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Manual para determinar el esfuerzo remanente de líneas corroídas

Un Suplemento del Código ASME B 31 para tuberías a Presión.

ASME B 31 G - 1991 (REVISION DE ANSI / ASME B 31 G -1984)

La edición 1991 de este manual fue revisada con los comentarios del público o las necesidades del comité para la nueva edición, o podrá ser revisada y reafirmada en 5 años a partir de la fecha de aprobación de esta edición. No se agrega ninguna interpretación en la edición actual. Este código o norma se desarrollo bajo procedimientos acreditados como se encuentra en los criterios de las Normas Nacionales americanas. El consenso del Comité aprobó el código o la norma evaluado para asegurar que los individuos competentes o de intereses comunes tuvieran oportunidad de participar. El código propuesto o norma estuvo disponible para la revisión al público y comentario los cuales estipularan una oportunidad para una entrada pública adicional de la industria, academia, organismos de control, y el público en general. ASME no aprueba, en parte o total cualquier elemento, construcción, dispositivo del propietario o actividad. ASME no toma posición alguna con respecto a la validez de los derechos de patente con respecto a cualquier artículo mencionado en este documento y no es responsable por la utilización de esta norma contra la infracción literal, ni asume alguna obligación. Los usuarios de un código o norma son expresamente advertido que la determinación de la validez de cualquier derecho de patente, y el riesgo de infringir tales derechos, es responsabilidad del propietario. La participación de las agencias federales o personas relacionadas con la industria no será interpretada como ley o respaldo de la industria de este código o norma. ASME acepta la responsabilidad sólo por estas interpretaciones emitidas de acuerdo con los procedimientos de ASME y sus políticas.

PRÓLOGO (Este Prólogo no es una parte de ASME B31G-1991.)

Las compañías reconocen que algunas secciones de las líneas de alta presión, particularmente aquéllas que se instalaron hace varios años, han experimentado corrosión. Donde se encuentra la corrosión, los operadores de las líneas han estado profundamente interesados sobre la necesidad de un método para determinar la resistencia remanente de estas áreas corroídas. ¿Si la corrosión no penetra la pared del tubo, qué es la capacidad del material remanente de la pared del tubo para contener la presión, en términos de esta habilidad para continuar operando con seguridad en la presión máxima de operación (MAOP) del sistema de tuberías? Así, una de las necesidades de la industria de líneas ha sido contar con un procedimiento que ayude a los operadores, particularmente al personal de campo, sobre la toma de decisiones en líneas existentes, a cerca de sí las áreas corroídas pueden dejar fuera de servicio o si es necesario una reparación o reemplazo. Tales decisiones deben ser basadas en la investigación y pruebas para proporcionar seguridad y conservar las líneas sobre las cuales se basen las decisiones de campo. El Manual proporciona los procedimientos para ayudar en esta determinación. Las Partes 2, 3 y 4 son basado en los Apéndices G-6, G-7 y G-8 de la Guía de ASME para los sistemas de ductos para la transmisión y Distribución de Gas, edición 1983. Ellas están incluidas en este Manual para el uso por operadores de campo para determinar la resistencia remanente de las áreas corroída de la línea. La tecnología esta basada sobre investigación hecha en el laboratorio Columbus del el Instituto Conmemorativo Battelle; específicamente, el informe de Investigación para la resistencia remanente de áreas corroídas en líneas de conducción, 10 de julio de 1971. Una revisión a la edición 1984 del Manual fue realizada en 1989. La revisión incluye un número aclaraciones y correcciones. El programa de ordenador presentado en el Apéndice B y empleado para generar una tabla impresa de longitudes máximas de corrosión aceptables para un diámetro de tubería, y más diez espesores de pared de ese diámetro, fueron agregados y actualizados. Este Manual fue aprobado por ASME y como consecuentemente por el Instituto de las Normas Nacionales americanas el 20 de mayo de 1991.

PARTE 1 INTRODUCCIÓN

1.1 ALCANCE

El alcance de este Manual incluye todos las líneas dentro del alcance de los códigos del líneas que forman parte del Código ASME B31 para tuberías de Presión, ejemplo, ASME B31.4, sistemas de transporte de líquidos para los hidrocarburos, gas de petróleo líquido (LP), amoníaco anhidro y alcoholes; ASME B31.8, sistemas de tuberías de transmisión y distribución de gas; y ASME B31.11, sistemas de tuberías de Transporte de mezclas líquidas. Las partes 2, 3 y 4 son basados en material incluido en la Guía de ASME para los sistemas Transmisión y Distribución de gas, edición 1983. Este Manual no es aplicable a construcciones nueva cubierta bajo las Secciones del Código B31. Es decir, no debe entenderse que este manual se use para establecer los estándares de aceptación para tuberías o ductos que puedan tener corrosión antes o durante la fabricación y/o instalación. El propósito de este Manual solo es de proveer la información que guíe al diseñador / el dueño / operador. Así, el uso específico de este Manual es responsabilidad del diseñador / el dueño / operador.

1.2 LIMITACIONES

a) Este Manual se limita a corrosión sobre tubería soldable de aceros categorizados como aceros al carbono o aceros de alto esfuerzo de baja aleación. Típico de estos materiales son aquéllos descritos en ASTM A 53, A 106 y A 381 son y API 5L. (El API 5L actual incluye todos los grados formalmente establecidos en API 5LX y 5LS). b) Este Manual sólo aplica a los defectos en el cuerpo de la línea que tienen contornos relativamente suaves y causen baja concentración de esfuerzos (por ejemplo, corrosión electrolítica o galvánica, pérdida de espesor de la pared debido a erosión). c) Este procedimiento no debe usarse para evaluar esfuerzos remanentes de soldaduras de campo o longitudinales o zonas afectadas por el calor relacionadas, defectos causados por daño del mecánico, como hendiduras y ranuras, y los defectos inducidos durante la construcción de la placa o la línea, tales como costuras, traslapes, extremos rolados, escamas o de laminaciones. d) El criterio para el remanente de tuberías corroídas en servicio presentado en este Manual sólo es basado en la capacidad de la tubería para mantener la integridad estructural bajo presión interna. No debe ser el solo criterio cuando la tubería esta sujeta a esfuerzos secundarios (ejemplo, extremos curvos), particularmente si la corrosión tiene un componente transverso significante. e) Este procedimiento no predice fugas o fallas por ruptura.

1.3 DESARROLLO INICIAL

A fines de 1960s, la mayor compañía de tuberías de transmisión de gas en conjunto con el instituto Conmemorativo Battelle en Colombus, Ohio, empezaron un esfuerzo de investigación para examinar el comportamiento de iniciación de

fractura de varios tipos de defectos de corrosión en tubería de línea. Esto incluyó la determinación de la relación entre el tamaño de un defecto y el nivel de presión interna que haría que el defecto fugara o rompiera. Las pruebas por la compañía de líneas de gas y Battelle demostraron que había una posibilidad de desarrollar metodologías y procedimientos para analizar grados variantes de corrosión de líneas existentes. A partir de esto, un operador podría hacer una determinación válida acerca de si los conductos pudieran permanecer en servicio con seguridad o podrían repararse o reemplazarse. Como el conocimiento de este programa de investigación creció, otras compañías de la transmisión empezaron a expresar considerable interés. A principios de los 1970s, el comité de investigación de la Asociación Americana de Gas (AGA) asumió la responsabilidad para esta actividad y empezó a desarrollar los métodos para predecir el esfuerzo por presión de las tuberías de línea conteniendo varios tamaños de defectos por corrosión. El objetivo sobre todo de estos experimentos era examinar el comportamiento de iniciación de fractura de varios tamaños de defectos de corrosión para determinar la relación entre el tamaño de un defecto y el nivel de presión interna que causaría una fuga o ruptura. 1.4 METODOLOGÍA Y PROCEDIMIENTOS DE INVESTIGACIÓN El procedimiento contenido en este Manual esta basado en la presión actual de la tubería corroída efectiva para fallo en una serie extensa de pruebas a escala real. Desde que estuvieron disponibles tuberías que tuvieron que ser removidas de servicio y que sufrieron daños por corrosión, parecía más lógico probar éstos en tamaño real, especimenes de campo reales, u otros en su lugar de tamaños mayores, pruebas a escala, en lugar de basar estas en puramente ensayos de laboratorio que usan los defectos maquinados. Varios centenares de pruebas de tubería a escala fueron dirigidas, de todo tipo de defectos para establecer el comportamiento general del defecto. Se desarrollaron varias expresiones matemáticas para calcular el esfuerzo de la presión tuberías corroídas en base a estas pruebas extensas. Estas expresiones matemáticas, aunque semi-empíricas, se fundaron en los principios bien establecidos de mecánica de fractura. El principio básico de la mecánica de fractura es que la resistencia del material al fracturar es inestable en la presencia de un defecto y esta relacionado con el tamaño del defecto y una propiedad del metal inherente llamado dureza. El material más duro, el defecto más grande que se puede tolerar antes de que la falla pueda ocurrir. Además, el defecto más grande, la presión menor a la cual una fuga o la ruptura ocurrirá. Estas dos características pueden parecer obvias, pero forman la base de la mecánica de fractura para determinar el esfuerzo real de la tubería que contiene los defectos. Durante 1970 y 1971, 47 pruebas de presión se realizaron sobre varios tamaños de tuberías para evaluar la efectividad de las expresiones matemáticas determinando el esfuerzo de áreas corroídas. El diámetro de la tubería examinado fue en el rango de 16 pulg. hasta 30 pulg. y el rango de los espesores pared varió de 0.312 pulg. a 0.375 pulg. Los materiales de tubería fue en una rango de esfuerzo a la cedencia de 25,000 psi para API 5L grado A-25 a aproximadamente 52,000 psi para 5LX Calidad X-52. Las expresiones matemáticas desarrolladas de los anteriores experimentos tuvieron que ser modificadas más tarde basado en los resultados de las últimas pruebas y ahora han provisto estimaciones más confiables en la determinación de los esfuerzos de fallas para defectos de corrosión sobre el rango de materiales cubierto en este estudio. Los experimentos en tubería corroída indican que los aceros de tubería de línea tienen la dureza adecuada y que la dureza no es un factor significante. La falla

de defectos de corrosión obtusos es determinado por su tamaño y el flujo de esfuerzo (concentración de esfuerzos) o esfuerzo a la cedencia del material. - Figure 1-1 muestra la relación entre el tamaño de la falla y el criterio para la aceptación de picaduras de corrosión en tubería de línea. El criterio es que resistirán una presión igual a un nivel de esfuerzo del 100% del esfuerzo a la cedencia mínimo especificado (SMYS). La Figura es basada en un perfil parabólico seguro de las regiones corroídas y presenta la profundidad de corrosión máxima, dividido por el espesor de la pared de la tubería, trazado contra la longitud de corrosión, dividido por la raíz cuadrada del radio las veces del radio de la tubería y el espesor de la pared. Cada uno de los puntos de datos trazados representa un experimento de tubería de tamaño real en tuberías corroídas y el número al lado del punto de los datos representa el esfuerzo a la presión de falla expresada como por ciento de SMYS. Hay sólo 3 puntos de datos (experimentos) que fallaron a niveles de presión debajo de 100% de SMYS, indicando la falta de severidad de defectos de defectos de corrosión en general (observe que los tres serían rechazados por este criterio). La línea sólida mostrada en la Figura es la línea que identifica las presiones de falla de menos de 100% de SMYS. Hay varios puntos de datos que están debajo de esta línea, pero todos ellos representan fallas sobre 100% de SMYS. El hecho que éstos están sobre 100% de SMYS simplemente indica que el criterio es muy conservador.

La región aceptable en el trazo es la región sombreada debajo y a la izquierda de la línea sólida. Las tablas en la parte 3 están basadas sobre las profundidades de corrosión y longitudes determinadas por esta línea sólida. Picaduras de corrosión que tienen profundidades y longitudes de falla sobre la curva no son aceptables, de acuerdo con el criterio presentado aquí, y la presión de operación o tiene que ser reducida o la corrosión removida o reparada. 1.5 CÓMO USAR EL MANUAL Parte 2, Determinación de la longitud máxima permitida de Corrosión, por las cuatro ecuaciones establecidas adelante para determinar la severidad de las áreas corroídas. Estas dicen al operador cómo medir la dimensión longitudinal y la profundidad máxima de las áreas corroídas. Uno puede usar entonces la ecuación (2) de la Parte 2 para determinar si el área corroída es seria. Sin embargo, está reconocido que más operadores de campo preferirán un método más simple de evaluar una área corroída. Por consiguiente, la parte 3, Tablas para Límites de Corrosión, evalúa Ecuación (2) y coloca los resultados en forma tabular. Esto le permite al operador de campo tomar las decisiones simplemente yendo a una tabla después de medir la magnitud longitudinal y la profundidad máxima del área corroída y haciendo una selección. Localice la tabla apropiada para el diámetro exterior (O.D.) de la tubería y el espesor de pared. Busque en la columna izquierda y encuentre la profundidad de corrosión que es igual al siguiente número más grande que la profundidad máxima medida del área corroída. Lea el cruce con la columna encabezada por el espesor de la pared o el siguiente número más bajo que el espesor de la pared nominal de la tubería para determinar la máxima magnitud longitudinal permitida del área corroída para la profundidad de corrosión. Si la extensión longitudinal medida del área corroída es igual a o menor de la magnitud máxima longitudinal permitida del área corroída determinada de la tabla, el esfuerzo de la tubería es apropiado para la MAOP actual y es capaz de contener una presión de prueba que producirá un esfuerzo de 100% del SMYS del material de la tubería. 1.

Como es usado en este manual, el término MAOP representará el estado seguro de presión de operación máxima para tuberías dentro del alcance de ASME B31.4 y ASME B31.11 y la máxima presión de operación permitida para tuberías dentro del alcance de ASME B31.8.

Máxima profundidad de corrosión/ espesor de pared, d/t

Los números adyacente a los puntos de los datos expresan la presión de falla en términos de % de SMYS

Longitud de corrosión/(radio de la tubería x el espesor de pared)1/2

Figura 1-1. Criterio parabólico para la clasificación de defectos de corrosión de acuerdo a la predicción de fallas por esfuerzo Las tablas producen resultados que pueden ser más conservadores que la ecuación (2) de la Parte 2. Las tablas podrían mostrar que el área corroída es impropia para el MAOP actual, pero la ecuación (2) puede mostrar que no lo es. Por consiguiente, es posible que la región corroída sea rechazada por las tablas, pero encontrarla aceptada usando la ecuación (2). Si las tablas y la ecuación (2) ambas muestran que la región corroída puede ser no apropiada, todavía puede ser posible establecer la conveniencia por uno de los métodos mencionado en el párrafo 1.7. Otra alternativa sería bajar la MAOP de la línea, si las condiciones del operador lo permiten. La parte 4 pueden usarse para determinar una MAOP más baja que tiene el mismo factor de seguridad proporcionado a través de las Partes 2 y 3. Sin tener en cuenta que alternativa es escogida, en todos los casos dónde la región corroída sea dejar en servicio la línea, las medidas deben tomarse para detener la corrosión extensa. Tales medidas deben incluir el recubrimiento de la región corroída y, se indicará, si se requiere aumentar el nivel de la protección catódica. Figure 1-2, Procedimiento para Análisis del esfuerzo de tubería Corroída, muestra los pasos necesario para proceder a través de la evaluación de un área corroída en una línea para determinar si algún efecto correctivo es necesario. Los pasos mostrados en las bloques con línea punteada son medios válidos de determinar una presión de operación segura (o MAOP), pero los procedimientos para dirigir estos pasos o los niveles de aceptación no están en este Manual.

1.6 EL SIGNIFICADO DE ACEPTACIÓN

a) Cualquier región corroída indicada como aceptable por el criterio de este Manual para el servicio establecido en la MAOP es capaz de resistir una presión de prueba hidrostática que producirá un esfuerzo del 100% del SMYS de la tubería.

b) Cualquier región corroída indicada como aceptable para el servicio a un MAOP reducida es capaz de resistir una prueba de presión hidrostática a una proporción sobre la MAOP igual a la proporción de un 100% SMYS probada a 72% de la SMYS de operación (1.39:1). Si una proporción más grande se desea, la MAOP reducida puede ajustarse de acuerdo con la necesidad.

1.7 OTROS MEDIOS DE DETERMINAR LA PRESIÓN DE OPERACIÓN SEGURA DE LA LÍNEA

a) El operador puede hacer un análisis más riguroso del área corroída para determinar el esfuerzo remanente realizando un análisis de mecánica de fractura basado en los principios establecidos y las prácticas que usando el perfil efectivo de la región corroída. b) El operador puede reestablecer la MAOP por una prueba de la presión hidrostática completa que produce un esfuerzo mínimo de 100% de SMYS o establecer uno más bajo que la MAOP basado en la presión de una prueba exitosa dirigida a una presión menor. c) Los procedimientos y criterios de aceptación para dirigir estas alternativas de pruebas de aceptación, cualquier análisis de mecánicas de fractura o pruebas hidrostáticas, no están incluido en este Manual.

1.8 PROGRAMAS DE ORDENADOR

El apéndice A es un programa de ordenador en BÁSIC, CRVL.BAS, desarrollado por Sr. Richard L. Seifert y es basado en las ecuaciones en las Partes 2 y 4. Puede usarse para facilitar el procedimiento del avaluación. Se muestran varios ejemplos de la salida del programa.

Profundidad máxima medida (d) del área corroída y se compara con el espesor de pared nominal (t)

Mayor que 80%

10% o menor

Entre 10 y 80% La longitud medida del área corroída (Lm) se compara con la longitud máxima permisible (L) de la tabla apropiada de la Parte 3 o de las formulas siguientes:

Si la longitud medida es mayor que la longitud permisible Lm > L

Parte 4 compare MAOP con la presión máxima P’ calculada por la ecuación

Si

es menor a 4

Si la longitud medida es menor que la longitud permisible Lm < L

MAOP la misma o menor

, Si A es mayor de 4

Opción para desarrollar un análisis de mecánica de fractura más riguroso

MAOP mayor

Pasa

Falla Reparar o reemplazar

Elegir

Prueba de presión

Reducir MAOP Parte 4

Confirmar o reducir MOP basado sobre prueba

Figura 1-2. Procedimiento para el análisis de esfuerzos de áreas corroídas.

Detener la corrosión y volver al servicio

El apéndice B es un programa de ordenador BÁSIC, CRLGTHU.BAS por Sr. Seifert, el cual es una actualización de CRLGTH.BAS, el cual se encuentra incluído en la primera impresión de este Manual. CRLGTH.BAS fue usado para producir algunas de las tablas en la parte 3. Requirió que el programa BÁSIC se modificara ligeramente cada vez que fue usado. El nuevo programa CRLGTHU.BAS no requiere modificación. Producirá una tabla impresa de longitudes de corrosión aceptables máximas para un diámetro de tubería dado y diez espesores de pared de ese diámetro. Un ejemplo de una tabla impresa por este programa esta incluida al final del Apéndice B. Ambos CRVL.BAS y CRLGTHU.BAS fueron escrito en BASIC para una combinación de computadora / impresora específica y pueden ser utilizados por la mayoría de los microprocesadores. Sin embargo, modificaciones menores pueden ser necesarias para el uso en otro equipo o para otros propósitos. Estos programas de ordenador están reproducidos aquí solamente para la conveniencia del usuario del Manual, y ASME y los autores no hacen ninguna declaración acerca de su exactitud o efectividad.

PARTE 2 DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD MÁXIMA PERMITIDA DE CORROSIÓN La profundidad de una picadura de corrosión puede expresarse como un porcentaje del espesor de la pared nominal de la tubería por: % de prof. De picadura = l00 d / t

(1)

donde

d = profundidad máxima medida del área corroída, en pulgadas, como se muestra en la Fig. 2-1 t = espesor de pared nominal de la tubería, en pulgadas. El espesor de pared adicional requerido por cargas externas coexistentes no deben ser incluidas en el cálculo. Un área corroída próxima que tiene una profundidad máxima de más de 10% pero menor del 80% del espesor de pared nominal de la tubería no debe extenderse en longitud del eje longitudinal de la tubería para una distancia mayor que la calculada por: _ L = 1.12B √Dt (2) (L también puede determinarse de tabla 3-1 a través de 3-12 en la parte 3.) Donde L = máxima magnitud longitudinal permitida del área corroída, en., colineal con LM en la figura 2-1. D = diámetro exterior nominal de la tubería, en pulgadas. B = un valor que puede determinarse de la curva en la Figura 2-2 o de: 2

_

B = √((d/t)/(1.1d/t – 0.15) – 1) sólo que B no puede exceder el valor de 4. Si la profundidad de corrosión está entre 10% y el 17.5%, use B = 4.0 en la ecuación (2). PROPIEDAD INTELECTUAL la sociedad americana de os mecánicos

Autorizado por información que se

Longitud medida del área corroída

Máxima profundidad medida de corrosión

up

Figura 2-1. Parámetros usados de la corrosión en el análisis. a de servicios

Figura 2-2 Curva para determinar el valor de B

PARTE 3 TABLAS PARA LÍMITES DE CORROSIÓN Las tablas en esta Parte están calculadas de las ecuaciones en la parte 2. Ellas proveen una referencia rápida de longitudes de corrosión máximas para una variedad de diámetros de tubería, espesores de pared y profundidades de picadura. Estas tablas pueden ser usadas para determinar la máxima la magnitud longitudinal permitida de un área próxima de corrosión como se da en la parte 2. (a) El área corroída debe estar limpia a metal descubierto. Debe tomarse cuidado cuando se estén limpiando áreas corroídas de una línea presurizada. (b) Medir la profundidad máxima del área corroída d y la magnitud longitudinal del área corroída como se muestra en la Fig. 2-1. (c) Determine el tamaño (NPS) de la tubería y el espesor de pared nominal. (d) Volver a la página en la tabla que corresponde al tamaño (NPS) de la tubería. (e) Localicé el renglón que muestra la profundidad igual a la profundidad máxima medida del área corroída. Si el valor medido exacto no esta en la lista, selecciona el renglón de PRÓXIMA PROFUNDIDAD MAYOR. f) Busque la intersección con la columna que muestra el espesor de la pared de la tubería. Si el espesor de pared nominal no esta en lista, use la columna para el ESPESOR DE PARED PRÓXIMO MENOR. El valor de L encontrado en la intersección de la columna de espesor de pared y el renglón de profundidad es la máxima magnitud longitudinal permitida de tal área corroída. (g) Las tablas en la parte 3 producen resultados los cuales pueden ser más conservadores que aquéllos obtenidos de las ecuaciones de la parte 2. Por consiguiente, las tablas podrían mostrar que un área corroída dada es inaceptable para la MAOP actual, pero el uso de las ecuaciones en la parte 2 pueden mostrar que es aceptable.

TABLA 3.1. Valores de L para tubería de tamaño ≥ NPS 2 y < 6

TABLA 3-2 Valores de L para tubería de tamaño ≥ NPS 6 y < NPS 10

Prof. d, en pulg.

Espesor de pared t, en pulgadas

TABLA 3-3. Valores de L para tubería de tamaño ≥ NPS 10 y < NPS 16 Prof. d, en pulg.


TABLA 3-4. Valores de L para tubería de tamaño ≥ NPS 16 y < NPS 20 Prof. d, en pulg.


TABLA 3-5. Valores de L para tubería de tamaño ≥ NPS 20 y < NPS 24





TABLA 3-9. Valores de L para tubería de tamaño ≥ NPS 42 y < NPS 48 (Continua)

TABLA 3-9. Valores de L para tubería de tamaño ≥ NPS 42 y < NPS 48 (Continua)


TABLA 3-10. Valores de L para tubería de tamaño ≥ NPS 48 y < NPS 52 (continua)











PARTE 4 EL AVALUACION DE LA MAOP EN ÁREAS CORROÍDAS

4.1 CALCULO DE A

Si la profundidad máxima medida del área corroída es mayor que 10% del espesor de la pared nominal pero menor del 80% del espesor de pared nominal y la magnitud longitudinal medida del área corroída es mayor que el valor determinado por la ecuación (2) de la Parte 2, calcule _ A = 0.893 ( Lm/√(Dt) ) donde Lm = longitudinal medida del área corroída, en pulgadas. D = diámetro exterior nominal de la tubería, en pulgadas. t = espesor de pared nominal de la tubería, en pulgadas. El espesor de la pared adicional requerido por cargas externas coexistentes no deben ser incluidas en los cálculos.

4.2 CALCULO DE P' (a) Para Valores de A menores o iguales a 4.0. A y d/t determinan un único punto sobre Fig. 4-1 que corresponden a un nivel de presión aceptable P’. P’ es obtenido por interpolación entre las curvas P, 0.95P, 0.90P, 0.85P, 0.80P, 0.75P, 0.70P, 0.65P, 0.60P. d = profundidad máxima medida de área corroída, en pulgadas. P = la presión máxima segura para el área corroída. Las curvas para varios valores de P están dados en la Fig. 4-1 por

_ P’ = 1.1P((1 – (2/3) (d/t))/(1 – (2/3) ( d/(t√(A2 + 1) )) sólo que P’ no puede exceder P. P = la presión mayor o la MAOP establecida o P = 2StFT/D Donde S = esfuerzo a la cadencia mínimo especificado (SMYS), en psi PROPIEDAD INTELECTUAL la sociedad americana de ingenieros mecánicos Autorizado por información que se ocupa de servicios

Excepto que P’ no puede exceder P

FIGURA 4-1 CURVA PARA OBTENER P’ COMO FUNCION DE d/t PARA VALORES DE A MENORES O IGUALES A 4.0

FIGURA 4-2. P’ COMO UNA FUNCION DE d/t PARA VALORES DE A MAYORES QUE 4.0

F = factor del diseño apropiado de ASME B31.4, ASME B31.8 o ASME31.11 T = factor de corrección por temperatura del Código de B31apropiado (si no esta en las listas, T=1) D = diámetro exterior nominal de la tubería, en pulgadas. t = espesor de pared nominal de la tubería, en pulgadas. El Espesor de la pared adicional requerido para cargas externas coexistentes no será incluido en los cálculos. (b) Para Valores de A Mayores que 4.0 P´ = la presión máxima segura para el área corroída. Las curvas para los varios valores de P´ se dan en la Figura. 4-2 por P´ = 1.1P [1 – d/t]

Sólo que P´ no puede exceder P. 4.3 MAOP Y P´

Si la MAOP establecida es igual o menor de P´, la región corroída puede usarse para el servicio a esa MAOP. Si es mayor que P´, entonces la MAOP será establecida más debajo de modo que a no exceda P', o la región corroída debe ser reparada o reemplazada. PROPIEDAD INTELECTUAL la sociedad americana de ingenieros mecánicos Autorizado por información que se ocupa de servicios

APÉNDICE A Programa de ordenador BÁSIC, CRVL.BAS, para determinar la longitud permitida L (parte 2) o la máxima presión de operación alternativa permitida (parte 4) Introduzca el programa y entradas como esta indicado. Los ejemplos deben usarse para verificar la entrada correcta del programa. PROPIEDAD INTELECTUAL la sociedad americana de ingenieros mecánicos Autorizado por información q

u

e se ocupa de servicios

APÉNDICE B Programa de ordenador BÁSIC, CRLGTHU.BAS, usado en la generación de tablas como aquéllas que están en impresas en la parte 3 Siguiendo este programa de ordenador BÁSIC CRLGTHU.BAS cuyo precursor, CRLGTH.BAS, fue usado para generar algunas de las tablas en la parte 3 con el mismo equipo informático que se usa en el Apéndice A. Esta versión actualizada, CRLGTHU.BAS, no exige modificar el programa BÁSIC con cada uso como la versión anterior, CRLGTH.BAS fue empleado en las impresiones anteriores de este manual. Teclee el programa BASIC el cual se lista en las siguientes paginas en la computadora y verifica su operación ejecutándolo y escribiendo los datos siguientes como se indica: diámetro de la tubería = 20; la profundidad de picadura = .03; los espesores de pared como sigue: .406, .438, .469, .5, .562, .625, .688, .750, .812 y .875, La impresión debe duplicar el ejemplo que está impreso al final de este Apéndice. (Los comandos de impresión en este programa son para las series Epson FX y las impresoras compatibles, y podría producir formatos extraños en otras impresoras.)

CODIGO ASME PARA TUBERIA A PRESIÓN, B31 Tuberías de Potencia.................................................................... Plantas químicas y tubería de refinerías de petróleo..................... Sistemas de transporte para hidrocarburos líquidos. Gas de petróleo líquido. Amoníaco anhidro y Alcoholes ..................................................................................... Tuberías de refrigeración................................................................ Sistemas de transmisión y distribución de gas............................... Construcción de tubería de servicio................................................ Sistemas de tubería de transporte de desechos.............................

B31.1-1989 B31. 3.1990

B31. 4.1989 B31. 5.1987 B31.8 .1989 B31. 9.1988 B31.11-1989

Manual para la determinación de esfuerzos remanentes de tuberías corroídas: Un suplemento del código ASME B31 para tubería de presión….... B31G-1991

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