involucrados en la producción de una soldadura de piezas. 23 A SME B31.4—Edición de 1992 401— 401.5.6 CAPÍTULO II DISEÑO PARTE 1 CONDICIONES Y CRITERIOS 401 CONDICIONES CONDICIONES DE DISEÑO 401.1 Generalidades El párrafo 401 define las presiones, las temperaturas, y las diversas fuerzas aplicables al diseño de sistemas de tuberías, dentro del campo de alcance de este código. Este también toma en cuenta consideraciones que deben ser otorgadas a las influencias ambientales y



















vaya a ser expuesto. 401.3 Temperatura 401.3.1 Temperatura de Diseño. La temperatura de diseño, es la temperatura del metal esperada en operación normal. No es necesario variar la tensión del diseño cuando las temperaturas de metal estén entre -20º F (-30º C) y 250º F (120º C). Sin embargo, algunos de los materiales que conforman las especificaciones especificaciones aprobadas para el uso bajo este código, podría ser que no tengan propiedades adecuadas para la porción más baja del rango de temperaturas considerado por el presente Código. Se advierte a los ingenieros que deben prestar atención a las propiedades de los materiales a usarse a temperaturas bajas en instalaciones que vayan a estar expuestas a temperaturas de suelo inusualmente bajas, temperaturas atmosféricas bajas, o condiciones de operación pasajeras. 401.4 Influencia del Ambiente 401.4.2 Efectos de Expansión de Fluido. Deben tomarse previsiones en el diseño, ya sea para resistir o para aliviar los incrementos de la presión, causados por el calentamiento del fluido estático que se encuentra en la tubería. 401.5 Efectos Dinámicos 401.5.1 Impacto. Se deben considerar en el diseño de sistemas de tubería, las 24 fuerzas de impacto causadas por las condiciones externas o internas. 4.01.5.2 Viento. Debe incorporarse el efecto de cargas de viento, para diseños de sistemas de tuberías que estén suspendidos, suspendidos, como por ejemplo en puentes colgantes. 401.5.3 Sismos. Deben tomarse en cuenta las fuerzas sísmicas para las consideraciones del diseño cuando las obras vayan a realizarse en regiones donde puedan ocurrir terremotos. 401.5.4 Vibración. Deben tomarse en consideración las tensiones que sean el r esultado de la vibración o resonancia, de acuerdo con las prácticas usuales de la ingeniería de sonido. 401.5.5 Deslizamientos. Se debe considerar en el diseños para sistemas de tuberías localizados en regiones dónde puedan ocurrir deslizamientos de tierra (cuando el suelo cede). 401.5.6 Olas y Corrientes. Los efectos del oleaje y las corrientes, corr ientes, deben ser tomados en cuenta para el diseño de tuberías. 401.6 Efectos del Peso Los siguientes efectos de peso, combinados con las cargas y fuerzas de otras causas deben ser tomados en cuenta en el diseño de tuberías que estén expuestas, suspendidas, o que no estén soportadas de manera continua. 401.6.1 Cargas Vivas. Las cargas vivas incluyen el peso del líquido por transportar y cualquier otro material extraño, tales como hielo o nieve que puedan adherirse a la cañería. El impacto del viento, las olas y las corrientes también se deben considerar entre las cargas vivas. 401.6.2 Cargas Muertas. Las cargas muertas incluyen el peso de la cañería, componentes, la capa de revestimiento o aislamiento, relleno, y





















puedan encontrarse en los cruces de los ríos, en las zonas en tierra o mar adentro con aguas costeras, puentes, áreas de tráfico pesado, tramos largos que estén soportados por si mismos, suelos inestables, vibración, el peso de accesorios adicionales especiales, especiales, o fuerzas que resulten de condiciones térmicas anormales. Algunas de las medidas de protección que el ingeniero de diseño puede 25 proporcionar, son el encamisado con tuberías de acero de gran diámetro, la construcción de capas de protección de concreto, aumentando el espesor, bajando la línea a una mayor profundidad, o indicando la presencia de la línea con marcadores adicionales. 402.2 Especificaciones Especificaciones de Presión y Temperatura para los Componentes de tubería 402.2.1 Componentes que tienen Valores Específicos. Dentro de los limites de temperatura del metal - 20º F (- 30º C) a 250º F (120º C), los valores v alores de presión para los componentes deben conformarse conformarse a los valores indicados para 100 º F (40 º C) en las normas para materiales listadas en la tabla 423.1. Los elementos no metálicos, empaques, sellos, y empaquetaduras deben ser hechas de materiales que no sean afectados adversamente por el fluido transportado a través del sistema de tuberías, y deben ser capaces de resistir las presiones y temperaturas a las que serán sometidos bajo condiciones de servicio. Se deben tomar en cuenta las bajas temperaturas debidas a situaciones de reducción de presión, tales como en el diseño de tuberías de dióxido de carbono. 402.2.2 Valores de Especificación- Componentes que no Tienen Valores Específicos. Los componentes de tubería que no tienen valores establecidos de presión pueden ser calificados para el uso, según se especifica en los párrafos 404.7 y 423.1(b). 42 3.1(b). 402.2.3 Condiciones Normales de Operación. Para el funcionamiento normal, la máxima presión de operación de estado estable no debe exceder la presión interna de diseño y los valores de especificación de presión del componente usado.



















tolerancia por la falta de espesor y la profundidad máxima de imperfecciones que se prevén en las especificaciones especificaciones aprobadas por el presente Código. E = factor de unión de la soldadura (véase el párrafo 402.4.3 y la Tabla 402.4.3) La Tabla 402.3.1(a) es una tabulación de ejemplos de tensiones admisibles para el uso como referencia en sistemas de tubería de transporte dentro del campo de alcance de este Cód igo. (b) El valor de tensión admisible “S” que será usado en los cálculos de diseño en el párrafo 404.1.2 para tubería usada (recuperada) de especificaciones especificaciones conocidas, debe estar de acuerdo con (a) arriba y las limitaciones del párrafo 405.2.1(b). (c) El valor de tensión admisible “S” que será usado en los cálculos de diseño en el párrafo 404.1.2 para para tubería nueva o

usada con especificaciones conocidas o especificaciones ASTM A 120 deberá ser establecido de acuerdo con lo siguiente y las limitaciones del párrafo 405.2.1(c). S = 0.72 x E x resistencia mínima a la fluencia de la tubería, psi (MPa) [(24,000 psi (165 MPa) o la resistencia a la fluencia determinada de acuerdo con los párrafos 437.6.6 y 437.6.7] donde: 0.72 = factor del diseño basado en el espesor nominal de la pared de la tubería. Al establecer este factor de diseño, se ha tomado en cuenta la holgura y se ha dejado una tolerancia para la falta de espesor y la máxima profundidad permisible de imperfecciones previstas en las especificaciones aprobadas por el Código. E = factor de unión de la soldadura (véase la Tabla 402.4.3). (d) El valor de tensión admisible S a ser usado para los cálculos de diseño en el párrafo 404.1.2 para cañería estirada en frío para poder alcanzar la resistencia mínima a la fluencia especificada y posteriormente calentada a 600º F (300 ºC) o mayor (con excepción de soldadura), deberá ser 75% del valor de la tensión admisible aplicable, tal como determina el párrafo 402.3.1(a), (b), o (c). (e) Los valores admisibles de tensión a la rotura, no deben exceder el 45% de la resistencia mínima a la fluencia



















(d) Tensiones Longitudinales Aditivas. La suma de las tensiones longitudinales debidas a las presiones, el peso propio, y otras cargas externas permanentes [véase el párrafo 419.6.4(c)] no deben exceder del 75% del valor de la tensión admisible especificada para SA en (c) arriba. (e) Tensiones Circunferenciales Circunferenciales Aditivas. La suma de las tensiones circunferenciales circunferenciales debidas a las presiones internas de diseño, y cargas externas sobre tuberías instaladas por debajo de rieles de ferrocarril o carreteras, sin el uso de camisas de protección (casing), [véase el párrafo 4 34.13.4(c)] no deben exceder el valor admisible de tensión aplicable S, determinado por el párrafo 402.3.1 (a), (b), (c), o (d). 402.3.3 Límites de las Tensiones Calculadas Debidas a Cargas Ocasionales (a) Operación. La suma de las tensiones longitudinales producidas por la presión, cargas vivas y muertas, y aquellas producidas por cargas ocasionales, tales como el viento o los sismos, no deberán exceder el 80% del mínimo valor de la resistencia a la fluencia especificada especificada para la tubería. No es necesario considerar las acciones del viento y la sísmica ocurriendo simultáneamente. (b) Prueba. Las tensiones debidas a las condiciones de prueba, no quedan sujetas a las limitaciones del párrafo 402.3. No es necesario considerar otras cargas adiciona-les, tales como el viento o los sismos, ocurriendo concurrentemente junto con las cargas vivas, muertas y cargas de prueba existentes a tiempo de efectuar la prueba. 402.4 Holguras 402.4.1 Corrosión. No se requiere dejar una holgura para el espesor de pared si es que la tubería y sus componentes se hallan protegidos contra la corrosión den conformidad con los requerimientos y procedimientos prescritos en el Capítulo VIII. 402.4.2 Roscado y Ranurado. Se deberá incluir en A de la ecuación que se halla en el párrafo 404.1.1 una holgura para el roscado y profundidad de las ranuras en pulgadas (mm), cuando el uso de tubería roscada sea permitido por el presente Código



















(174) ASTM A 524 H 30,000 (207) (207 ) 1.00 21,600 (149) Soldadura a tope to pe en la Fábrica; Soldadura Continua ASTM A 53 ... 25,000 (172) 0.60 10,800 (74) API5L Clases I y II A25 25,000 (172) 0.60 10,800 (74) Soldadura por Resistencia R esistencia Eléctrica y Soldadura Eléctrica de Fulguración API 5L A25 25,000 (172) 1.00 18,000 (124) API 51,ASTM A 53,ASTM A 135 A 30,000 (207) 1.00 21,600 (149) API 5L,ASTM A 53,ASTM A 135 B 35,000 35 ,000 (241) 1.00 25,200 (174) API 5L X42 X 42 42,000 (289) 1.00 30,250 (208) API 5L X46 46,090 (317) 1.00 33,100 (226) API 5L X52 52,000 (358) 1.00 37,450 (258) APT 5L X56 56,000 (386) 1.00 40,300 (279) API 5L X60 60,000 (413) 1.00 43,200 (297) API 5L X65 65,000 (448) 1.00 46,800 (323) API 5L X70 70,000 (432) 1.00 50,400 (347) API 5LU U8O 80,000 (551) 1.00 57,600 (397) API 5LU Ü100 100,000 (689) 1.00 72,000 (496) ASTM A 333 6 35,000 (241) 1.00 25,000 (174) Soldadura por Electro-Fusión ASTM A 134 ... ..... 0.80 ......... ASTM A 139 A 30,000 (207) 0.80 17,300 (119) ASTM A 139 B 35,000 (241) 0.80 20,150 (139) 29 TABLA 402.3.1(a)(CONTINUACIÓN) 402.3.1(a)(CONTINUACIÓN) TABULACIÓN DE EJEMPLOS DE TENSIONES ADMISIBLES PARA USO COMO REFERENCIA EN SISTEMAS DE TUBERÍA EN EL CAMPO DE ALCANCE DE ESTE CÓDIGO Especificación Especificación Grado Resistencia Mínima a la Fluencia, psi (MPa) Factor “E” de Unión Soldada Valor “S” de Resistencia Admisible -20ªF A 250ªF (-30ªC a 120ªC) Soldadura POR electro-fusión

(Continuación.) ASTM A 671 ... Nota (1) 1.00 [Notas(2),(3)] ....... ASTM A 671 ... Nota (1) 0.70 [Nota (4) ....... ASTM A 672 ... Nota (1) 1.00 [Notas(2),(3)] ....... ASTM A 672 ... Nota (1) 0.80 [Nota (4)3 ....... Soldadura Soldadura por Arco Sumergido API 5L A 30,000 3 0,000 (207) 1.00 21,600 (149) API 5L B 35,000 (241) 1.00 25,200 (174) API 5L X42 42,000 (289) 1.00 30,250 (208) API 5L X46 46,000 (317) 1.00 33,100 (228) API 5L X52 52,000 (358) 1.00 37,450 (258) API 5L X56 56,000 (386) 1.00 40,300 (278) API 5L X60 60,000 (413) 1.00 43,200 (298) API 5 X65 65,000 (448) 1.00 46,800 (323) API 5L X70 70,000



















placa de especificación aplicable, el punto de fluencia especificado, y hacer referencia al párrafo 402.3.1 para calcular S. (2) El factor se aplica a las Clases 12, 22, 32, 42, y 52 solamente. (3) Debe efectuarse la inspección radiográfica después del tratamiento de calor. (4) El factor se aplica a las Clases 13, 23, 33, 43, y 53 solamente. 30 402.5.2 Fractura Frágil. Debe evitarse la propagación de fracturas frágiles, mediante la selección de un acero para la tubería que se fracture fr acture en forma dúctil bajo temperaturas de operación. Los requerimientos complementarios complementarios API 5L o especificaciones especificaciones similares, deben ser usadas como requisitos de prueba para asegurar una apropiada selección de la tubería de acero. 402.5.3 Fracturas dúctiles. La propagación de una fractura dúctil debe ser minimizada mediante la selección de una tubería de acero con la resistencia apropiada contra fracturas y/o mediante la instalación de limitadores de fracturas adecuados. Debe considerarse durante el diseño, el diámetro de la tubería, el espesor de pared, la resistencia a la fractura, presión de operación, temperatura de operación, y las características de descompresión del dióxido de carbono y sus impurezas asociadas. PARTE 2 DISEÑO DE PRESIÓN PARA COMPONENTES DE TUBERÍA 403 CRITERIOS PARA DISEÑO A PRESIÓN DE COMPONENTES DE TUBERÍA El diseño de componentes de tubería, considerando los efectos de la presión, debe hacerse de acuerdo con él párrafo 404. Además, el diseño debe tomar en cuenta los efectos dinámicos y de peso incluidos en el párrafo 401 y Los criterios de diseño del párrafo 402. 404 DISEÑO DE COMPONENTES A PRESIÓN 404.1 Tubería Recta 404.1.1 Aspectos Generales (a) El espesor nominal de pared de secciones rectas de tuberías de acero, debe ser igual o mayor a tn, determinado de acuerdo con la siguiente ecuación. tn = t + A (b) Las notaciones descritas debajo son usadas en las ecuaciones para el diseño de presión de cañería recta. tn = espesor de pared nominal que satisface los requerimientos de





















Dobladas. El espesor de pared de una tubería debe ser determinado, antes de que sea doblada, como si fuese una tubería recta de acuerdo con el párrafo 404.1. Las curvas deben cumplir las limitaciones del párrafo 434.7. l. 404.2.2 Codos. (a) El mínimo espesor de pared metálica de los codos embridados o roscados no debe ser menor que el espesor especificado para las presiones y temperaturas de la Norma Nacional Estadounidense aplicable, o el Estándar de Práctica MSS. (b) Los codos de acero con soldadura de tope, deben estar conforme con ANSI B16.9, ANSI B16.28, o MSS SP-75 y deben tener valores de temperaturas y presiones basadas en los mismos valores de tensión que fueron usados para establecer las limitaciones de temperatura y presión par a las tuberías del mismo material o de otro material equivalente. 404.3 Intersecciones 404.3.1 Conexiones de Ramales. Las conexiones de ramales pueden ser hechas en forma de te, cruces, cabezales de salida forjados integralmente reforzados, o conexiones soldadas, y deben estar diseñadas de acuerdo con los siguientes requisitos. (a) Tes y Cruces (1) El mínimo espesor del material metálico de tes y cruces embridadas o roscadas, no debe ser menor que el espesor





















radiográfico después del tratamiento de calor. (4) El factor se aplica para las Clases 13, 23, 33, 43, y 53 solamente. (5) Los factores que se muestran arriba, se aplican para cañería nueva o usada (recuperada) si es que se conocen las especificaciones y el tipo de cañería. (6) El factor se aplica a cañería nueva o usada de especificaciones desconocidas desconocidas y se aplica el ASTM A 120 si es que se conoce el tipo de unión de soldadura. (7) El factor se aplica para cañería nueva o usada de especificaciones especificaciones desconocidas y ASTM A 120 o para cañería por sobre NPS4 si es que el tipo de unión no se conoce. (8) El factor se aplica para cañería nueva o usada de especificaciones desconocidas y ASTM A 120 o para cañería NPS 4 y menores, si es que el tipo de junta no se conoce. 33 (2) Cuando el diseño cumple con las limitaciones geométricas contenidas en esta norma, las reglas establecidas son válidas y cumplen el propósito del presente Código. Estas reglas cubren los requisitos mínimos y son seleccionadas para asegurar un rendimiento satisfactorio de cabezales forjados sometidos a presiones. Además, a pesar de todo, normalmente se ejercen tensiones y momentos sobre los ramales por causa de algunos fenómenos, tales como la





















más grande que NPS 30; el mismo que no necesita exceder 1.50 in. (38 mm). (b) Radio Máximo. Para tuberías de salida de tamaños NPS 8 y mayores, ésta dimensión no debe exceder 0.10d + 0.50 in. (13 mm). Para tuberías de salida de tamaños menores a NPS 8, ésta dimensión no debe ser mayor a 1.25 in. (32 mm). (c) Cuando el contorno externo contiene más de un radio, el radio de cualquier sector del arco de aproximadamente 45 deber estar conforme con los requisitos de (a) y (b) citados anteriormente. (d) No deben emplearse procesos de trabajo a máquina (maquinado) para poder obtener los requisitos mencionados. (5) Área requerida. El área requerida es definida como A = K(thDo), dónde K se tomará de la siguiente manera: (a) para d/D mayor que 0.60, K = 1.00; (b) para d/D mayor que 0.15 y sin exceder 0.60, K = 0.6 + 2/3 d/D. (c) para d/D igual o menor 0.15, K = 0.70. El diseño debe satisfacer el criterio que indica que el área de refuerzo definida en (6) (abajo) no sea menor que el área requerida. (6) Área de Refuerzo. Esta debe ser igual a la suma de A1 + A2 + A3 como se define más abajo. (a) Área A1. El área que se encuentra dentro del área de refuerzo resultante de cualquier exceso de espesor disponible en la pared de la tubería





















refuerzos para conexiones en ramal con cortes de agujero NPS 2 o más chicos [véase en la Fig. 404.3.1(c)(3) los detalles típicos]; sin embargo, debe tenerse cuidado para proveer protección adecuada contra vibraciones y otras fuerzas externas a las que estas conexiones en ramal están frecuentemente sujetas. (4) No es obligatorio hacer un refuerzo para una abertura; sin embargo, pueden requerirse refuerzos para casos en que se tengan t engan presiones mayores a 100 psi (7 bar), tubería con pared delgada, o cargas externas muy severas. (5) Si se requiere un miembro de refuerzo, y el diámetro del ramal es tal que un miembro de refuerzo de tipo localizado se extendería alrededor de más de media circunferencia del cabezal, entonces en este caso deberá usarse un miembro de refuerzo de circunferencia completa, completa, sin importar el tipo de tensión de aro, o de otra manera usar una te de acero o una cruz forjada de contornos suaves de diseño comprobado o un cabezal forjado. (6) El refuerzo debe ser diseñado en acuerdo con el párrafo 404.3.1(d). (d ) Refuerzos de Aberturas Simples (1 ) Cuando las conexiones soldadas del ramal están ubicadas sobre la tubería en forma de una conexión simple, o en un cabezal o manifold en





















espesor requerido para el ramal y que se encuentre dentro del área de refuerzo, según se define en el párrafo 404.3.1(d)(5) que se da abajo; (c) El área de la sección transversal de todo el metal de refuerzo (agregado por suma, incluyendo el metal de soldadura, que esté soldado a las paredes de la tubería principal (cabezal) y que se encuentra dentro del área de refuerzo según la definición que se da en el párrafo 404.3.1(d)(5) de abajo; (5) El área de refuerzo se muestra en la Fig. 404.3.1(d)(2) y se define como un rectángulo cuya longitud se debe extender una distancia d [véase el párrafo. 404.3.1(d)(3)] a cada lado del eje transversal de la abertura terminada y cuya anchura se debe extender una distancia de 2.5 veces el 41 Fig. 404.3.1 ( c ) ( 3 ) FIG. 403.3.1(c) (3) DETALLES DE SOLDADURA PARA ABERTURAS SIN REFUERZO DISTINTAS A LAS DE LAS PAREDES DE CABEZALES Y RAMALES 42 Fig. 404.3.1 (d ) ( 2 ) REFUERZO DE CONEXIONES DE RAMALES 43 espesor de pared de la tubería t ubería principal (cabezal) desde la superficie externa de la pared del cabezal, excepto que en ningún caso deberá extenderse más de 2.5 2 .5 veces el espesor de la pared del ramal desde la superficie exterior del cabezal o del refuerzo, si es que éste existe. (6) El























progresivamente más débiles a medida que el ángulo se hace m ás agudo. En cualquier diseño de este tipo, el caso debe ser estudiado individualmente, y debe proveerse suficiente refuerzo como para compensar la debilidad de este tipo de construcción. El uso de costillas de vuelta entera en forma de abrazaderas para sujetar superficies planas o de reingreso, es permitido y puede ser























presión. (d) Las bridas de deslizar en sitio (slip-on), de sección transversal rectangular deben ser diseñadas de tal forma que el espesor de la brida se aumente para proveer resistencia igual a la que corresponde a la 45 brida de deslizar de abertura circular, cubierta por ANSI B16.5, como está determinado por los cálculos realizados de acuerdo con el Código ASME para Calderos y























de tensión como se indica en el párrafo 402.3.1(d). (e) Tubería Recubierta o Revestida. Pueden usarse recubrimientos o revestimientos externos o internos de cemento, plásticos, ú otro s materiales, sobre o dentro de tubería de acero que cumpla con los requerimientos del presente Código. No se debe considerar que el revestimiento o recubrimiento, logren aumentar la























requisitos de construcción del 434.7.3. Tales accesorios deben tener aproximadamente las mismas propiedades mecánicas y composición química química que la tubería a la que están soldadas. (b) Si es que se utilizan codos producidos en fábrica en líneas que cruzan terrenos de campo traviesa, deberá tenerse mucho cuidado al instalarlos, para permitir el paso de chanchos limpiadores de cañería.























siempre y cuando estén conforme a los estándares y especificaciones especificaciones listadas en las tablas 423.1 y 426.1. Estas válvulas pueden contener ciertas partes de hierro fundido, maleable, o de hierro forjado como se menciona en API 6D. (b) Pueden usarse válvulas de hierro fundido que estén en conformidad con las normas y especificaciones listadas en las tablas 423.1 y 426.1, para presiones

























































































































































































































































































































































































































































































































































medias suelas o medias camisas con tejos o parches, dispuestos en paralelo alrededor de una circunferencia dada. Para asegurarse del óptimo desempeño de las medias camisas, el espacio anular entre la tubería corroída y la media camisa, puede rellenarse con un material que después se endurezca, como una resina epóxica. Se debe ejercer especial 98 cuidado para asegurar un buen encaje entre los extremos de la media camisa y la tubería que esté siendo reparada y para minimizar la concentración de tensiones resultantes de la reparación. 451.6.3 Pruebas de Reparaciones en Tuberías que Operan con Tensiones de Aro Mayores al 20 % de la Mínima Tensión de Fluencia Especificada para la Tubería. (a) Pruebas de Secciones Reemplazadas en Tuberías. Cuando una reparación programada para una tubería se efectúa mediante el corte de una sección de dicha tubería en forma de cilindro, reemplazándola por otra sección de tubería, la sección de reemplazo debe ser sometida a una prueba de presión. La sección de reemplazo, debe ser probada según se requiere para una tubería nueva de acuerdo con el párrafo 437.4.1. Las L as pruebas pueden hacerse en la tubería antes de ser instalada, siempre y cuando las pruebas de radiografía u otro tipo de pruebas no destructivas sean hechas en todas las soldaduras a tope de unión de tuberías, después de efectuar la instalación (b) Examen de la Soldadura de Reparación. Las soldaduras efectuadas durante las reparaciones de la línea, deben ser examinadas con métodos no destructivos aceptables, o examinadas visualmente por un inspector calificado. 451.7 Reducción de la Presión de Operación de una Tubería. (a) Las tuberías corroídas o que contengan secciones reparadas por desbastado (amolado) pueden hacerse trabajar a una presión operativa reducida en lugar de efectuar un reemplazo, reparación ó una futura reparación más completa. Excepto lo que se dice en el párrafo 451.7(b), 45 1.7(b), la menor presión operativa debe estar basada en el párrafo 404.1.2 y en el espesor de pared remanente real de la tubería en el punto de corrosión mas profunda o de desbastado más extremo. (b) Para tuberías que contengan corrosión por picaduras (pitting) localizadas o zonas reparadas por desbastado, donde el material m aterial remanente de la tubería no llega hasta los límites de profundidad o longitud indicados en el párrafo. 451.6.2(a)(7), la presión operativa reducida puede ser determinada con la siguiente ecuación, siempre y cuando la corrosión no se halle en una junta de círculo completo o en la soldadura longitudinal o en zonas relacionadas con efectos de calor.            1 1 0.67 1 0.67 1.1 t G 2 c t c P P n n d i donde G = n 0.893L / Dt = un valor que no debe exceder 4.0 en el análisis de arriba y que puede ser determinado con la ecuación de arriba. Pd = presión interna de diseño reducida, psi (bar). Pi = presión original de diseño, basada en el espesor nominal de pared especificado de la tubería (véase el párrafo 404.1), psi (bar) L = longitud del área corroída según se muestra en la Fig. 451.6.2(a)(7), in. (mm) Para tn, c, y D, vea el párrafo. 451.6.2(a)(7). Para valores de G mayo res que 4.0, 1.1 (1 / ) d i n P  P  c t excepto que Pd no debe exceder Pi. 451.8 Mantenimiento de Válvulas Las válvulas de bloqueo de las líneas de tubería deben ser inspeccionadas, mantenidas según sea necesario, y parcialmente operadas por lo menos una vez v ez al año para asegurarse que tengan las condiciones de operación adecuadas. adecuadas. 99 451.9 Tuberías Existentes en cruces de Ferrocarril y Carreteras (a) Cuando la tubería existente vaya a ser cruzada por un nuevo camino o ferrocarril, la



















refuerzos mecánicos, protección estructural, o tubería adecuada para reducir las tensiones o redistribuir las cargas externas que actúan sobre la tubería. El API RP 1102 proporciona métodos que pueden ser usados para determinar las tensiones t ensiones totales causadas por la presión interna y las cargas externas. (b) Es preferible la instalación de tubería) portadora de producto sin encamisar. Los ajustes que se hagan a las líneas de tubería existentes en servicio en los cruces propuestos de carreteras o ferrocarriles, deben conformarse a los detalles contenidos en el API RP 1102. Según se especifica en el párrafo 461.1.2(f), si es que se usa una camisa, la l a línea portadora de producto revestida, debe estar soportada (apoyada) independientemente por fuera de cada extremo de la camisa y aislada de la camisa a lo largo de toda la sección encamisada. Asimismo, los extremos de la camisa deben ser sellados usando un material durable y que no sea conductor de la electricidad. c) Las pruebas e inspecciones de las secciones de tubería reemplazadas, deben cumplir con los requerimientos del párrafo 451.6.3. Todas las soldaduras nuevas de vuelta entera de la tubería, deben ser radiografiadas o inspeccionadas mediante otro método aceptable que no sea destructivo (exceptuando la inspección visual). 451.10 Elevadores de Plataforma Las instalaciones de los elevadores de plataformas, deben ser inspeccionadas visualmente cada año, para verificar si es que existe daño físico y corrosión en la zona de chapoteo o salpicadura y aún más arriba. Debe determinarse el grado de cualquier daño observado, y si es necesario, la instalación del elevador debe ser reemplazada o reparada. 452 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO MANTENIMIENTO EN ESTACIONES DE BOMBEO y ZONAS DE TANQUES 452.1 452 .1 General (a) Deben establecerse los procedimientos para el arranque, operación, y paro de todo el equipo, y la empresa operadora debe tomar las medidas apropiadas para verificar que estos procedimientos sean seguidos. Estos procedimientos deben señalar las medidas preventivas y revisiones de sistema requeridas para asegurar el funcionamiento apropiado de todo el equipo de paro, control y alarma. (b) Deberán proveerse mediciones periódicas y el monitoreo del flujo y el registro de las presiones de descarga, para detectar variaciones o desviaciones de las condiciones de operación en estado estable del sistema. 452.2 Controles y Equipo de Protección (a) Todos los controles y equipos de protección, incluyendo los dispositivos para limitar presiones, reguladores, controladores, válvulas de alivio, y otros dispositivos de seguridad, deben ser sometidos a inspecciones y pruebas sistemáticas y periódicas. Esto se debe hacer por lo menos una vez al año, excepto según se indica en el párrafo 452.2(b), para determinar que los controles, equipos y dispositivos: (1) estén en buenas condiciones mecánicas; (2) sean adecuados desde el punto de vista de capacidad y confiabilidad de funcionamiento para el servicio en el cual se los emplea; 100 (3) estén listos para funcionar a la presión correcta; (4) estén instalados apropiadamente y protegidos contra materias extrañas u otras condiciones que pudieran evitar el funcionamiento apropiado. (b) Las válvulas de alivio en depósitos a presión que contengan GLP, dióxido de carbono, o amoníaco líquido anhidro, deben ser sometidas a pruebas por lo menos cada 5 años. 452.3 Depósitos de Almacenamiento (a) Los depósitos de almacenamiento, incluyendo incluyendo tanques atmosféricos y de presión, que contengan el líquido o los líquidos que se estén transportando t ransportando (por oleoducto) deben ser inspeccionados



















almacenamiento deben ser limpiados de acuerdo con la publicación API. 2015. 452.4 Almacenamiento de Materiales Combustibles. Todos los materiales inflamables o combustibles en volúmenes mayores a los requeridos para el uso diario u otros que no son normalmente usados en plantas de bombeo, deben ser almacenados en una estructura separada construida con m ateriales no combustibles, localizada a una distancia adecuada de la casa de bombas. Todos los tanques de almacenamiento de petróleo o gasolina que estén encima del suelo, deben estar prot egidos de acuerdo con ANSI/NFPA 30. 452.5 Cercas Las áreas de la estación, el terminal y la zona de tanques, deben ser mantenidas en condiciones seguras, y deben estar protegidas por una cerca y cerradas con candado, o atendidas, para protección de la propiedad y del público. 452.6 Señalización (a) Se deben colocar letreros convenientes para que sirvan como advertencia en zonas peligrosas. (b) Las áreas clasificadas como de riesgo y las de alto voltaje deben estar adecuadamente señalizadas y aisladas. (c) Los carteles con señales de precaución deben indicar el nombre de la compañía operadora, y donde sea posible, un teléfono t eléfono de contacto para emergencias. 452.7 Prevención contra Ignición Accidental (a) Debe prohibirse fumar en todas las áreas de una estación de bombeo, terminal o zona de tanques, en donde una posible fuga o la presencia de vapores constituyan un peligro de incendio y explosión. (b) Las linternas eléctricas o linternas de mano, deben ser de tipo aprobado (antiexplosión, sin chispa). (c) Todo t rabajo de soldadura debe comenzar solamente después de cumplir con lo establecido en el párrafo 434.8.1(c). (d) Debe tenerse el cuidado de prevenir toda otra posible fuente de ignición. Véase NACE RP - 01-77, para una guía adicional 453 CONTROL DE CORROSIÓN La protección de la tubería ferrosa y los componentes de la línea con respecto a la corrosión externa e interna, incluyendo pruebas, inspecciones, y medidas apropiadas de corrección, debe seguir los lineamientos prescritos en el Capitulo VIII. 454 PLAN DE EMERGENCIA (a) Debe establecerse un plan de emergencia escrito para su implementación en el caso que se den fallas del sistema, 101 accidentes u otras emergencias, y debe incluir procedimientos de acción rápida y de remediación eficaz para dar seguridad sobre todo al público y al personal de operación, minimizando los daños a la propiedad, protegiendo el medio ambiente, así como limitando las emisiones o descargas accidentales del sistema de tuberías. (b) Este plan debe comprender la familiarización y el entrenamiento del personal responsable por la pronta puesta en marcha mar cha de la acción de emergencia. El personal debe ser informado respecto a las características del liquido que existe en el sistema de tuberías y debe conocer prácticas de seguridad en el manejo de descargas accidentales y en la reparación de las instalaciones. . Se debe enfatizar sobre los problemas especiales y precauciones adicionales adicionales que hay que tomar cuando se manejan y reparan fugas en sistemas que transportan GLP, dióxido de carbono, o de amoníaco líquido anhidro. La empresa operadora debe establecer con el personal, revisiones programadas de los procedimientos a ser seguidos durante una emergencia. Estas revisiones se deben efectuar a intervalos no mayores a los 6 meses y las revisiones deben ser realizadas de manera que establezcan la validez del plan de emergencia. (c) Los procedimientos deben incluir los vínculos con las agencias estatales y locales como ser los departamentos de



















sistemas de tuberías que transporten GLP, bióxiodo de carbono; o amoníaco líquido anhidro, y la preparación conjunta de acciones cooperativas, según sea necesario para garantizar la seguridad del público ante la eventualidad de una emergencia. (d) Se debe establecer una línea de comunicación con los residentes a lo largo de los sistemas de tuberías para que ellos puedan reconocer y reportar una emergencia a la empresa apropiada y responsable. Esto puede incluir repartido de tarjetas, membretes auto- adhesivos, o su equivalente, con nombres, direcciones y números de teléfono para que el personal pueda ser contactado. (e) Cuando se formulen procedimientos de emergencia para limitar las descargas accidentales de un sistema de ductos, la empresa operadora deberá considerar implementar lo siguiente: (1) formular y poner en operación procedimientos para que se tenga en el área un sistema de acción de emergencia cooperativo de la zona para notificar no tificar fugas en los ductos, entre las empresas operadoras que tengan sistemas de tuberías en una zona o región; (2) la reducción de la presión de la línea, deteniendo las operaciones de bombeo, abrir el sistema para descargar el producto hacia el almacenamiento de entrega hacia cualquiera de los lados del sitio de fuga, y proceder rápidamente con el bloqueo de las válvulas de bloqueo que se encuentran a ambos lados del punto de la fuga. En caso de que se esté bombeando GLP, se debe continuar con el bombeo hasta que el GLP haya sido reemplazado en el punto de la fuga, por un producto menos volátil, si es que los vapores no se están acumulando a tal extremo que se estime que es inminente un peligro serio; (3) dar instrucciones interinas a las autoridades locales para que ellos puedan actuar hasta que el personal calificado se haga presente en el lugar de la fuga; (4) el transporte rápido del personal calificado hasta el lugar; (5) La minimización m inimización de la exposición del público a lesiones y prevención de alguna ignición accidental, mediante evacuación de los residentes y detención o desvío del tráfico en los caminos, carreteras y ferrocarriles de la región afectada; 102 (6) en caso de que se trate de sistemas que transportan GLP, evaluación de la extensión y cobertura de la nube de vapores de GLP, y determinación del área peligrosa con explosímetros portátiles; ignición de los vapores en el lugar de la fuga para prevenir la expansión descontrolada de los vapores; utilización de venteos y quemas temporales o bajadas de presión (blowdowns) a ambos lados del lugar de la fuga; utilización de equipo de cierre o taponamiento interno donde se anticipe que la vaporización del GLP atrapado en el segmento de ducto continuará durante un periodo prolongado. (7) En caso del sistemas que transporten amoníaco líquido anhidro, la evaluación de la extensión y cobertura de la nube de vapor de amoníaco y la utilización de equipo de taponamiento interno donde se anticipe que la vaporización de amoníaco líquido anhidro atrapado en el segmento de ducto vaya a continuar por un período prolongado. 455 Registros y Archivos Para los propósitos de operación y mantenimiento, se deben mantener apropiadamente los siguientes archivos: (a) los datos operativos necesarios; (b) registros de patrullaje de la tubería; (c) registros de corrosión según se requiere en el párrafo. 464; (d) registros de s de fugas y fracturas; (e) registros relacionados con inspecciones de rutina o inusuales, tales como acerca de las condiciones internas y externas de la línea cuando se corta la línea o se hacen trabajos de corte



















línea, deben tomarse las siguientes medidas de investigación y corrección: (1) el diseño y las pruebas previas del sistema y los materiales y el equipo del mismo, deben ser revisados para determinar si es que el incremento propuesto de una máxima presión de operación para un estado estable, resulta seguro y que esté de acuerdo con los requisitos generales del presente Código; (2) Las condiciones del sistema de tuberías deben ser determinadas con estudios de fugas y otras inspecciones de campo, examen de mantenimiento y registros de control de corrosión, u otros medios apropiados; (3) Las reparaciones, r eparaciones, reemplazos, o alteraciones en el sistema de líneas de tubería, debe efectuarse necesariamente después que se hayan cumplido los pasos (1) y (2). (b) La máxima presión de operación para un estado estable, puede ser incrementada después de que se hayan verificado las condiciones de (a) (líneas arriba) y que se confirme una de las siguientes disposiciones: (1) Si la condición física del sistema de tuberías, determinada por (a) de líneas arriba, indica que el sistema es capaz de resistir el incremento planteado de la máxima presión de operación para un estado estable, de acuerdo con los requerimientos de diseño del presente Código, y el sistema ha sido previamente probado para una duración y hasta una presión igual o mayor que la requerida en los párrafos. 437.4.1(a) y (c) para un sistema nuevo de tuberías, el sistema puede ser operado con el incremento de presión máxima de operación para estado estable planteado. (2) Si la condición física de la línea determinada por (a) indica que la capacidad del sistema para resistir el incremento de presión no ha sido satisfactoriamente verificada, o si el sistema no ha sido previamente probado a los niveles 103 requeridos por el presente Código para un sistema nuevo de ductos para la máxima presión de operación para estado estable propuesta, la línea podrá únicamente operar con el incremento de presión máxima incrementadas para estado estable, si es que el sistema resiste exitosamente la prueba requerida por el presente Código, para que un sistema nuevo opere bajo las mismas condiciones. (c) En ningún caso debe la presión máxima de operación para un estado estable de un sistema de tuberías, ser elevada a un valor mayor al de la presión interna de diseño permitida por éste Código para un sistema nuevo de tuberías construido con los mismos materiales. Los incrementos de presión hasta alcanzar la nueva presión máxima permisible de estado estable deseada, se realizarán en forma g radual, por etapas, para dejar suficiente tiempo para efectuar observaciones periódicas del sistema de ductos o tuberías. (d) Los registros de tales investigaciones, trabajos realizados, y pruebas de presión ejecutadas, deben ser preservados durante todo el tiempo en que las instalaciones involucradas, involucradas, se mantengan en uso. 457 ABANDONO DE UN SISTEMA DE TUBERÍAS En el caso de que se tenga que abandonar un sistema de tuberías, se requiere que: (a) las instalaciones que se vayan a abandonar deben estar desconectadas de todas las fuentes del líquido que se tr ansporta, así como todas las demás otras líneas, estaciones de medición, líneas de control y otras instalaciones accesorias; (b) Las instalaciones a ser abandonadas deben ser purgadas del líquido y vapor que estaba siendo transportado, desplazándolos con un material inerte y deben después ser selladas en ambos extremos. 104 ASME B31.4—Edición de 1992 460—461.1.1 CAPÍTULO VIII CONTROL DE CORROSIÓN 460 ASPECTOS GENERALES (a) Este Capítulo prescribe los requisitos mínimos y





















requerimientos de control y procedimientos. La aplicación de algunas prácticas de control contra la corrosión requiere un grado significativo de criterio competente para que sea efectiva la mitigación de la corrosión. Las variaciones o desvío de las disposiciones indicadas en este Capítulo, se permiten en situaciones específicas, siempre y cuando la empresa operadora pueda demostrar que los objetivos expresados aquí han sido alcanzados. Para los sistemas que transportan dióxido de carbono, se debe reconocer que el agua puede combinarse con el dióxido de carbono para formar un compuesto que puede ser corrosivo bajo las condiciones de trabajo de la tubería. (c) Los requisitos para el control de corrosión y sus procedimientos, pueden en muchos casos requerir medidas adicionales a las señaladas en éste Código. Por consiguiente, cada empresa operadora debe establecer procedimientos para implementar los requerimientos del presente Capítulo. Los procedimientos, incluyendo incluyendo aquellos para diseño, instalación, y mantenimiento de sistemas de protección catódica, deben ser preparados y presentados por, o bajo la dirección de personas calificadas por capacitación o experiencia en métodos de control de corrosión. Las normas NACE RP-01-69 o NACE PP-06-75 brindan una guía acerca de los procedimientos para implementar los requerimientos que aquí se dan y para monitorear y mantener los sistemas de protección catódica. (d) El personal de corrosión debe contar con equipos y la instrumentación necesaria para cumplir con su trabajo. (e) El personal de encintado o revestido de líneas e inspectores, deben estar apropiadamente instruidos y deben contar con el equipo necesario para encintar o revestir e inspeccionar la línea y sus componentes. 461 CONTROL DE CORROSIÓN EXTERNA DE TUBERÍAS ENTERRADAS O SUMERGIDAS 461.1 Instalaciones Nuevas 461.1.1 Aspectos Generales (a) Debe proveerse control de corrosión externa de líneas nuevas enterradas o sumergidas, para cada componente del sistema excepto donde la empresa operadora pueda demostrar mediante pruebas, investigaciones, o experiencia en el área de aplicación, que no se tiene un ambiente corrosivo que sea perjudicial. Sin embargo, dentro del término de los 1 2 meses posteriores a la instalación, la empresa operadora debe inspeccionar eléctricamente eléctricamente la línea sumergida o enterrada. Si la inspección eléctrica indica que existen condiciones corrosivas, el sistema debe ser provisto de protección catódica.. Si no se instala una protección catódica, el sistema debe ser inspeccionado inspeccionado eléctricamente en intervalos que no sobrepasen los 5 años, y el sistema debe ser protegido catódicamente si las inspecciones eléctricas indican que existen condiciones corrosivas. (b) El control de corrosión externa de líneas o ductos de tuberías enterradas o 105 sumergidas y



















Revestimiento de Protección (a) Los revestimientos de protección que se unan en las líneas sumergidas o enterradas y sus componentes, deben tener las siguientes características: (1) mitigar la corrosión; (2) tener suficiente adherencia a la superficie metálica para resistir la migración de humedad; por debajo de la película; (3) ser suficientemente dúctil para resistir agrietamiento; (4) tener suficiente resistencia para soportar los daños debido a las tensiones de manejo y del suelo; (5) tener propiedades compatibles con cualquier protección catódica suplementaria. (b Las soldaduras deben ser inspeccionadas para verificar si es que hay irregularidades que puedan sobresalir a través del encintado, y tales t ales irregularidades deben ser eliminadas. (c) El revestimiento o encintado de protección del ducto debe ser inspeccionado visualmente y con un detector de fallas eléctrico “holiday”, justo justo antes de: bajar la tubería de línea a la zanja, aplicando

revestimiento de peso, si es que se usa este tipo, o sumergiendo la línea si no se usa revestimiento pesado. Cualquier falla de revestimiento (“holiday”) o c ualquier otro tipo de daño a las capas de revestimiento de protección que evitan un control efectivo contra la corrosión, deben ser reparadas y reinspeccionadas. (d) Los revestimientos de tipo aislante, si es que se usan, deben tener características de poca absorción de humedad y deben proporcionar una alta resistencia eléctrica. Los revestimientos de aislamiento, deben ser inspeccionados inspeccionados de acuerdo con prácticas establecidas en el momento de la aplicación y justo antes de bajar la línea a la zanja, y los defectos deben ser reparados e inspeccionados nuevamente. (e) La línea debe ser manejada y bajada a la zanja o sumergida de manera que ser eviten los daños después de la inspección eléctrica. Los revestimientos de las tuberías deben ser protegidos de daños que pueden ocasionarse al bajar la línea en un ambiente áspero o adverso, mediante el uso de escudos protectores contra rocas, almohadillas o acolchado en la zanja, o cualesquier otras medidas protectoras apropiadas. (f) Si una línea de tubería revestida es instalada por medio de perforación, empujado para atravesar el terreno, (“boring” o“driving”), u otro método similar, deben tomarse precauciones para minimizar

el daño a la capa de revestimiento de protección durante la instalación. Si se usa un encamisado (véase los párrafos 434.13.4 y 451.9), 45 1.9), la línea debe ser independientemente soportada por afuera en cada extremo de las camisas y debe ser aislada de las camisas a lo largo de cada sección, y los extremos de las camisas deben 106 ser sellados usando materiales durables, que no sean conductores de la electricidad. (g) Las operaciones de rellenado de zanjas deben ser inspeccionadas para asegurar la calidad, la compactación, y la colocación de materiales para



















se deben realizar estudios compartidos entre las partes interesadas, para conocer la unión de las juntas. (e) Las instalaciones instalaciones eléctricas deben deben realizarse de acuerdo con con el Código Eléctrico Eléctrico Nacional, (NEC), ANSI/NFPA ANSI/NFPA 70, API AP I RP 500C, y los códigos locales aplicables. 461.1.4 Aislamiento Eléctrico a) Los sistemas de tuberías revestidas que están enterrados o sumergidos, deben ser aislados eléctricamente en todas sus interconexiones con otros sistemas, excepto donde se hayan hecho arreglos para que haya una protección catódica mutua o donde las estructuras metálicas subterráneas estén eléctricamente interconectadas y catódicamente protegidas como una sola unidad integrada. (b) Debe instalarse un dispositivo aislador donde sea necesario proveer aislamiento eléctrico para una porción del sistema de tuberías, aislándolo de estaciones de bombeo, zonas de tanques de almacenamiento, o instalaciones similares. Se necesita el aislamiento para facilitar la aplicación de controles de corrosión. El dispositivo aislador no se debe instalado donde se anticipe que pueda formarse una atmósfera combustible, a menos que se tomen precauciones para prevenir la formación de un arco eléctrico que pueda producir una chispa. (c) Debe procurarse atender la prevención de daños a sistemas de tuberías causados por rayos o corrientes de falla cuando se instalan en las proximidades de las bases o fundaciones de torres de transmisión eléctrica, cables de puesta a tierra, etc. Véase NACE RP-01-77 para obtener una guía sobre problemas que pidiera existir con la interferencia de corriente alterna. Deben llevare a cabo estudios con la colaboración del operador de dicho sistema de transmisión eléctrica, para encarar los problemas comunes de corrosión y electrólisis. (d) Deben efectuarse pruebas eléctricas para detectar cualquier contacto involuntario con estructuras metálicas subterráneas, y si dichos contactos existen, cada caso debe ser corregido. (e) Cuando se realice el corte de una línea, se deberá instalar un conductor de vinculación de suficiente capacidad eléctrica uniendo los puntos de separación y mantenido dicho contacto durante el periodo de separación o desconexión. 461.1.5 Cables o Terminales de Prueba (a) Con excepción de los sitios donde no resulte práctico, como ser en sistemas de costa fuera o en áreas pantanosas, deben 107 instalarse suficientes cables terminales de prueba, en todas las líneas revestidas enterradas o sumergidas, para efectuar mediciones eléctricas que indiquen el funcionamiento funcionamiento de la protección catódica. (b) Los cables de prueba deben ser instalados como sigue. (1) Debe darse especial atención a la manera en que se haga de instalación de los cables de prueba usados para el control de corrosión, y los terminales colocados a la tubería, t ubería, de tal manera que se minimicen las tensiones y se pueda



















en estructuras metálicas existentes. (b) Se debe tomar en cuenta la posibilidad de que la corrosión externa sea inducida por corrientes eléctricas parásitas. Véase NACE RP-01-69 y NACE RP-01-77 para obtener una guía adicional. Estas corrientes parásitas se generan por fuentes remotas, e independientes de la tubería, y son más predominantes en áreas altamente industrializadas, regiones mineras, y otras zonas que contengan lechos de toma de tierra de corriente contínua de alto voltaje. Los sistemas de protección catódica de oleoductos de otras empresas, so n también una fuente La protección del sistema de tuberías contra la corrosión inducida por corrientes parásitas para sistemas de tuberías, deberá ser provista mediante uniones metálicas, aumento de la protección catódica, revestimiento de protección adicional, bridas de aislamiento, o ánodos galvánicos. 461.2 Sistemas de Ductos Existentes. La compañía operadora debe establecer los procedimientos para determinar la condición externa de la línea existente que esta enterrada o sumergida y debe tomar las acciones apropiadas para las condiciones que sean encontradas, incluyendo, aunque no limitándose a lo siguiente. (a) Examinar y estudiar los archivos de registros disponibles de inspecciones previas y efectuar inspecciones adicionales donde se tenga necesidad de mayor información. El tipo, ubicación, número, y frecuencia de tales inspecciones, deben ser determinados sobre la base de dichos factores como el conocimiento de las condiciones del sistema y del medio ambiente, y la seguridad de los empleados y el público en caso de fugas. Las medidas correctivas deben estar de acuerdo con el párrafo 464. (b) Instalar protección catódica en todas las líneas enterradas y sumergidas que estén revestidas con un material de revestimiento externo efectivo, excepto en estaciones de bombeo, áreas de tanques, y terminales. Todas las líneas de tubería enterradas o sumergidas en las estaciones de bombeo, áreas de tanques y terminales, deben ser inspeccionadas eléctricamente y debe instalárseles sistemas de protección catódica. (c) Las presiones de operación en sistemas de líneas de ductos desnudos (sin recubrimiento ni encintado), no deben 108 incrementarse hasta que los mismos sean inspeccionados inspeccionados eléctricamente y se tomen otras acciones apropiadas en relación con la condición de la tubería y los componentes. Los requerimientos del párrafo 456 también deben ser cumplidos en el caso de que las presiones se incrementen. 461.3 Monitoreo (a) Las instalaciones de protección catódica para líneas de ductos nuevos o existentes, deben ser mantenidas en buenas condiciones de servicio, y excepto donde no resulte práctico en sistemas costa fuera, deberán efectuarse mediciones eléctricas e inspecciones de las líneas enterradas o sumergidas que estén



















estudios de fugas; (2) la condición de la línea en el momento de la aplicación de la protección catódica y el método de aplicar la protección; (3) la corrosividad del ambiente; (4) la probabilidad de pérdida de la protección debido a actividades de construcción, reconstrucción, u otras causas en la zona; (5) el método de aplicación de la protección catódica y la vida útil de diseño de la instalación de protección catódica; (6) la seguridad del público y la de los empleados; (d) Los cables terminales de prueba requeridos para la protección catódica, deben ser mantenidos, de manera que las mediciones eléctricas puedan ser obtenidas para asegurar una adecuada protección. (e) Deben inspeccionarse los rectificadores de corriente para protección catódica u otras fuentes de electricidad, a intervalos que no sobrepasen los 2 meses. (f) Los dispositivos de protección conectados, incluyendo incluyendo los interruptores de corriente inversa, diodos, y uniones de interferencia, cuya falla pondría en duda la protección de la estructura, deben ser revisados a intervalos que no sobrepasen los 2 meses. Otras uniones de interferencia deben ser revisadas por lo menos una vez por año aunque a intervalos que no sobrepasen los 15 meses. (g) Los componentes desnudos de un sistema de ductos de tubería que no estén protegidos catódicamente, deben ser inspeccionados eléctricamente eléctricamente a intervalos que no excedan los 5 años. Los resultados de estas inspecciones y los registros de fuga de los componentes inspeccionados, deben ser analizados para determinar la ubicación de las áreas que presenten corrosión activa. Deberá proveerse protección catódica en tales áreas. Las inspecciones y análisis de los registros de fugas y reparaciones, deben ser repetidas a intervalos que no excedan los 5 años. (h) Los componentes de ductos de tubería que estén enterrados o sumergidos y que por alguna razón queden expuestos, deben ser examinados para buscar indicaciones de corrosión externa. Si es 109 que se descubre corrosión activa, picaduras (pitting) generalizadas en la superficie de los componentes, o una fuga causada por corrosión, se debe investigar con mayor profundidad para determinar la causa y la extensión de la corrosión, para determinar si es que la protección catódica debería ser instalada o incrementada para mitigar la corrosión o si es que la línea o la porción afectada debe ser tratada como se indica en los párrafos 464(b), (c), y (d). 462 CONTROL DE CORROSIÓN INTERNA. 462.1 Instalaciones Nuevas (a) La corrosión interna se reconoce en la operación de líneas de tubería para líquidos, y un producto que corroa las superficies internas de la línea y los componentes de un sistema de tuberías, no debe ser transportado t ransportado a menos que el efecto corrosivo del producto haya sido investigado y se hayan tomado las medidas adecuadas





















de calidad y el mínimo espesor de película seca especificado, especificado, establecido por la industria y se deben inspeccionar de acuerdo con las prácticas recomendadas por la industria. Los revestimientos internos deben incluir medidas para la protección de juntas en las tuberías unidas por soldadura u otros métodos que exponen el metal base en las juntas, así como el uso de un adecuado inhibidor de corrosión. (d) Para los propósitos del presente Código, el amoniaco liquido anhidro debe contener un mínimo de 0.2% de agua por peso, para inhibir el agrietamiento por tensiones de corrosión. Para agregar el agua ag ua debe usarse agua condensada de vapor, agua desionizada o agua destilada. 462.2 Sistemas de Tuberías Existentes. La empresa operadora debe establecer procedimientos procedimientos para determinar los efectos corrosivos del producto que se vaya a transportar, y la condición interna de los sistemas de tubería existentes, y tomar acción adecuada sobre las condiciones encontradas, incluyendo, aunque no limitándose a, lo siguiente. Examinar y estudiar los archivos de registros disponibles de inspecciones previas y efectuar e fectuar inspecciones adicionales donde sea necesario conseguir mayor información. Las medidas correctivas deben estar de acuerdo con el párrafo 464. 462.3 Monitoreo. (a) Si se utilizan el limpiado con rascatubos, chancheo, paso de esfera pesada, deshidratación, inhibidores, o revestimiento interno para controlar la corrosión interna en sistemas de tuberías nuevos o existentes, los cupones deben ser examinados o deben aplicarse otras técnicas de monitoreo a intervalos que no excedan los 6 meses, para determinar la efectividad de las medidas de protección o la extensión de cualquier corrosión. Se deben tomar medidas cuando 110 los exámenes indiquen que no existe protección adecuada contra la corrosión. (b) Siempre que una línea o componente de un sistema de tuberías pueda ser examinado internamente mediante inspección visual, o la línea o el componente sea



















revestidos ni pintados según permite el párrafo 463.l, deberán ser inspeccionados a intervalos que no sobrepasen los 3 años. Se deberán tomar medidas correctivas apropiadas de acuerdo con el párrafo 464, en los casos en que las inspecciones indiquen que no existe una protección adecuada. 464 MEDIDAS CORRECTIVAS (a) En los párrafos 451.6.2(a)(6) y 451.6.2(a)(7), se especifican los criterios acerca de los límites de la corrosión y la disposición de la tubería corroída . (b) En los sitios en que las inspecciones o el historial de fugas indiquen que está ocurriendo una corrosión activa del metal en cualquier porción de un sistema de tuberías, hasta el punto de que exista la posibilidad de que haya un riesgo de seguridad, dicha porción del sistema deberá ser tratada como se especifica en el párrafo 451.6.2(a)(6) o (7), y: (1) en el caso de que se tenga corrosión externa en líneas enterradas o sumergidas, se deberá proveer protección catódica, instalándola instalándola o aumentándola para mitigar la corrosión; (2) en el caso de que se tenga corrosión interna de la línea de tubería, deben tomarse las medidas indicadas en el 111 párrafo 462.1 o incrementarlas para mitigar la corrosión. (3) en el caso de que se tenga corrosión externa en tuberías expuestas a la atmósfera, se deben reparar las capas protectoras de revestimiento o pintura, o aplicar nuevas manos de las mismas para mitigar la corrosión externa. (c) La tubería que vaya a ser remplazada debido a la corrosión externa, debe ser remplazada con una tubería revestida si es que va a estar enterrada o sumergida, y con acero resistente a la corrosión o acero revestido o pintado si es que va a ser expuesto a la atmósfera. (d) Si es que se repara una porción del sistema de tuberías, o se la reacondiciona, o reemplaza, o si es que la presión operativa es reducida debido a la corrosión externa o interna, la necesidad de proteger dicha porción de la corrosión, debe ser considerada y deberán tomarse cualesquier medidas indicadas para controlar la corrosión.. 465 REGISTROS (a)



















Tamaño a Baja Presión API 650 6 50 Tanques de Acero Soldados para el Almacenamiento de Petróleo API 1102 Práctica Recomendada para Cruces de Ferrovías y Carreteras de Oleoductos de Petróleo Líquido API 1104 Estándares para la Soldadura de Oleoductos e Instalaciones Conexas API 1107 Prácticas Recomendadas para el Mantenimiento de Soldaduras de Oleoductos API 1109 Prácticas Recomendadas para el Marcado de Instalaciones de Oleoductos de Petróleo Líquido API 1110 Prácticas Recomendadas para efectuar Pruebas de Presión en Oleoductos de Petróleo Líquido API 1111 Prácticas Recomendadas para el Diseño, Construcción, Operación y Mantenimiento de Ductos Costa Fuera para Hidrocarburos API 2015 Limpieza de Tanque de Almacenamiento de Petróleo API 2200 Reparación de Oleoductos de Petróleo Crudo, Gas Licuado de Petróleo, y Productos Derivados ASME . . . Código para Calderos y Recipientes a Presión, Sección VIII, División 1, Recipientes a presión, Sección VIII, Sección 2, Reglas Alternativas para R ecipientes a Presión, y Sección IX, Calificación de Soldadura ASME B31G Manual para Determinar la Resistencia Remanente de Sistemas de Tuberías Corroídas: Un Suplemento al Código de Tuberías a Presión, B31 ASME B31.5 Tubería para Refrigeración AWS A3.0 Términos y Definiciones de Soldadura NACE . . . Estudio para Obtener Datos de Corrosión – Sección de Metales NACE MR-01-75 Materiales Metálicos Resistentes al Agrietamiento por Tensión de Sulfuros, para Equipo de Petrolero de Campo NACE RP-01-69 Prácticas Recomendadas – Control de la Corrosión Externa de Sistemas de Tubería Metálica Sumergida o 113 Enterrada NACE RP-01-77 Mitigación de Corriente Alterna y Efectos de los Rayos sobre Estructuras Metálicas y Sistemas de Control de Corrosión NACE RP-0675 Práctica Recomendada: Control de Corrosión en Oleoductos de Acero Costa Fuera NFPA 30 Código Para Líquidos Inflamables y Combustibles NFPA 70 Código Eléctrico Nacional (Estados



















guía a los usuarios del Código para que presenten preguntas técnicas al Comité. Las preguntas técnicas, incluyen solicitudes solicitudes de revisiones y adiciones a las reglas del Código, solicitudes de aperturas de Casos de Código, y pedidos para interpretaciones del Código. Los Casos de Código pueden ser emitidos por el Comité cuando la necesidad sea urgente. Los Casos de Código aclaran la intención de los requerimientos del Código existentes o proporcionan requerimientos alternativos. Los Casos de Código son escritos como una pregunta y una respuesta y normalmente se analiza su futura incorporación al Código. Las L as interpretaciones del Código proporcionan el significado o las intenciones de las reglas existentes en el Código y también son presentadas como una pregunta y una respuesta. Tanto los Casos de Código como las interpretaciones del Código, son publicados por el Comité. Las reglas del Código, Casos del Código, e interpretaciones del Código establecidos por el Comité no deben ser consideradas como aprobaciones, recomendaciones, recomendaciones, certificaciones, o endosos de cualquier diseño específico en particular, o como una limitación de algún tipo de la libertad de los fabricantes o los constructores para que ellos escojan cualquier método de diseño o cualquier tipo de construcción que se halle en conformidad con el presente Código. Como una alternativa a los requerimientos de éste Apéndice, los miembros del Comité y sus Comités de Sección pueden pueden presentar las solicitudes de revisión del Código o adiciones al mismo, Casos de Código, e interpretaciones del Código, en sus reuniones de Comité o pueden enviar tales demandas a la secretaria de un Comité de Sección. Las solicitudes que no cumplan con las disposiciones del presente Apéndice o que no proporcionen suficiente información para un entendimiento pleno por parte del Comité, podrán ocasionar que dichas solicitudes de consulta sean devueltas sin haber tomado acción alguna. B-2 FORMATO DE



















revisión(es) o adición(es) y párrafos del Código que se refieran a los párrafos que vayan a ser revisados o añadidos. B-4 CASOS DE CÓDIGO Las solicitudes de Casos de Código deben proporcionar una declaración de necesidad e información de respaldo similar a la definida en B3(b) y B-3(c), respectivamente, para revisiones o adiciones del Código. Los Casos de Código propuestos deberán identificar la Sección del Código y deberán estar escritos como una pregunta y una respuesta en el mismo formato que tienen los Casos de Códigos existentes. B-5 INTERPRETACIONES INTERPRETACIONES DEL CÓDIGO Las L as solicitudes de interpretaciones del código, deben proveer lo siguiente: (a) Consulta. Proporcione una pregunta pr egunta condensada y precisa, omitiendo información superflua, y si es posible formule la pregunte para que pueda tener una respuesta de “si” o “no”

posiblemente con breves aclaraciones. La pregunta debe ser correcta, tanto t anto técnicamente como editorialmente. (b) Respuesta. Proporcione una respuesta o contestación concisa y breve que claramente responda a la pregunta. Preferentemente Preferentemente la respuesta debe ser “sí “ o “ no”, con

posibles aclaraciones breves. (c) Información de Respaldo. Provea cualquier información de respaldo que pueda ayudar al Comité a entender mejor la consulta propuesta y la respuesta r espuesta a la misma. B.6 PRESENTACIÓN Y RESPUESTA Las presentaciones enviadas y las respuestas de parte del Comité, deben cumplir con lo siguiente: (a) Presentaciones. Las solicitudes por parte de usuarios del Código deben ser preferentemente enviadas en formato escrito (a máquina o en computadora); sin embargo, también se tomarán en cuenta documentos escritos a mano que sean legibles. Estos deben incluir el nombre, dirección, número de teléfono, y número de fax de la persona interesada y deben ser enviados a la siguiente dirección: Secretary ASME B31 Committee 345 EAST 47th Street New York, NY 10017, U.S.A. (b) Respuesta. La Secretaria de la Sección

CÓDIGO ASME PARA TUBERÍAS A PRESIÓN

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