API 574 PRÁCTICAS DE INSPECCIÓN DE LOS COMPONENTES DEL SISTEMA DE TUBERÍAS
1. Ámbito de aplicación •
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Esta práctica recomendada cubre las prácticas de inspección para tuberías, tubos, válvulas (excepto las válvulas de control), y los accesorios utilizados en las refinerías de petróleo y plantas químicas. Aunque esta publicación no se destina específicamente a cubrir artículos de la especialidad, muchos de los métodos de control descritos en el esta práctica recomendada son aplicables a los artículos de especialidad, tales como: válvulas de control, medidores de nivel, las columnas de instrumento de control, etc.
1. Ámbito de aplicación •
•
Esta práctica recomendada cubre las prácticas de inspección para tuberías, tubos, válvulas (excepto las válvulas de control), y los accesorios utilizados en las refinerías de petróleo y plantas químicas. Aunque esta publicación no se destina específicamente a cubrir artículos de la especialidad, muchos de los métodos de control descritos en el esta práctica recomendada son aplicables a los artículos de especialidad, tales como: válvulas de control, medidores de nivel, las columnas de instrumento de control, etc.
2. Referencias. 3. Definiciones.
4. Componentes de tubería. 4.1 Tubería 4.1.1 General •
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Las tuberías puede ser de hechas de cualquier material que pueden ser laminados y soldados, de fundición, o dibujado a través de matrices para formar una sección tubular. Los dos tipo de acero al carbono son los materiales mas comunes que se utiliza para tuberías en la industria petroquímica son ASTM A53 y A106. Las tuberías de un diámetro nominal superior a 16 pulgadas (406 mm) generalmente se realiza mediante placas de rodadura.
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Y tuberías de acero y aleación se fabrican a las dimensiones estándars en tamaños nominales de hasta 48 pulgadas (1219 mm). En todos los tamaños estándars, el diámetro exterior permanece casi constante, independientemente del grosor. Para los tamaños nominales de 12 pulgadas (305 mm) y pequeños, el tamaño se refiere al diámetro interior de tubería del peso normal; para tamaños nominales de 14 pulgadas (356 mm) y más grandes, el tamaño indica el diámetro exterior real. Las tuberías de hierro fundido se usan generalmente para servicio no peligrosos, tales como el agua.
4.1.2 Tuberías de diámetro pequeño. •
Las tuberías de diámetro pequeño (NPS 2 tamaño tubería y less) se puede utilizar como tuberías de proceso primario o nipples, tuberías secundarias y auxiliares. Los nipples son normalmente de 6 pulgadas (152 mm) o menos de longitud.
4.2 Tubería •
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Con la excepción de heater, calderas, intercambiadores y tubos, los tubos son similares a las tuberías, pero se fabrica en muchos diámetros exteriores y espesores de pared. (Los Tubos ASTM B88, que a menudo se utiliza para el rastreo de vapor, es una excepción, ya que su designación del tamaño es 1/8 pulgada (3,2 mm) menor que el diámetro exterior real.)
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tablas
4.3 Válvulas. 4.3.1 General. •
Los tipos básicos de válvulas de gate, globo, plug, bola, diafragma, mariposa, verificación, y las válvulas de corredera. Las válvulas se fabrican en tamaños de tubería estándar, los materiales, el grosor del cuerpo, y presiones que les permiten ser utilizados en algún tipo de presión-temperatura en servicio de conformidad con el ASME B16.34 o normas API 599, 600, 602, 603, 608, o 609 , según corresponda.
4.3.2 Gates válvulas. •
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Este tipo de válvula se utiliza normalmente en una posición completamente abierta o completamente cerrada. Las válvulas de compuerta de más de 2 pulgadas (51 mm) por lo general tienen aberturas de puerto, que son aproximadamente el mismo tamaño que las aberturas de la válvula final. Las válvulas de port reducido no debe ser utilizado como válvulas de bloqueo asociados a los dispositivos de descompresión o en aplicaciones de erosión, como slurries, o las líneas que han de ser "pigged".
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Figura 1
4.3.3 Válvulas Globe •
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Una válvula de globo, que se utiliza comúnmente para regular el flujo de fluidos, se compone de un cuerpo de la válvula que contiene un disco circular que se mueve paralelamente al eje del disco y en contacto con el asiento. For fine-throttling service, un seat cónico muy pronunciado puede ser utilizado; este tipo particular de válvula de globo se conoce como una válvula de aguja.
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Figura 2
4.3.4 Válvula Plug •
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Una válvula de conexión consiste en un tapón cónico o cilíndrico instalado cómodamente en un seat correspondiente en forma del cuerpo de la válvula. La válvula es cerrada girando el tapón un cuarto de vuelta, su apertura es a la derecha de los ángulos de las aberturas en el cuerpo de la válvula.
4.3.5 Válvulas Ball •
Una válvula de bola es otra válvula de cuarto de vuelta similar a un tapón de la válvula, excepto el enchufe de una válvula de bola es esférica en lugar de cónica o cilíndrica.
4.3.6 Válvulas de Diagrama •
Estas válvulas no se utilizan ampliamente en la industria petroquímica, pero ellos hacen que tengan una aplicación en servicios corrosivos por debajo aproximadamente de 250 °F (121 ° C) donde se necesita una válvula de fugas. Figura 5.
4.3.7 Válvulas Mariposa •
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Una válvula de mariposa se compone de un disco montado sobre un stem en la trayectoria del flujo en el cuerpo de la válvula. A un cuarto de vuelta de stem cambia la válvula totalmente cerrada por completamente abrierta. Las válvulas de mariposa son los más utilizados en el servicio de baja presión para el control de flujos secundarios.
4.3.8. Válvulas de verificación •
Una válvula de verificación se utiliza para impedir automáticamente que el flujo regrese.
4.3.9 Válvulas slide •
La slide válvula es una válvula de gate especializados de uso general erosiva o en servicio de alta temperatura. Se compone de una plancha plana que se desliza contra un seat.
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Figura 3
4.4 Accesorios •
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Los accesorios se utilizan para conectar tramos de la tubería y cambiar la dirección del flujo, o permitir que el flujo sea desviado o añadido. Figura 9 ilustra los tipos de flanged y buttwelded fittings. Figura 10 ilustra los tipos de threaded y socketwelded fittings.
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Figura 9 y 10
4.5 Tubería – Métodos de juntas: 4.5.1 General •
Las tuberías deberán ser fabricados de acuerdo con ASME B31.3.
4.5.2 Uniones roscadas •
Las Juntas roscadas limitan generalmente a las tuberías en servicio no crítico y que tiene un tamaño nominal de 2 pulgadas (51 mm) o más pequeños.(ASME B1.20.1).
4.5.3 Juntas Soldadas 4.5.3.1 General •
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Las uniones soldadas en general han sustituido rosca y brida de las articulaciones, excepto en tuberías de pequeño diámetro. Las articulaciones son soldadas a tope (en varios tamaños de tubería) o socketwelded (generalmente de 2 NPS y más pequeños).
4.5.3.2 Uniones soldadas a tope •
Conexiones soldadas a tope son los más comúnmente en la industria petroquímica. (ASME B16.25).
4.5.3.3 Socket-juntas soldadas •
Los Socket-uniones soldadas se realizan mediante la inserción en el final de la tubería en un receso de una instalación o de la válvula y la soldadura de filete de la articulación. El espacio debe estar siempre entre el final de la tubería y la parte inferior de la cavidad para permitir la expansión de tuberías y la contracción de la soldadura.
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Figure 11
4.5.3.4 Welded Branch Connections •
La razón de las fallas es que las conexiones del branch suelen ser objeto de higher than tensión normal causados por el exceso de cargas estructurales no compatible a válvulas o tuberías, las vibraciones, la expansión térmica, o de otras configuraciones.
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4.5.4 Juntas de bridas •
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Las juntas de bridas son hechas por pernos de dos bridas, junto con algún tipo de junta entre las superficies del seating. Las bridas de los accesorios moldeados o válvulas suelen ser parte integrante de la instalación o al cuerpo de la válvula. ASME B16.5 cubre bridas de diversos materiales a través de un tamaño nominal de la tubería de 24 pulgadas (610 mm). ASME B16.47 cubre bridas de acero que van desde el NPS 26 a NPS 60.
Figure 12 y Figura 13.
4.5.5 Juntas de tubería de fundición •
Juntas de tuberías de hierro fundido puede ser el flanged, envasados, sleeve, hub-and-spigot-end or huband-plain-end, or bell-and-spigotend or bell-and-plainend type. Push-on las articulaciones o las juntas de anillo de caucho sintético están disponibles. Clamped joints are also used.
4.5.6 Juntas de Tubería •
Los tubos pueden ser unidos por soldadura, soldering o brazing, o mediante quemado o fitting de compresión. Figura 16.
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Estas ventajas sobre flanges convencionales incluyen: Una presión temperatura.
más
alta,
los
índices
de
Dimensiones más pequeñas. Facilidad de instalación de los requisitos de alineamiento axial y angular son menos. Tolerar mayores fuerzas y momentos.
5. Motivos para la inspección
5.1 GENERAL •
El usuario puede entonces actuar para prevenir o retrasar el deterioro y, lo más importante, evitar la pérdida de contención. Esto debe resultar en mayor seguridad de funcionamiento, costes de mantenimiento reducidos, y más fiable y eficiente las operaciones.
5.2 SEGURIDAD •
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Una pérdida o falla en un sistema de tuberías puede ser sólo un inconveniente menor, o puede convertirse en una fuente potencial de incendio o explosión, en función de la temperatura, la presión, el contenido y la ubicación de las tuberías. Las fugas pueden ocurrir en juntas de bridas en los sistemas de tuberías, especialmente en los servicios críticos de alta temperatura, durante arranques o paradas, y algunas veces después de que el equipo haya alcanzado la temperatura de funcionamiento.
5.3 Confiabilidad y operación eficiente •
Inspección exhaustiva, el análisis y el uso de los registros históricos detallados de los sistemas de tuberías son esenciales para el logro de la confiabilidad aceptable, el funcionamiento eficiente y el óptimo servicio on-stream.
5.4 Requisitos Reglamentarios •
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Los requisitos legales suelen cubrir sólo las condiciones que afectan la seguridad y las preocupaciones ambientales. Grupos de inspección en la industria petroquímica están familiarizados con la problemas de la industria a menudo inspeccionan las condiciones que influyen negativamente en el funcionamiento de la planta. API 570, fue desarrollado para proporcionar un estándar industrial para la inspección de tuberías en proceso de servicio.
6. Inspección del deterioro de tuberías 6.1 General •
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Refinería de petróleo y plantas químicas de tuberías a transportar los líquidos que van desde altamente corrosivos o erosivos, a no corrosivos o no erosiva. API IRE Chapter II, Conditions Causing Deterioration or Failures
6.2 Monitoreo de Corrosión de Tuberías de proceso La única razón más frecuente para sustituir tuberías es debido al adelgazamiento de la corrosión. •
El API 570 proporciona una guía detallada para la clasificación de las tuberías de acuerdo a las consecuencias de la falla. •
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Algunos de los factores a considerar cuando se establece el plan de control de la corrosión de tuberías de proceso son: La clasificación de las tuberías de acuerdo con API 570. Categorización de las tuberías en los circuitos de comportamiento similar a la corrosión (por ejemplo, localizadas, general, fisura de medio ambiente). Identificación de lugares sensibles donde se espera una corrosión acelerada. Accesibilidad de la TMLs para el monitoreo.
6.2.1 Circuitos de Tubería •
a. b. c. d. e. f. g. h. i.
Un número de factores que pueden afectar el ritmo y la naturaleza de la corrosión de tuberías de la pared. Estos lo incluyen, pero no lo limita a, los siguientes elementos: Metalurgia de tuberías. Contenidos de tuberías. Velocidad de flujo. Temperatura. Presión. La inyección de agua o productos químicos. La mezcla de dos o más corrientes. Las condiciones de tuberías externas. El estancamiento de las zonas de flujo, tales como deadlegs.
6.2.2 Identificación de lugares susceptibles de corrosión acelerada En presencia de determinados elementos corrosivos, las tasas de corrosión son normalmente elevadas en las zonas de mayor velocidad y / o turbulencia. Codos, reductores, tees, válvulas de control y orificios. •
6.2.3 Clasificaciones de tuberías Factores a considerar en la clasificación de las tuberías son (1) la toxicidad, (2) la volatilidad, (3) combustibilidad, (4) la ubicación de las tuberías con respecto al personal y otros equipos, y (5) la experiencia y su historia. •
6.3 Inspección para tipos específicos de corrosión y agrietamiento •
Otras áreas de interés se observó en la sección 10.1. a. Puntos de inyección. b. Piernas o derivaciones muertas (sin circulación). c. La corrosión bajo aislamiento (CUI). d. Interfaces suelo / aire. e. Servicio específico y corrosión localizada. f. La erosión y corrosión / erosión.
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Otras áreas de interés se observó en la sección 10.1. (cont.):
a. Corrosión debajo de los forros y los depósitos. b.Grietas de fatiga. c. Creep grietas. d.La fractura frágil. e. Daño por congelamiento. f. La corrosión en los puntos de apoyo. g. Corrosión de punto de rocío.
6.3.1 Puntos de inyección •
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Los puntos de inyección pueden ser tratados como circuitos de inspección independientes. Cuando la designación de un punto de inyección del circuito para fines de inspección, el límite recomendado de upstream del punto de inyección del circuito es de un mínimo de 12 pulgadas (305 mm) o tres veces el diámetro del tubo corriente arriba del punto de inyección, lo que sea mayor. El límite recomendado downstream del circuito de punto de inyección es el segundo cambio en el flujo de dirección más allá del punto de inyección, o de 25 pies (7,6 m) más allá del primer cambio en la dirección del flujo, el que sea menor.
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Figura
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Los métodos preferidos de la inspección de los puntos de inyección son la radiografía y / o ultrasonidos. Otros métodos de END avanzadas, como Lamb de onda de ultrasonidos y corrientes de eddy penetrante, puede ser apropiado. Durante las inspecciones periódicas programadas, la inspección más amplia se debe aplicar al circuito de punto de inyección en un área que comienza en 12 pulgadas (305 mm) upstream del injection nozzle y continuar durante al menos diez veces el diámetro del dowstream del punto de inyección.
6.3.2 Deadlegs •
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El inspector debe controlar el espesor de la pared deadlegs seleccionados incluidos tanto en el estancamiento y en la conexión a una línea activa. Para tales sistemas, la cobertura de una inspección más amplia utilizando técnicas de ultrasonido y radiografía que pueden ser necesarios para localizar el área donde el punto de rocío o de la corrosión de ammonium salt está ocurriendo.
6.3.3 Corrosión Bajo aislamiento CUI •
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Las fuentes de humedad puede incluir la lluvia, las fugas de agua, la condensación, sistemas de deluge, y las torres de refrigeración. Las formas más comunes de CUI se localizan en la corrosión de acero al carbono y fisuras de cloruro por corrosión bajo tensión de los aceros inoxidables austeníticos. Lugares marinos en áreas más cálidas pueden requerir un programa muy activo.
6.3.3.1 Sistemas aislados de Tuberías Susceptible Ciertas áreas de sistemas de tuberías son potencialmente más propensas a CUI, incluyendo: •
Aquello expuesto a mist over-spray de las torres de enfriamiento de agua. •
Aquello expuesto a los respiraderos de vapor.
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Aquello expuesto a los sistemas de deluge.
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Los objetos sometidos a proceso o ingress de moisture o vapores ácidos. •
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Los sistemas de tuberías de acero al carbono, incluidos los aislados para protección del personal, operan entre 25 ° F (-4 ° C) y 250 ° F (121 ° C). CUI es particularmente agresivo donde las temperaturas de funcionamiento causa frecuente o continua condensación y re-evaporisación de la humedad atmosférica. Los sistemas de tuberías de acero al carbono, que normalmente operan en el servicio por encima de 250 ° F (121 ° C), pero están en servicio intermitente.
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Acero inoxidable austenítico los sistemas de tuberías que operan entre 150 ° F (65 ° C) y 400 ° F (204 ° C) (son sensibles al cloruro por corrosión bajo tensión). Los sistemas de tuberías con aislamiento deteriorado, revestimientos, y / o envolturas.
6.3.4 Soil-a-aire (S/A) Interfase •
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Inspección en el grado debe incluir la comprobación de los daños de revestimiento, tuberías al descubierto, y mediciones de profundidad del hoyo. Si las tuberías enterradas sin recubrimiento es de grado, se debe considerar a la excavación 6-12 pulgadas (152-305 mm) de profundidad para evaluar el potencial de los daños ocultos.
6.3.4 Soil-a-aire (S/A) Interfase (cont.) •
El inspector deberá buscar evidencia de que el calafateo o sello en la interface se ha deteriorado y permitió ingreso de la humedad. Si esta condición existe en sistemas de tuberías de más de diez años, puede ser necesario inspeccionar la corrosión debajo de la superficie antes de volver a sellar la junta.
6.3.5 Corrosión servicio específico y localizado •
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Hay tres elementos para un programa de inspección eficaz que ayuda a identificar el potencial de estos tipos de corrosión y para seleccionar TMLs apropiado: El inspector, ingeniero de corrosión y el ingeniero de proceso debe tener conocimiento del servicio y una idea de qué tipos de corrosión se producen y donde podrían estar ocurriendo. El uso extensivo de NDE. Comunicación de personal de operación cuando los cambios de proceso y / o se producen trastornos que pueden afectar a las tasas de corrosión.
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Ejemplos de dónde este tipo de corrosión se podría esperar: El ácido no anticipado o carryover de soda cáustica de los procesos en nonalloyed, los sistemas de tuberías o en el caso de la soda cáustica, en el nonpostweld sistemas de tuberías de acero con tratamiento térmico. Sal de amonio en lugares de condensación en stream hydroprocess. Puntos en los que streams higher -azufre en moderado a temperaturas elevadas. Mezcla de grados de tubería de acero al carbono en caliente de servicios petroleros corrosivos (450 °F (232 °C) o a más de temperatura y contenido de azufre en el petróleo superior a 0,5 por ciento en peso). Tenga en cuenta que nonsilicon tubo de acero killed, por ejemplo, A-53 y API 5L, puede corroer a tasas más elevadas que el de acero al siliciokilled, por ejemplo, A-106, en ambientes de alta temperatura sulfurosas.
6.3.6 Erosión y Corrosión / Erosión •
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La erosión puede ser definida como la eliminación de material de la superficie por la acción de numerosos impactos individuales de las partículas sólidas o líquidas, o de la cavitación. La erosión es por lo general se da en las zonas de flujo turbulento, como en los cambios de dirección en un sistema de tuberías o downstream de las válvulas de control, donde la vaporización puede tener lugar.
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Este tipo de corrosión se produce a gran velocidad y en zonas de alta turbulencia.
a. Downstream de las válvulas de control, especialmente donde flashing o cavitación está ocurriendo. b. Downstream de los orificios. c. Downstream de discharges de la bomba. •
Zonas que se sospecha corrosión localizada / erosión deben ser inspeccionados con métodos adecuados de END que proporcionen datos de espesor sobre un área amplia, como el ultrasonido, radiografía, o por corrientes de Eddy.
6.3.7 Fisura ambiental •
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Sistema de tuberías de materiales de construcción son normalmente seleccionadas para resistir las diversas formas de corrosión bajo tensión. Amine grietas por corrosión bajo tensión en los sistemas de tuberías sin estrés aliviado. Formación de ampollas de hidrógeno y agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) daños. Si el medio ambiente de cracking se detectan durante la inspección interna de recipientes a presión, y las tuberías se considera igualmente propensas, el inspector deberá designar adecuadas tuberías spool, upstream y downstream recipientes a presión para la inspección de fisura por medio ambiente.
6.3.8 Corrosión Bajo Revestimientos y Depósitos Las linings deben ser inspeccionados para la separación, las pausas, los agujeros, y blisters. •
Si se observa alguna de estas condiciones, puede ser necesario eliminar partes del revestimiento interno para investigar la eficacia del revestimiento y la condición del metal por beneath de la tubería de revestimiento. •
Donde los depósitos de funcionamiento, como el coke, están presentes en una superficie de la tubería, es especialmente importante para determinar si tales depósitos tienen corrosión activa beneath de ellos. •
6.3.9 Fisura por fatiga. •
•
Las grietas de fatiga de los sistemas de tuberías puede deberse a exceso de tensiones cíclicas que son a menudo muy por debajo del límite de elasticidad estática de la materia. Las tensiones cíclicas pueden ser impuestas por la presión, mecánica, o por medios térmicos y puede resultar en ciclo bajo o la fatiga por ciclos altos. Las grietas de fatiga por lo general, puede ser detectada por primera vez en los puntos de la intensificación de alto estrés, como las conexiones de branch. Lugares donde los metales que tengan coeficientes diferentes de expansión térmica se unen mediante soldadura y pueden ser propensas a la fatiga térmica.
6.3.10 Creep Cracking •
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Creep es dependiente del tiempo, temperatura y el estrés. Creep de cracking eventualmente pueden producirse en las condiciones de diseño, since some piping code allowable stresses are in the creep range. Un ejemplo de donde creep cracking se ha experimentado en la industria está en 1 1 / 4 aceros Cr por encima de 900 ° F (482 ° C). Los métodos de END de detección creep cracking incluyen líquidos penetrantes, partículas magnéticas, ultrasonidos, radiografía, y en metalografía in situ.
6.3.11 Fractura Frágil •
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De carbono, de baja aleación, y otros aceros ferríticos pueden ser susceptibles a la falla frágil en o por debajo de la temperatura ambiente. Se debe prestar especial atención a aceros de baja aleación (sobre todo 21 / 4 Cr-1 Mo material), ya que pueden ser propensos a la temper embrittlement, y para aceros inoxidables ferríticos. API de publicación 920.
6.3.12 Daños Freeze •
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A temperaturas bajo cero, el agua y soluciones acuosas que se manejan en los sistemas de tuberías puede congelar y causa la falla debido a la expansión de estos materiales. Para evitar daños por freeze, las precauciones deben ser tomadas para drenaje, purge, o los sistemas de seguimiento de calor donde la humedad podría recoger de forma inesperada y variaciones de temperatura de freeze durante severe o sudden sub freezing temperature excursions.
7. Frecuencia y Tiempo de inspección 7.1 GENERAL •
The frequency and thoroughness of piping inspections will range from often and extensive in low piping classes where deterioration is extreme, to seldom and cursory in high piping classes in noncorrosive services.
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La frecuencia de las inspecciones de las tuberías deben ser determinados por las condiciones siguientes: siguientes:
a. La consecuen consecuencia cia de un fracaso fracaso (clasific (clasificación ación de de tuberías). b. El grado grado de riesgo (probabilidad (probabilidad y consecuencia consecuencia de un fracaso). c. El importe importe de la tolerancia tolerancia de corrosión corrosión restan restantes tes.. d. Los datos datos históric históricos os disponibles disponibles.. e. Los requisi requisitos tos reglame reglament ntarios. arios. •
API 570 requiere de la clasificación de los sistemas de tuberías de acuerdo a las consecuencias consecuencias de fallas.
7.2 Inspección funcionamiento
mientras
el
equipo
está
en
Un eficaz programa integrado de inspección de tuberías incluyen la obtención de medidas de espesor de la mayor cantidad de pared, de lo posible (manteniendo la precisión requerida), mientras que una planta está en funcionamiento. •
En la mayoría de las tuberías, las radiografías de espesor de pared se pueden tomar de forma independiente a través través de un aislamiento inalterado. inalterado. •
7.2 Inspección mientras el equipo está en funcionamiento (cont.) Rodillos para tubos y placas deslizantes deben ser inspeccionados para asegurarse de que funcionan libremente. libremente. •
Además, la inspección debe hacerse para derrames de líquidos que pueden causar la corrosión corrosión de las tuberías. •
7.3 Inspección mientras que el equipo se apaga Cuando la tubería se abre por cualquier razón, se debe inspeccionar el interior por lo que permite la accesibilidad. •
8. Precauciones preparatorios.
de
seguridad
y
trabajos
8.1 Precauciones de seguridad •
Procedimientos para la separación de las tuberías, la instalación de persianas, y las pruebas de fugas debe ser una parte integral de las prácticas de seguridad.
8.2 Trabajo preparatorio •
Todos los trabajos preparatorios posible debe hacerse antes del comienzo previsto de la inspección. Los andamios deben erigirse en caso necesario, y enterrado de tuberías deben ser excavados en los puntos a ser inspeccionados.
9. Herramientas de inspección •
Ver Tabla 2 para una lista de herramientas de uso común para inspección de tuberías.
10. Procedimientos de inspección 10.1 Inspección cuando el equipo está operativo 10.1.1 Inspección Visual Cuando la acumulación de productos de corrosión se observa en las áreas de contacto de tuberías de apoyo, el inspector podrá elegir para levantar la tubería fuera del soporte para facilitar la inspección. •
10.1.1.1 Fugas •
Una Vigilancia visual frecuente debe hacerse para detectar fugas. Se debe prestar especial atención a las articulaciones, brida, packing glands, y bonnet de válvulas y las juntas de dilatación en las tuberías que transporta inflamables, tóxicos, corrosivos u otros materiales nocivos.
10.1.1.2 Desalineamiento •
Las tuberías deberán ser inspeccionadas por el desalineamiento, lo que puede ser indicado por las siguientes condiciones:
a. La deformación de un vessel o la pared de un tanque en la vicinity de un attachment de tubería. b. Las tuberías de soporte forzado fuera del plumb por la expansión o contracción de las tuberías. c. Sustitución o reparación excesiva de los cojinetes, impulsores, y las ruedas de la turbina de las bombas centrífugas, compresores, y los sellos de la turbina que está conectada a la tubería. d. Grietas en la conexión de las bridas o cubiertas de la turbina de la bomba para lo cual la tubería está conectada. e. Las juntas de expansión que están excesivamente deformados o no están realizadas correctamente.
10.1.1.3 Soportes •
El soporte debe ser inspeccionado visualmente para los siguientes problemas:
a. El movimiento o el deterioro de los cimientos de hormigón. b. La falta o el aflojamiento de tornillos de anclaje. c. Operación restringida de rodillos de tuberías o placas de slide. d. Cargas de suspensión de spring que debería verificarse en condiciones frío y caliente, y las lecturas obtenidas se cotejarán con las lecturas originales en frío y caliente.
10.1.1.4 Vibración •
•
•
Si se observa la vibración o balanceo, las soldaduras deben ser inspeccionadas en busca de grietas, en particular en los puntos de retención, tales como áreas donde la tubería está conectada a los equipos y las anclas cerca. Los problemas ocurren con frecuencia en pequeñas soldaduras y conexiones roscadas que tienen una válvula pesada que acentúa las vibraciones y líneas pequeñas que están tied down a lo largo una gran línea y forced to move with it. El soporte adicional se debe considerar para un pobremente braced small de tuberías y válvulas y de la principal línea de vibración a la que pertenecen.
10.1.1.5 Corrosión Externa •
•
Los defectos en los revestimientos de protección y en la capa impermeable de aislamiento de la humedad permitirá entrar en contacto con la tubería. Secciones de aislamiento puede ser removido de conexiones pequeñas, tales como bleed líneas y conexiones gauge, ya que la dificultad en obtener un buen sello en el aislamiento hace que estos lugares particularmente sean vulnerables a la corrosión externa.
10.1.1.6 La acumulación de líquidos corrosivos •
•
El líquido derramado que se ha filtrado en el suelo por lo general se puede encontrar mediante la búsqueda de la decoloración de la tierra. Esto puede implicar un análisis químico de muestras de suelo o de los líquidos, salvo que se conozca la fuente del derrame.
10.1.1.7 Puntos calientes •
•
De tuberías en funcionamiento a temperaturas superiores a los límites de diseño o en el intervalo de fluencia, incluso sin una presión más alta, puede causar bulging. La temperatura de la piel de indicación de los puntos calientes se mide mediante una termocupla portátil, lápices de colores que indica la temperatura, la temperatura que indica pinturas, termografía, o un pirómetro. Para asegurarse de que una rotura en servicio no se produce, la cantidad de bulging y no debe exceder la cantidad de creep permitida para el material. Como medida provisional, la refrigeración severa de puntos calientes con steam, el agua o el aire puede ser deseable o necesario, hasta que el sistema puede ser retirado de servicio (esta situación debería ser revisada por ingenieros calificados en tuberías).
10.1.2 Medición de espesores 10.1.2.1 Inspección por ultrasonido •
Los instrumentos de ultrasonidos son ampliamente utilizados para las mediciones de espesor y se han convertido en el equipo estándar en la mayoría de las organizaciones de inspección petroquímica.
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•
Algunos transductores se pueden utilizar para las mediciones de tiempo a temperaturas de hasta 1000°F (538 °C) sin ningún tipo de líneas de retardo. El delay especial de materiales en línea y transductores water-cooler están disponibles y permiten el uso de instrumentos de pulso-eco a temperaturas de hasta 1100 °F (593 °C). Las medidas obtenidas con instrumentos de pulso-eco son espesores promedio en la zona de contacto con el transductor.
•
•
Los palpadores duales, disponible para su uso con estos instrumentos, permitirá la detección de los pits tan pequeños como 1/8 pulgada (3 mm) de diámetro cuando el transductor se coloca directamente sobre el pitt en el lado opuesto de la pared. Las lecturas en zonas con temperaturas en la superficie por encima de 200 °F (93 °C) son normalmente más altos que el espesor real y puede variar desde aproximadamente el 1 por ciento, a 300 ° F (149 ° C) a 5 por ciento, a 700 ° F (371 ° C ).
•
Varias tecnologías avanzadas de pruebas de ultrasonidos están disponibles no sólo para la detección de defectos, sino también para medir la distancia de agrietamiento de las superficies externas. Tiempo de vuelo y de difracción de UT bimodal son dos de los métodos disponibles para este trabajo.
10.1.2.2 Inspección radiográfica •
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•
Las funciones principales de este método para detectar la pérdida de metal y control de calidad de la soldadura. La posición de las partes internas de las válvulas (dropped puertas) pueden ser observados. Corrosión por picaduras y otros no uniformes pueden ser más fáciles de identificar. Proporciona una vista de una gran área.
•
When radiographic inspection is being performed, processunit control systems, which use isotopes in liquid-level indicators and controls, occasionally give erroneous indications on control panels. Flame detectors used to indicate a furnace or boiler fire may also be affected. Unit operators must be warned of this possibility.
•
Figura 24 y 25
10.1.3 Otras inspecciones in stream •
•
Detectores de fugas de halógeno están disponibles para detectar fugas en tuberías de aplicación especial, tales como sistemas de vacío. La inspección visual en TMLs no suelen proporcionar una evaluación representativa de las condiciones de CUI en otros lugares a lo largo de la tubería.
10. 2 Inspección mientras que el equipo esta en shutdown 10.2.1 Inspección Visual 10.2.1.1 Corrosión, erosión, y suciedad La superficie interna de la tubería se debe inspeccionar visualmente en las zonas más grande posible. •
Otros métodos de control incluyen óptica / láser y pinzas mecánicas.
•
La cantidad de suciedad señala y determina si la limpieza es necesaria. El Ensuciamiento debe ser investigado para determinar si se compone de los depósitos de la corriente del producto o de una acumulación de productos de corrosión. La toma de muestras para análisis químico, puede ser necesario. •
10.2.1.2 Fisuras •
•
•
Las localizaciones más susceptible al agrietamiento son las soldaduras, incluidos los filetes en otras que las soldaduras de presión, las zonas adyacentes heat-affected soldaduras, y los puntos de retención o de tensión excesiva. La limpieza puede ser realizado por un cepillo de alambre, arenado, o la eliminación de recubrimientos químicos, depósitos y productos de corrosión. Sólo líquidos penetrantes con bajo o ningún cloruro se debe utilizar para los materiales austeníticos.
10.2.1.3. Gasket Gasket faces de Bridas •
Los gasket seating faces de bridas que se han abierto se debe inspeccionar visualmente para la corrosión y defectos tales como rasguños, cortes y hendiduras que pueden causar fugas.
10.2.1.4 Válvulas •
•
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Normalmente, las válvulas utilizadas en el proceso de sistemas de tuberías tienen body thicknesses un poco más pesado que las tuberías adyacentes. Sin embargo, en circuitos de tuberías donde el control de velocidad de corrosión de las tuberías indica una severa corrosión o la erosión, se debe considerar de forma rutinaria para la medición de espesores de los cuerpos de válvula, seleccionado en el circuito. circuito. El API Estándar 598, Válvula de inspección y pruebas. Cuando se desmonta una válvula para su inspección, normalmente la bonnet gasket debería ser sustituido, como mínimo.
10.2.1.4 Válvulas (cont.) •
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Válvulas de compuerta se debe medir el espesor de entre los asientos, ya que un grave deterioro puede haber ocurrido debido a las turbulencias. Las superficies de asiento debe ser inspeccionado visualmente para detectar defectos que podrían causar fugas. Las guías de cuña debe ser inspeccionada por corrosión y la erosión, tanto en la cuña y en el cuerpo. Las superficies de asiento del disco y del cuerpo de la válvula se puede comprobar de deterioro por el sentimiento con los dedos. Es extremadamente importante que la cubierta se instala en la orientación correcta, o la cuña no puede funcionar correctamente.
10.2.1.5 Juntas •
Métodos de inspección para determinados tipos de articulaciones se tratan en las secciones 10.2.1.5.1 mediante 10.2.1.5.4.
10.2.1.5.1 Juntas de brida •
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En la apertura de juntas de bridas, deben ser inspeccionadas visualmente en busca de grietas y la pérdida de metal causada por la corrosión y la erosión. Si the stud is stretched, el paso de rosca será cambiado y la tuerca no girará libremente. Las bridas permanentemente deformadas deben ser reemplazadas o reparadas.
2.1.5.2 Juntas soldadas •
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El programa de inspección debe mirar una muestra de las soldaduras si se sospecha de la corrosión en las soldaduras. Uniones soldadas pueden estar sujetos a pérdidas causadas por grietas o por la corrosión o la erosión. Grietas en las soldaduras de acero de aleación se asocian a menudo con una dureza excesiva que resulta de un control inadecuado de tratamiento de calor o precalentamiento postweld. Soldaduras de acero al carbono en el servicio de craqueo del medio ambiente deben evaluarse para la dureza.
10.2.1.5.2 Juntas soldadas •
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La inspección programada se debe ver en un sampling of welds si se sospecha de corrosión en soldaduras. Uniones soldadas en acero al carbono y carbonomolibdeno expuestos a altas temperaturas de 800°F (426°C) o mayor puede estar sujeto a grafitación.
10.2.1.5.3 Uniones roscadas •
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Juntas roscadas puede salirse por montaje incorrecto, hilos sueltos, la corrosión, pobre fabricación, cross threading, a través de grietas en la raíz de un hilo, o threads que están sucios en el momento del ensamblaje. La falta de lubricante en le thread o el uso del lubricante equivocado puede causar fugas. PRECAUCIÓN: Una articulación con leaking threaded no debe tightened mientras el sistema está en servicio bajo presión.
10.2.1.5.4 Juntas Clamped •
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Una clamped joint, que depende de las superficies maquinadas de tightness pueden tener fugas debido a la suciedad, la corrosión de la mating faces, daño mecánico, o la falla del clamp para proporcionar la fuerza suficiente en la mating faces para contacto apropiado. Si tightening the clamp no detiene la fuga, la articulación debe ser desmantelado y debe hacerse una inspección visual para determinar la causa de la fuga. PRECAUCIÓN: Algunos tipos de articulaciones clamp no debe ser utilizado sin restricciones axiales adecuada de las tuberías y tubos de suficiente espesor de pared en los extremos del clamp para resistir el colapso por clamping forces.
10.2.1.6 Desalineamiento •
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A menudo, la desalineación no es evidente hasta que la tubería se ha enfriado y se ha movido a su posición en frío. Tenga en cuenta especialmente la posición de caliente y frío de spring hangers para determinar si las hangers están ajustando adecuadamente a los cambios en las tuberías de las posiciones de caliente a frío. Esto es especialmente crítico para las líneas de gran diámetro, tales como las líneas de transferencia de catalizador en las unidades de FCC.
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El desalineamiento es causado generalmente por las siguientes condiciones:
a. Disposición inadecuada de expansión. b. Anclajes rotos o defectuosos o guías. c. Fricción de deslizamiento excesivo en slinding saddles, lo que indica una falta de lubricación o la necesidad de rodillos. d. Rotura de rodillos o ruedas que no puede a su vez ser causa de corrosión o falta de lubricación. e. Roto o un mal ajuste de hangers.
10.2.1.7 Vibración •
En caso de exceso de vibración u oscilación se observó durante el funcionamiento, que la inspección debe hacerse para los puntos de abrasión y al desgaste exteriores y de las grietas en las soldaduras en lugares que no podía ser inspeccionado durante la operación.
10.2.1.8 Puntos calientes
La pared de la tubería cerca de la zona caliente debe ser inspeccionada visualmente para la oxidación y el aumento resultante. El diámetro exterior de tuberías, de un servicio de alta temperatura temperaturas del metal de cerca de 800°F (427°C) y superiores-se debe medir para comprobar si se arrastran, o deformación con tiempo under stress.
10.2.2 La medición de espesores •
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Cuando se abre de tuberías, el espesor de la tubería y los accesorios pueden ser medidos detrás de la transferencia mediante brida o indicando calipers. El grosor de las tuberías inaccesibles que no se puede medir por los instrumentos de radiográfia o ultrasónido durante la operación se puede medir con estos instrumentos durante el shutdown.
10.2.3 Pruebas de Presión Las pruebas de presión de tuberías existentes se debe realizar de conformidad con los requisitos del API de 570. Los sistemas de tuberías sometidas a la prueba de presión son los siguientes:
a.Líneas de metro y tuberías inaccesibles. b.De agua y otras líneas de servicios públicos no peligrosas. c.Long oil de transferencia de las líneas en las zonas donde una fuga o derrame no sería peligroso para el personal o perjudiciales para el medio ambiente. d.Complicados, sistemas múltiples. e.Pequeños sistemas de tuberías y tubos. f.Todos los sistemas químicos de limpieza después de una operación.
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Para las pruebas de servicio de la categoría D de sistemas de tuberías, ASME B31.3 los límites de la presión manométrica de 150 psi (1034,2 kPa). API 570, sección 3.7, en las pruebas de presión proporciona directrices para la preparación de tuberías para las pruebas de presión. Durante el ensayo, la presión del líquido, todo el aire debe ser expulsado de la tubería a través de orificios previstos en todos los puntos altos.
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Diversos fluidos pueden ser utilizados para las pruebas de presión. Los siguientes son los más comúnmente utilizados: a. Agua con o sin un inhibidor, depresor del punto de congelación, o humectante. a. Los productos líquidos que normalmente desarrollan en el sistema si no son tóxicos o que puedan provocar un incendio en caso de una fuga o la falla. a. Vapor. a. Aire, el dióxido de carbono, nitrógeno, helio, u otro gas inerte.
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El agua no puede ser conveniente como un líquido de prueba en algunos sistemas de tuberías, tales como las líneas de ácido, sistemas criogénicos, y sistemas de aire seco. El vapor se utiliza a veces para calentar el agua y evitar la congelación. La temperatura de transición del acero debe ser considerado para prevenir falla frágil cuando la prueba se realiza durante el tiempo frío o con líquidos fríos. El medio preferido para la prueba neumático es un gas inerte. El aire comprimido no deben ser utilizados en los líquidos inflamables ya que pueden estar presentes. Debido a que el nitrógeno y el helio son más penetrantes que el aire, se utilizan cuando las condiciones de servicio son especialmente críticos. Pruebas neumáticas deben llevarse a cabo estrictamente de acuerdo con ASME B31.3.
10.2.4 Pruebas Hammer •
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Pruebas de Hammer es un método de prueba en la que las tuberías se golpea con un martillo para hacerlo sonar. Las excepciones a este método de hierro y que alivia el estrés de líneas en servicio cáusticos y corrosivos, éstos nunca deben ser remachados. Las Pruebas Hammer debe dar seguimiento con los métodos de inspección, tales como las mediciones de espesores por ultrasonido o radiografía.
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No se debe realizar en tubería de cobre, aluminio, o tuberías de latón, o de otras tuberías hechas de materiales blandos. De vidrio, cemento, o de otras líneas internas recubiertas no debe ser a prueba de martillo. Pruebas Hammer no deben ser utilizados en el equipo que está bajo presión. Pruebas Hammer en algunas aleaciones pueden causar corrosión bajo tensión.
10.2.5 Inspección de soldaduras de tuberías •
API 570, Sección 3.10, proporciona un análisis detallado de la inspección de soldaduras de tuberías en servicio. El inspector debe estar familiarizado con el material contenido en esta sección.
10.3 Inspección de tuberías underground •
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Inspección de tuberías de proceso underground (no reguladas por el Departamento de Transporte) es diferente de otro proceso de inspección de tuberías debido a alteraciones externas significativas que puede ser causado por las condiciones de suelo corrosivo. NACE documentos: RP0169, RP0274, y RP0275, y Sección 7 del API 570.
10.3.1
Tipos
y
métodos
de
inspección
y
pruebas
10.3.1.1 Por encima del Grado-visual de vigilancia
Las indicaciones de fugas en tuberías enterradas pueden incluir la tierra húmeda o filtración real de producto realizadas en las tuberías subterráneas. Todas las líneas deben ser inspeccionados y justo debajo del punto donde entran en tierra, asfalto o concreto, ya que con frecuencia se produce una corrosión importante, en estos lugares.
10.3.1.2. Close-Interval Potential Survey •
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Close interval potencial surveys se utilizan para localizar las cell de la corrosión, ánodos galvánicos, corrientes parásitas, los problemas de recubrimiento, los contactos underground, áreas of low pipe-to-soil potencials y otros problemas relacionados con la protección catódica. A close interval pipe to soil potencial survey de la tubería para el soil directamente sobre la tubería, a intervalos predeterminados entre las mediciones, por lo general en un 2,5 pies, 5 pies, 10 pies, o 20 pies (0,8, 1,5, 3, o 6 metros). –
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10.3.1.3 Holiday Pipe Coating Survey Los holiday pipe coating survey se puede utilizado para localizar los defectos de revestimiento de tubos recubiertos con buried. Esto debe ser utilizado en sistemas de tuberías de nueva construcción, para garantizar que el recubrimiento está intacto y libre de holiday. •
10.3.1.4 Prueba de resistividad del suelo •
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Mediciones de resistividad del suelo puede ser utilizado para la clasificación relativa de la corrosividad del suelo. Los niveles más bajos de la resistividad son relativamente más corrosivos que los niveles más altos, especialmente en zonas donde la tubería está expuesto a cambios significativos en la resistividad del suelo.
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Existen tres métodos bien conocidos de la determinación de la resistividad. Estos son el método Wenner (4-pin), la barra del suelo (puente AC), y el cuadro del suelo. Las mediciones de resistividad del suelo utilizando el método de 4-pines debe estar en conformidad con la norma ASTM G57. El método de 4-pines utiliza la fórmula: Resistividad (ohm-cm) = 191.5 x d x R
Donde: 191,5 = Es una constante que tiene en cuenta la ecuación matemática para la masa de la tierra, y un factor de conversión para convertir pies a centímetros. d = Es la distancia en metros entre cada uno de los pines equidistantes (con todas los pines en una línea recta). R = Es un factor de resistencia de la caída de tensión en los dos pines interiores, dividido por el flujo de corriente inducida en la tierra entre los dos pines exteriores.
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Las siguientes condiciones deben ser considerados en 4-pin de mediciones de resistividad del suelo:
a. Todas las estructuras subterráneas deben ser excluidos de la medición. b. Todos los pernos deben estar en una línea recta y equidistantes. c. La profundidad de los clavos introducidos en el suelo debe ser inferior al 4% de la distancia. d. El medidor de resistividad del suelo debe estar diseñado para excluir cualquier efecto de las corrientes externas de corriente alterna o corriente continua.
10.3.1.5 Vigilancia de la Protección Catódica •
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Protección catódica de tuberías enterradas deben ser controlados regularmente para asegurar niveles adecuados de protección. Refiérase a la NACE RP0169 y la Sección 11 de la API Recommended Practice 651
10.3.2 Métodos de inspección •
Métodos de control están disponibles. Algunos métodos pueden indicar el estado exterior o en la pared de la tubería, mientras que los otros métodos indican sólo la condición interna.
10.3.2.1 Inteligente Pigging •
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Este método implica el movimiento de un dispositivo (de cerdo) a través de la tubería ya sea mientras está en servicio o después de haber sido retirados del servicio. Generalmente de cinco curvas de diámetro se necesitan (estándar de 90 tubos ells no puede pasar a un pig).
10.3.2.2 Video Cameras •
Estas video camaras son disponibles y pueden ser insertados into the piping. Estas camaras pueden proveer información de una inspección visual de la condición del interior de la línea.
10.3.2.3 Excavación En muchos casos, el método de inspección sólo disponible y que se pueden realizar es desenterrar la tubería con el fin de inspeccionar visualmente el estado exterior de la tubería y la evaluación de su espesor y el estado interior.
Las últimas pulgadas del soil debe ser eliminado manualmente para evitar esta posibilidad.
Si la capa o envoltura está deteriorado o dañada, debe ser eliminada en esa zona para inspeccionar la condición del metal subyacente.
10.3.3. Pruebas de fugas •
Líneas de metro que no pueden ser inspeccionadas visualmente deberían examinarse periódicamente para detectar fugas. Existen varios métodos para alcanzar este objetivo:
a. Los métodos de caída de presión de presurización de la línea de implicar a una cantidad deseada, en el bloqueo, y luego eliminar la fuente de presión. b. En volumen / volumen a métodos de hacer uso de los contadores volumétricos de medición en cada extremo de la línea. c. Un único punto de métodos volumétricos son similares a las mediciones de la presión de desintegración que requiere la línea a ser bloqueado en una prueba estática. Un cilindro graduado se adjunta a la línea para medir los cambios de volumen en el tiempo.
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Un producto químico marcador puede ser añadido a la línea como un método de detección de fugas. Muestras de los gases del suelo cerca de la línea son recogidas y analizadas para detectar la presencia de la sustancia química del marcador . Detecta la tecnología de emisión acústica, y localizar fugas por el sonido creado por la fuga. Los sensores están conectados directamente a la tubería, por lo que la prueba puede requerir la eliminación de cualquier capa protectora.
10.4 Inspección de nueva construcción 10.4.1 General
Todos los temas tratados en esta sección deben cumplir con los requisitos de ASME B31.3. Los procedimientos utilizados para inspeccionar los sistemas de tuberías mientras que el equipo está apagado se adaptan a la inspección de la nueva construcción.
10.4.2. Control de los materiales •
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Tanto los materiales y la fabricación deben ser comprobando la conformidad con los códigos y especificaciones que sean apropiadas para la planta. Las verificaciones deben hacerse utilizando los kits de ensayo de materiales u otros medios de identificación positiva, como la el equipo portátil de fluorescencia de rayos X o los analizadores portátiles de espectrometría de emisión óptica. Examen de soldaduras mediante radiografías u otras técnicas especiales es importante en la nueva construcción. Un número representativo de las soldaduras se puede verificar si la calidad o la dureza de la soldadura y zona es afectada térmicamente.
10.4.3 Deviaciones •
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Las excepciones a las especificaciones o normas para los materiales, las tolerancias, o mano de obra suelen ser evaluados sobre la base de sus efectos en los factores tales como la seguridad, la fuerza, la resistencia a la corrosión, y de servicio.
Las excepciones que han sido aceptados deben ser debidamente registrados e identificados para referencia futura.
11 Determinación de retirement thickness 11.1 Tuberías •
ASME B31.3 contiene fórmulas y datos para determinar el espesor de pared mínimo requerido para tuberías nuevas uncorroded.
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ASME B31.3 requiere que se debe tener en cuenta a la hora el espesor de tuberías se entenderá por:
a. Tolerancia por corrosión. •
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Hilos y otras prestaciones mecánicas. (Se debe considerar la grieta a la corrosión y la pérdida de espesor debido a la reducción de los hilos.) Tensiones causadas por la carga mecánica, aumento de la presión hidráulica, la expansión térmica, y otras condiciones.
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Refuerzo de las aberturas.
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Otras allowances.
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Del espesor adicional se necesita a menudo cerca del branch de conexiones. Este espesor adicional es generalmente proporcionado por uno de los siguientes:
a. Una soldadura Tee. b. Una saddle. c. Una branch outlet integralmente reforzados (por ejemplo, un Weldolet). d. La header y / o el run del espesor de tubería es mayor que la requerida por las condiciones de diseño.
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La fórmula de Barlow es el siguiente:
Donde: t = Grosor de la presión de diseño de la presión interna, en pulgadas (milímetros), P= Presión interna de diseño ancho de la tubería, en libras por pulgada cuadrada (kilopascals), D = Diámetro exterior del tubo, en pulgadas (milímetros), S = Tensión admisible a la unidad de la temperatura de diseño, en libras por pulgada cuadrada (kilopascals), E = Factor de calidad longitudinal.
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La fórmula de Barlow da resultados que son prácticamente equivalentes a los obtenidos por la fórmula más elaborada ASME B31.3, excepto en los casos de altas presiones que se requiere tubos de paredes gruesas. Tubo metálico para los que t > D/6 o P/SE > 0,385 requiere una consideración especial.
11.2 Válvulas y accesorios de bridas •
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Las válvulas y accesorios de brida están sometidos a un esfuerzo tanto de la presión interna y de las cargas mecánicas y cambios de temperatura. Estas tensiones son difíciles de calcular con certeza. Por esta razón, el espesor de las válvulas y accesorios de brida es sustancialmente mayor que la de un cilindro simple. ASME B16.34 establece el mínimo espesor de la pared de la válvula a 1,5 veces (1,35 veces de la clase 4500) el espesor de un cilindro simple diseñado para una presión de 7000 psi (48,26 MPa) y sometidos a una presión interior igual a la categoría de calificación de presión para clases de válvula 150-2500.
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La fórmula para calcular el espesor de la tubería de retirement pueden ser adaptados para válvulas y accesorios con brida utilizando el factor de 1,5 y la tensión admisible para el material especificado en ASME B31.3. En algunos casos, el espesor calculado no será práctico desde un punto de vista estructural, por lo tanto, espesores mínimos deben ser establecidos.
12 Records 12.1 General La necesidad de mantener registros completos de forma detallada y ordenada es una responsabilidad importante del inspector, así como un requisito de OSHA 29 CFR 1910,119. •
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Todos los registros de inspección deben contener como mínimo:
a. La fecha original de la instalación. b. Las especificaciones y los niveles de resistencia de los materiales utilizados. c. Las mediciones del espesor original. d. Los lugares y fechas de todas las mediciones de espesor posteriores. e. El espesor de retirement calculada. f. Las reparaciones previas / reemplazos. g. Pertinentes cambios operativos, es decir, el cambio en el servicio.
12.2 Sketches •
Isométricos o planos oblicuos proporcionar un medio de documentar el tamaño y la orientación de las líneas de tuberías, la ubicación y los tipos de accesorios, válvulas, orificios, etc, y los lugares en que las mediciones de espesores se deben tomar.
12.3 Sistemas de numeración •
El uso de un sistema de codificación que identifica la unidad de proceso, el sistema de tuberías, el circuito, y la TMLs es aconsejable.
12.4 Datos de espesor •
Un registro de datos de espesor obtenidos durante las inspecciones periódicas o regular proporciona un medio de llegar a la corrosión o a las tasas de erosión y de la vida del material que se espera.
