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API 570, Código de Inspección de
Tubería
Inspección, Reparación, Alteración y Reclasificación de
Sistemas de Tubería en Servicio
Cd. Del Carmen Camp.
Diciembre del 2001.
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ALCANCE
Aplicación General
Cobertura
API 570 cubre procedimientos de inspección, reparación, alteración y
reclasificación para sistemas de tubería metálicos que han sido
puesta en servicio
Intención
API 570 fue desarrollado para la industria del proceso químico y
refinerías del petróleo pero puede ser usado, donde es practico para
cualquier sistema de tubería. Es intencionado para uso por
organizaciones que mantienen o tienen acceso a una agencia de
inspección, a una organización de inspección y a ingenieros,
inspectores y examinadores técnicamente calificado como es
definido mas adelante (Sección 3 del código API 570)
API
API570
570
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ALCANCE
Aplicación General (continua)
Limitaciones
API 570 no será usado como un sustituto para los requerimientos de
diseño original gobernantes para sistemas de tuberías antes de que
sea puesta en servicio
Aplicaciones Especificas
Servicios de Fluidos Incluidos
Acepto como es provisto mas adelante (punto 1.2.2 del API 570), API
570 aplica para sistemas de tubería de fluidos de procesos,
hidrocarburos y servicio de fluido toxico y flamable como los
siguientes:
Productos del petróleo crudo, intermedio y terminado
Productos químicos crudo, intermedio y acabado
API
API570
570
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ALCANCE
Servicios de Fluidos Incluidos (continua)
Líneas de catalizadores
Sistemas
hidrogeno
contra
incendio,
gas
combustible,
gas
natural
y
Fuentes de agua y de corriente de desperdicio peligrosos arriba de
los limites de umbrales, como es definido por regulaciones
jurisdiccionales
Químicos peligrosos arriba de los limites de umbrales, como es
definido por regulaciones jurisdiccionales
API
API570
570
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ALCANCE
Sistemas de Tubería Opcional y Excluidas
A. Servicios de fluidos que son opcional (por el dueño o usuario) o
excluidos:
Servicios de fluidos peligrosos debajo del umbral limite, como es
definido por regulaciones jurisdiccionales
Agua (incluyendo sistemas contra incendio), vapor, condensadovapor, agua de alimentación de calderas y categoría D de
servicios de fluidos, como es definido en B31.3
B. Clases de sistemas de tubería que son opcional (por el dueño o
usuario) o excluidos:
Sistemas de tubería sobre estructuras cubiertas por
regulaciones jurisdiccionales (sistemas de tuberías sobre
camiones, barcos, barcazas y otros equipos móviles)
API
API570
570
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ALCANCE
B. Clases de sistemas de tubería que son opcional (por el dueño o
usuario) o excluidos (continuación):
Sistemas de tubería que son una parte integral o componente de
dispositivos mecánicos rotativos o reciprocantes, tales como
bombas, compresores, turbinas, generadores, motores y cilindros
neumáticos y hidráulicos donde las consideraciones de diseño
primaria y/o esfuerzo son derivados de los requerimientos
funcionales de los dispositivos
Tubo o tubería interna de calentadores de fuego y calderas,
incluyendo tubos, cabezal de tubo, vueltas de doblez, cruzes
externo y colectores
Recipientes a presión, calentadores, hornos, intercambiadores de
calor y otros equipos de procesos o manejadores de fluido,
incluyendo tubería interna y conexiones para tubería interna
API
API570
570
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ALCANCE
B. Clases de sistemas de tubería que son opcional (por el dueño o
usuario) o excluidos (continuación):
Plomería (cañería), alcantarillado de sanitario, alcantarillado de
desperdicio de procesos y alcantarillado de tormentas
Tubería o Tubo con un diámetro exterior no excediendo ½ NSP
Tubería no metálica o polímeros o tubería revestida de vidrio
API
API570
570
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DEFINICIONES
Alteración
Un cambio físico en cualquier componente que tiene implicaciones de
diseño que afectan la capacidad o flexibilidad de presión contenida de un
sistema de tubería mas allá del alcance de su diseño.
No son alteraciones:
Reemplazo comparable o duplicado
La adición de cualquier conexión ramal de refuerzo igual o menor que el
tamaño del existente
La adición de conexiones ramales que no requieren refuerzo
Código Aplicable
El código, sección del código y otro practica o estándares de ingeniería
generalmente reconocido y aceptado para el cual el sistema de tubería fue
construido o el cual es considerado para el dueño o usuario o ingenieros
de tubería el mas apropiado para la situación
API
API570
570
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DEFINICIONES
ASME B31.3
Forma abreviada del B31.3, tubería de proceso, publicada por la
Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME), la cual fue
escrita para el diseño y construcción de sistemas de tuberías
Sin embargo, muchos de los requerimientos técnicos sobre diseño,
soldadura, examinación y materiales pueden ser aplicados en la
inspección, reclasificación, reparación y alteración de sistemas de
tubería en operación
Agencia de Inspección Autorizada
La organización de inspección de la jurisdicción en la cual el
sistema de tubería es usado
La organización de inspección de una compañía aseguradora
quien esta registrada o tiene licencia para garantizar escritos de
sistemas de tubería
API
API570
570
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DEFINICIONES
Agencia de Inspección Autorizada (continua)
El dueño o usuario de sistemas de tubería quien mantiene una
organización de inspección para actividades relativas solo a su
equipo y no para sistemas de tubería intencionados para venta o
reventa
Una organización de inspección independiente empleada por o
bajo contrato del dueño o usuario de sistemas de tubería que son
usados solo por el dueño o usuario y no para venta o reventa
Una organización de inspección independiente licenciada o
registrada por la jurisdicción en la cual el sistema de tubería es
usada y empleada por o bajo contrato del dueño o usuario
API
API570
570
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DEFINICIONES
Inspector de Tubería Autorizado
Un empleado de una agencia de inspección autorizada quien esta
calificado y certificado para realizar las funciones especificas
sobre API 570.
Tubería Auxiliar
Tubería de maquinaria y instrumento, típicamente tubería de
proceso secundario de resistencia pequeña que pueden ser
aislados de los sistemas de tubería primario (líneas de nivel,
líneas de crudo sellada, líneas de análisis, líneas de balance,
líneas de amortiguador de gas, drenes y venteos)
Válvulas de Chequeo Critico
Válvulas que han sido identificadas de vital para la seguridad del
proceso y de mayor confiabilidad operativa en orden para evitar
el potencial de eventos peligrosos o consecuencia sustancial
ocurrida una fuga
API
API570
570
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DEFINICIONES
CUI
Corrosión bajo el aislamiento, incluye agrietamiento por esfuerzo
de corrosión (stress corrosion cracking) bajo el aislamiento
Tramos Muertos (Deadlegs)
Componentes de sistemas de tubería que normalmente no tienen
flujo significante.
Ejemplos: ramales bloqueado, líneas con válvulas de block normalmente cerradas, líneas con
extremo bloqueado, tubería de paso (derivación) con válvula de control de estancado, tubería
de bombeo auxiliar, bridas de nivel, tubería de cabezal (recolector) con válvula de alivio a la
entrada y salida, líneas de paso de corte de bombeo, venteo de puntos altos, puntos simples,
drenes, purgados, conexiones de instrumentos, etc.
Defecto
Una imperfección de un tipo o magnitud excediendo los criterios
de aceptación
API
API570
570
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DEFINICIONES
Temperatura de Diseño de un Componente de Sistema de Tubería
La temperatura a la cual, bajo la presión coincidente, espesores
mayores o rango de componentes grandes son requeridos. Sobre el
establecimiento de la temperatura de diseño, consideraciones
deberán ser tomadas para la temperaturas del fluido de proceso,
temperaturas ambientes, temperatura del medio de calentamiento o
enfriamiento y aislamiento
Examinador
Una persona que asiste al inspector para realizar examinaciones no
destructivas especificas (NDE) sobre componentes de sistemas de
tubería, pero no evalúa los resultados en acordancia con API 570,
amenos que este específicamente entrenado (capacitado) y
autorizado para realizarlo por el dueño o usuario
API
API570
570
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DEFINICIONES
Imperfecciones
Defectos o otras discontinuidades notadas durante la inspección que
pueden ser sujetas a criterio de aceptación durante un análisis de
inspección y ingeniería
Indicación
Una respuesta o resultado evidente de la aplicación de una técnica de
evaluación no destructiva
Punto de Inyección
Ubicación donde cantidades relativamente pequeñas de materiales
son inyectadas dentro del flujo del proceso para control químico o
otras variables del proceso. Los puntos de inyección no incluyen
ubicaciones donde dos fluidos de proceso se unen (mezclado de tee).
Ejemplos incluye cloro sobre reformadores, inyección de agua sobre
sistemas sobre-cabeza, inyección de poli sulfuro en agrietamiento
catalítico de gas húmedo, inyección de antiespuma, inhibidores y
neutralizadores
API
API570
570
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En servicio
DEFINICIONES
Referente al sistema de tubería que ha sido puesta en operación, en oposición a
construcción nueva previa a ser puesta en servicio
Inspector
Un inspector de tubería autorizado
Jurisdicción
Una administración gubernamental constituida legalmente que puede adoptar
reglas relativas a sistemas de tuberías
Brida de Nivel
Un ensamble de tubería de vidrio indicadora de nivel sujetada (adjunta) al
recipiente
Presión de Trabajo Máxima Permisible (MAWP)
La presión interna máxima permitida sobre el sistema de tubería para la
operación continua a la mas severa condición de temperatura y presión interna
y externa coincidente (máxima o mínima) esperada durante el servicio
API
API570
570
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DEFINICIONES
Tee Mezclada
Un componente de tubería que combina dos fluidos de procesos de diferente
composición y/o temperatura
MT
Ensayo de partícula magnética
NDE
Examinación no destructiva
NPS
Tamaño nominal de tubería (seguido cuando es apropiado, por el numero de
designación de tamaño especifico sin un símbolo de pulgada)
On-Stream
Tubería conteniendo cualquier cantidad de fluido de proceso
Dueño/Usuario
El dueño o usuario de sistemas de tubería quien ejerce control sobre la operación,
ingeniería, inspección, reparación, alteración, pruebas y reclasificación de sus
sistemas de tubería
API
API570
570
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DEFINICIONES
Inspector Dueño/Usuario
Un inspector autorizado empleado por el dueño/usuario quien tiene
calificaciones por examinación escrita bajo las provisiones de la
sección 4 y apéndice A del API 570 o esta calificado bajo las
provisiones de A.2 y cumple los requerimientos de la jurisdicción
PT
Ensayo de líquidos penetrantes
Tubo
Un cilindro a presión-fuerte usado para conducir un fluido o para
transmitir una presión de fluido y es ordinariamente designado
“tubo” sobre especificaciones de material aplicable. (Materiales
designado tubo[tube] o tubería[tubing] en las especificaciones son
tratados como tubo cuando es intencionado para servicio a presión)
API
API570
570
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DEFINICIONES
Circuito de Tubería
Una sección de tubería que tiene todos los puntos expuesto a un
ambiente de corrosividad similar y que es de materiales de
construcción y condiciones de diseño similar. Unidades de proceso
complejo o sistemas de tubería están divididos en circuitos de
tubería para administrar las inspecciones necesarias, cálculos y
conservación de registros. Cuando se establecen los limites de un
circuito de tubería particular, el inspector puede además del tamaño
proveer un paquete practico de conservación de registro y
realización de inspecciones de campo
Ingeniero de Tubería
Uno o mas personas o organizaciones aceptables para el dueño o
usuario que tienen conocimiento y experiencia en las disciplinas de
ingeniería asociadas con evaluación mecánica y características del
material afectando la integridad y confiabilidad de sistemas y
componentes de tubería
API
API570
570
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DEFINICIONES
Sistema de Tuberías
Un ensamble de tubería interconectada que esta sujeta al mismo
juego o juegos de condiciones de diseño y es usado para conducir,
distribuir, mezclar, separar, descargar, medir, controlar o desaire de
flujos de fluido. Los sistemas de tubería incluye además elementos de tubería de soporte,
pero no incluye soportes de estructuras, tales como armazón estructural y cimentaciones
Tubería de Proceso Primario
Tubería de proceso en servicio activo que no puede ser valvulada
fuera (cerrada), si es cerrada, afecta significantemente la
operabilidad de la unidad. Las tuberías de proceso primaria
normalmente incluye todas las tuberías de proceso mayores de 2
NPS
PWHT
Tratamiento térmico pos-soldadura
API
API570
570
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DEFINICIONES
Renovación
Actividad que desecha un componente existente y lo reemplaza con
material nuevo o de repuesto existente de la misma o mejores
cualidades del componente original
Reparación
El trabajo necesario para restaurar un sistema de tubería a la
condición adecuada para la operación segura en las condiciones de
diseño. Si cualquiera de los cambio de la restauración resulta en un cambio de presión o
temperatura de diseño, los requerimientos para reclasificación deberán de ser satisfechos.
Cualquier operación de soldadura, corte o rectificado en un componente de tubería conteniendo
presión no considerado espeficamente una alteración es considerado una reparación
API
API570
570
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DEFINICIONES
Organización de Reparación
El dueño o usuario de sistemas de tuberías quien reparar o altera
su equipo de acuerdo con API 570
Un contratista cuyas calificaciones son aceptables para el dueño
o usuario de sistemas de tuberías y quien hace reparaciones o
alteraciones de acuerdo con API 570
Uno que esta autorizado, es aceptable, o de otra manera no
prohibido por la jurisdicción y que hace reparaciones de acuerdo
con API 570
Reclasificación
Un cambio en uno o ambas temperatura de diseño o presión de
trabajo máxima permisible de un sistema de tubería. Una reclasificación
puede consistir de un incremento, un decremento o una combinación de ambos. Reducciones
debajo de las condiciones de diseño original es un medio para proveer incremento de tolerancia
de corrosión
API
API570
570
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DEFINICIONES
Interfase Suelo-Aire
Un área sobre la cual la corrosión externa puede ocurrir sobre una
tubería parcialmente enterrada. La zona de la corrosión varia dependiendo de factores tales
como humedad, contenido de oxigeno en el suelo y temperatura de operación. La zona generalmente es
considerada de 12 pulgadas abajo hasta 6 pulgadas arriba de la superficie del suelo. La tubería que corre
paralelo con la superficie del suelo y que contacta con el suelo es incluida.
Fragilización por Temple
Una perdida de ductibilidad y tenacidad de la muesca es susceptible en
aceros de aleaciones bajas, tales como 1 ¼ de cromo y 2 ¼ cromo,
debido a la exposición prolongada de servicio de temperatura alta
[700°F-1070°F(370°C-575°C)].
Reparación Temporal
Reparaciones hechas ha sistemas de tuberías en orden para restaurar
la integridad suficiente para la continuidad de la operación segura
hasta que la reparación permanente pueda ser programada y
consumada dentro de un periodo de tiempo aceptable para el inspector
o ingeniero de tubería
API
API570
570
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ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DUEÑO/USUARIO
General
Un dueño/usuario de sistemas de tuberías deberá ejercer control de
el programa de inspección de sistemas de tuberías, frecuencias de
inspección, mantenimiento y es responsable de la función de una
agencia de inspección autorizada de acuerdo con las previsiones de
API 570. La organización de inspección dueño/usuario deberá además controlar actividades
relativas a la reclasificación, reparación y alteración de sus sistemas de tuberías
Calificación y Certificación del Inspector de Tubería Autorizado API
El inspector de tubería autorizado deberá tener educación y
experiencia de acuerdo (conforme) con el apéndice A del código API
570. El inspector de tubería autorizado deberá ser certificado por el
API conforme a las previsiones del apéndice A.
API
API570
570
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ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DUEÑO/USUARIO
Responsabilidades
Dueño/usuario
La organización dueño/usuario es responsable de desarrollar,
documentar, implementar, ejecutar, y evaluar procedimientos de
inspección y sistemas de inspección de tubería que cumplan los
requerimientos de este código de inspección. Estos sistemas y procedimientos
serán contenidos en un manual de inspección de aseguramiento de calidad o procedimientos
escritos y deberán incluir:
Estructura del reporte o organización del personal de inspección
Mantenimiento y documentación de inspección y procedimientos
de aseguramiento de calidad
Reportes y documentación de inspección y resultados de pruebas
Acción correctiva de resultados de pruebas y inspecciones
API
API570
570
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ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DUEÑO/USUARIO
Responsabilidades Dueño/usuario (continua)
Auditoria interna de cumplimiento con el manual de inspección de
aseguramiento de calidad
Revisión y aprobación de dibujos, cálculos de diseño y especificaciones de
reparaciones, alteraciones, reclasificaciones
Aseguramiento que todos los requerimientos jurisdiccionales de
inspección de tubería, reparación, alteración, y reclasificación son
continuamente cumplidos
Reportes al inspector de tubería autorizado de cualquier cambio en el
proceso que pueda afectar la integridad de la tubería
Requerimientos de capacitación para el personal de inspección respecto a
herramientas de inspección, técnicas y conocimientos técnicos básicos
Control necesario tal que solo soldadores calificados y procedimientos de
soldadura son usados para todas las reparaciones y alteraciones
API
API570
570
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ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DUEÑO/USUARIO
Responsabilidades Dueño/usuario (continua)
Control necesario tal que solo personal de inspección no
destructiva y procedimientos calificados son utilizados
Control necesario tal que solo material conformando la sección
aplicable del código ASME son utilizados para reparaciones y
alteraciones
Control necesario tal que todos los instrumentos de medición y
equipos de prueba son propiamente mantenidos y calibrados
Control necesario tal que el trabajo de inspección de contratista y
organizaciones de inspección cumplen los mismos requerimientos
de inspección como la organización dueño/usuario
Requerimientos de auditoria interna de el sistema de control de
calidad para dispositivos de presión-relevo(alivio)
API
API570
570
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ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DUEÑO/USUARIO
Ingeniero de Tubería
El ingeniero de tubería es responsable para el dueño/usuario de las
actividades involucrando diseño, revisión de ingeniería, análisis o
evaluación de sistemas de tubería cubiertas por API 570
Organización de Reparación
La organización de reparación deberá de ser responsable para el
dueño/usuario y deberá proveer los materiales, equipos, control de
calidad y trabajos necesarios para mantenimiento y reparación de los
sistemas de tubería conforme a los requerimientos de API 570
API
API570
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ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DUEÑO/USUARIO
Inspector de Tubería Autorizado
Cuando inspecciones, reparaciones o alteraciones están siendo
conducidas en sistemas de tuberías, un inspector API de tubería
autorizado será el responsable para el dueño/usuario en determinar
que los requerimientos de API 570 en inspección, examinación y
prueba son cumplidos y deberá de estar involucrado en las
actividades de inspección. El inspector de tubería puede ser asistido
en la realización de inspección visual por otros individuos
adecuadamente calificado y capacitado, quien puede o no puede ser
inspector de tubería certificado. Sin embargo, todos los resultados
de examinaciones pueden ser evaluados y aceptados por el
inspector de tubería
API
API570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Inspección Basada en Riesgo
La identificación y evaluación de mecanismos de degradación
potencial son pasos importantes en una evaluación de la
probabilidad de falla de una tubería. Sin embargo, el ajuste de las
tácticas y estrategias de inspección para explicar las consecuencias
de una falla deberá de ser considerada. Combinación de la
evaluación de la probabilidad de falla y la consecuencia de falla son
elementos esenciales de una inspección basada en riesgo.
La evaluación de la probabilidad de falla puede ser basada en todas las formas de degradación que
pueda razonablemente ser esperada que afecta el circuito de tubería en cualquier servicio
particular. Ejemplos de mecanismos de degradación:
Perdida de metal interno o externo de una forma identificada de corrosión (localizada o general)
Todas las formas de grietas incluyendo la asistida por hidrogeno y agrietamiento por esfuerzo de
corrosión (stress corrosion cracking) de la superficie interior y exterior de tubería y
Cualquier otra forma de degradación metalúrgica, corrosión
fragilización, termofluencia, etc.
API
API570
570
o mecánica tal como la fatiga,
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Inspección Basada en Riesgo (cont)
Adicionalmente, la efectividad de las practicas inspección,
herramientas y técnicas utilizadas para encontrar el esperado y
potencial mecanismo de degradación puede ser evaluado. La evaluación
de la probabilidad de falla puede ser repetida cada vez que cambios en el proceso o equipo son
hechos tal que afecta significantemente la velocidad de degradación o causa falla prematura de la
tubería.
Otros de los factores que deberán ser considerados en una evaluación de RBI incluye:
Lo apropiado de los materiales de construcción
Condiciones de diseño del circuito de tubería, relativos a las condiciones de operación
Lo apropiado de los estándares y códigos de diseño utilizados
Efectividad del programa de monitoreo de corrosión y
La calidad de mantenimiento y aseguramiento de la calidad de inspección/programas de control
de calidad
Información y datos de falla de equipo será además información importante para esta evaluación
La evaluación de la consecuencia puede considerar el potencial de incidentes que puede ocurrir
como el resultado del relevo de fluido, incluyendo explosión, fuego, exposición toxica, impacto al
ambiente y otros efectos de la salud asociados con la falla de tubería.
API
API570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Preparación
Debido a los productos acarreados en los sistemas de tubería, las
precauciones de seguridad son importantes cuando el sistema es
inspeccionado, particularmente si es abierto para examinación de la
superficie interna
Los procedimientos de segregado de sistemas de tuberías, instalación de bloqueo (ventanas) y
ajuste de pruebas deberá ser una parte integral de las practicas de seguridad. En general, la
sección de tubería que es abierta deberá ser aislada de toda fuente de líquidos nocivos, gases o
vapores y purgada para remover todo el crudo y gases tóxicos o flamables y vapores
Antes de iniciar la inspección, el personal de inspección deberá obtener permiso para trabajar en la
vecindad del personal de operación responsable de los sistemas de tuberías
El equipo protector deberá ser vestido cuando es requerido por las regulaciones o por el
dueño/usuario
El equipo de ensayo no destructivo usado para la inspección esta sujeto a los requerimientos de
seguridad de equipos eléctricos de la instalación en operación
En general, los inspectores deberán familiarizarse con las reparaciones y resultados de inspección
previo de los sistemas de tubería del cual ellos son responsables. En particular, deberán
brevemente revisar el historial de sistemas de tuberías individual antes de realizar cualquiera de las
inspecciones requeridas por API 570
API
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Inspección de Tipos Específicos de Corrosión y Grietas
Cada dueño/usuario deberá proveer atención especifica la necesaria
para inspección de sistemas de tuberías que son susceptible a los
siguientes tipos específicos y áreas de deterioración:
Puntos de inyección
Tramos muertos
Corrosión bajo el aislamiento (CUI)
Interfase suelo-aire (S/A)
Corrosión localizada y servicio especifico
Erosión y corrosión/erosión
Ambiente agrietador
Corrosión debajo de deposito y recubrimientos
Grietas por fatiga
Grietas por termofluencia
Fractura frágil
Daño por congelamiento
API
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Puntos de inyección
Los puntos de inyección están algunas veces sujetos a corrosión localizada o acelerada en
condiciones de operación normal y anormal. Pueden ser tratados como circuitos de inspección
separado y estas áreas necesitan ser inspeccionadas a fondo sobre un programa regular
Cuando se designa un circuito de punto de inyección para los propósitos de inspección, el limite
recomendado corriente arriba del circuito de punto de inspección es un mínimo de 12 “ (300 mm) o
tres diámetros de tubería corriente arriba del punto de inyección, cualquiera es mayor. El limite
recomendado corriente abajo del circuito de punto de inyección es el segundo cambio de dirección
flujo pasado el punto de inyección o 25 ft (7.6 m) después del primer cambio en dirección de flujo,
cualquiera es menor. En algunos casos, es mas apropiado extender el circuito hasta la siguiente
pieza del equipo a presión.
La selección de ubicaciones de medida de espesores (TMLs) dentro de un circuito de punto de
inyección sujeto a corrosión localizada deberá estar conforme a las siguientes directrices:
Establecer las TMLs sobre el accesorio adecuado dentro el circuito de punto de inyección
Establecer las TMLs en la pared de tubería en la ubicación de la vulnerabilidad de pared de
tubería esperada del fluido inyectado
TMLs en ubicaciones intermedias a lo largo de una tubería grande recta dentro del circuito de
punto de inyección puede ser requerida
Establecer la TMLs en los limites de corriente (flujo) arriba y corriente (flujo) abajo de el circuito
de punto de inyección
API
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Puntos de inyección (continua)
Los métodos preferidos de inspección de puntos de inyección son radiografía y/o ultrasonido,
como es apropiado, para establecer los espesores mínimos en cada TML. Mediciones o escaneo de
ultrasonido en cuadriculado cerrado puede ser usado, dependiendo de la temperatura
Para algunas aplicaciones, es beneficial remover carretes de tuberías para facilitar la inspección
visual de la superficie interior. Sin embargo, medidas de espesores aun será requerida para
determinar los espesores remanentes
Durante inspecciones periódicas programadas, inspección mas extensiva deberá ser aplicada para
un área comenzando 12“ (300 mm) flujo arriba de la boquilla de inspección y continuando al menos
10 diámetros de tubería flujo abajo del punto de inyección. Adicionalmente, medidas y registros de
espesores en todos las TMLs dentro el circuito de punto de inyección
API
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Líneas muertas
La velocidad de corrosión en líneas (tramos) muertas puede variar significativamente de la tubería
activa adyacente. El inspector deberá monitorear espesores de pared sobre líneas muertas
seleccionadas, incluyendo el extremo estancado y en la conexión a la línea activa.
Corrosión Bajo el Aislamiento
La inspección externa de sistemas de tubería aisladas deberá incluir una revisión de la integridad
del sistema de aislamiento de condiciones que puedan conducir a corrosión bajo el aislamiento
(CUI) y de signos de CUI en curso (en proceso). Fuentes de humedad pueden incluir lluvias, fuga de
agua, condensación y sistemas de inundación. La forma mas común de CUI son corrosión
localizada de aceros al carbón y agrietamiento por esfuerzo de corrosión del cloro de aceros
inoxidables austeniticos.
La extensión de un programa de inspección de CUI puede variar dependiendo del clima local--locaciones marinas tibias puede requerir un programa muy activo; mientras que locaciones frías,
secas y del continente medio no puede necesitar un programa extensivo
API
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Sistemas de Tuberías Aisladas Susceptible a CUI
Ciertas áreas y tipos de sistemas de tubería son potencialmente mas susceptible a CUI, incluyendo
las siguientes:
Áreas expuestas a la vaporización de la bruma (neblina) de torres de enfriamiento de agua
Áreas expuestas a venteo de vapor
Áreas expuestas a sistemas de inundación
Áreas sujetas a derrames del proceso, ingreso de humedad o vapores ácidos
Sistemas de tubería de acero al carbón, incluyendo aquellas aisladas por protección del
personal, operando entre 25°F – 250°F (-4°C – 120°C). CUI es particularmente agresiva donde
temperaturas de operación causa condensación y revaporización frecuente o continua de la
humedad atmosférica
Sistemas de tubería de acero al carbón que normalmente opera en servicio arriba de 250° F
(120°C) pero esta en servicio intermitente
Líneas muertas y fijaciones (uniones, aditamentos) que sobresalen de la tubería aislada y opera a
una temperatura diferente que la temperatura de operación de la línea activa
Sistemas de tubería de aceros inoxidables austeniticos operando entre 150°F – 400°F (65°C204°C). (Estos sistemas son susceptibles al agrietamiento por esfuerzo de corrosión del cloro
Sistemas de tubería que vibran que tienen una tendencia a causar daño al aislamiento
enchaquetado proporcionando un camino al ingreso de humedad
API
API570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Sistemas de Tuberías Aisladas Susceptible a CUI (continua)
Sistemas de tubería que vibran que tienen una tendencia a causar daño al aislamiento
enchaquetado proporcionando un camino al ingreso de humedad
Sistemas de tubería con capas y/o envolturas deterioradas
Ubicaciones Comunes en Sistemas de Tuberías Susceptible a CUI
Las áreas de los sistemas de tuberías listadas en el punto anterior(5.3.3.1 de API 570) pueden tener
ubicaciones especificas que son mas susceptibles a CUI, incluyendo los siguientes:
Todas las penetraciones o rupturas en el sistema de enchaquetamiento del aislamiento, tal como:
Tramos muertos (venteo, drenes y otros elementos similar)
Ganchos de tubería y otros soportes
Válvulas y adaptadores (superficies de aislamiento irregular)
Atornillado en zapata de tubo
Indicio de vapor en penetraciones de tubo (tubería)
Terminación de aislamiento en bridas y otros componentes de tubería
Aislamiento enchaquetado faltante o dañado
Costuras del aislamiento enchaquetado localizadas en lo alto de la tubería horizontal o
aislamiento enchaquetado incorrectamente sellado o taponado
Terminación del aislamiento en un tubo vertical
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Ubicaciones Comunes en Sistemas de Tuberías Susceptible a CUI (cont.)
Calafateo que se ha endurecido, separado o hay faltante
Bombeo o manchado del aislamiento o sistema enchaquetado o faltante de bandas (tiras). (El
bombeo puede indicar acumulamiento de producto de corrosión)
Puntos bajos en sistemas de tuberías que tienen una ruptura conocida en el sistema de
aislamiento, incluyendo puntos bajos a lo largo del corrido de tubería sin apoyo
Bridas de aceros de aleaciones bajas y al carbón, tornillos y otros componentes bajo el
aislamiento en sistemas de tubería de aleaciones bajas
Ubicaciones donde relleno de aislamiento ha sido removido para permitir la medida de espesores
de tubería sobre tubería aislada deberá recibir atención particular. Los rellenos deberán ser
correctamente remplazados y sellados. Varios tipos de rellenos removibles están comercialmente
disponibles que permite la inspección y identificación de puntos de inspección de futura referencia
Interfase Suelo-Aire
Las interfases suelo-aire de tubería enterrada sin adecuada protección catódica deberá ser incluida
en el programa de inspección de tubería externa. La inspección en grado deberá checar el daño de
la capa, tubería desnuda y medida de profundidad de picadura. Si corrosión significante es notada,
medida de espesores y excavación puede ser requerida para evaluar si la corrosión esta localizada
en la interfase S/A o puede ser mas penetrante al sistema enterrado. Lecturas de espesores en la
interfase S/A puede evidenciar el metal y la corrosión acelerada si las capas y envolturas no están
propiamente restauradas.
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Interfase Suelo-Aire (continua)
Si la tubería enterrada tiene protección catódica satisfactoria como es determinado por monitoreo
de acuerdo con la sección 9 (API 570), la excavación es requerida solo si hay evidencia de daño de
capa o envoltura. Si la tubería enterrada esta sin capas en grado, consideraciones deberán ser
dadas para excavar de 6” hasta 12” (150 mm hasta 300 mm) de profundidad para evaluar el
potencial de daño oculto
En las interfases concreto a aire y asfalto a aire de tubo enterrado sin protección catódica, el
inspector deberá ver la evidencia que el calafateo o sellado en la interfase se ha deteriorado y
permite el ingreso de humedad. Si tal condición existe en sistemas de tuberías arriba de 10 años de
uso, puede ser necesario inspeccionar por corrosión debajo la superficie antes de resellar la unión
Servicio Especifico y Corrosión Localizada
Un programa de inspección efectivo incluye los siguientes tres elementos, los cuales ayudan a
identificar el potencial de servicio especifico y corrosión localizada y a seleccionar los apropiados
TMLs:
Un inspector con conocimiento en el servicio y en donde la corrosión es probable que ocurra
Uso extensivo de examinación no destructiva (NDE)
Comunicación con el personal de operación cuando trastornos en el proceso ocurren que pueda
afectar las velocidades de corrosión
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Servicio Especifico y Corrosión Localizada (continua)
Ejemplos simples de donde este tipo de corrosión puede ser esperado que ocurra incluye los
siguientes:
Fluido abajo de puntos de inyección y fluido arriba de separadores de producto, tales como
líneas de vertidos de un reactor de hidro-proceso
Corrosión en el punto de roció en condensadores de vapores, tales como la fraccionadora
sobre-cabeza
Ubicaciones de condensación de sal de amoniaco en hidro-procesos de vapores
Flujo de fases mezcladas y áreas turbulentas en sistemas ácidos
Grados mezclados de tubería de acero al carbón en servicio corrosivo de petróleo caliente [
450°F (230°C) o temperatura alta y contenido de azufre en el petróleo mayor al 0.5 % en peso]. Note
que la tubería de acero sin silicio, tal como A 53 y el API 5L pueden corroerse a velocidades altas
que la tubería de acero con silicio, tal como el A 106, especialmente en ambiente de sulfuro a
temperatura alta
Corrosión bajo depósitos de lechadas, soluciones cristalizadas o fluidos de producción de
coque
Transporte (reserva) de cloro en sistemas de generación de reformadores catalíticos
Corrosión en puntos calientes en tubería con indicio de calor externo.
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Erosión y Corrosión/Erosión
La erosión puede ser definida como la remoción de material de la superficie por la acción de
numeros impacto individual de partículas sólidas o liquidas. Puede ser caracterizado por ranuras,
hoyos redondos, ondas y valles en un patrón direccional. La erosión usualmente ocurre en áreas de
flujo turbulento, tales como un cambio de dirección en un sistema de tubería o fluido abajo de
válvulas de control donde la vaporización puede tomar lugar. El daño por erosión es usualmente
incrementado en vapores con cantidades grandes de partículas sólidas o liquidas fluyendo a altas
velocidades. Una combinación de corrosión y erosión resulta en significante perdida de metal
mayor que la que puede ser esperada de solo corrosión o erosión. Este tipo de corrosión ocurre a
altas velocidades y en áreas de turbulencia alta.
Ejemplos de lugares a inspeccionar son los siguientes:
Fluido abajo de válvulas de control, especialmente cuando la apertura (destello) esta ocurriendo
Fluido abajo de orificios
Fluido abajo de bombas de descarga
En cualquier punto de cambio de dirección de flujo tal como en el radio interior y exterior de
codos
Fluido abajo de configuraciones de tubería (tales como válvula, bridas, etc) que produce
turbulencia, particularmente en sistemas de velocidad sensitiva tal como el hidrosulfuro de
amoniaco y sistemas de ácido sulfúrico
Áreas con sospecha de corrosión/erosión localizada serán inspeccionadas usando métodos NDE
que den datos de espesores sobre un área amplia, tal como el escaneo ultrasónico, perfil de
radiografía o corriente de Eddy.
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Agrietamiento ambiental
Materiales de construcción de sistemas de tubería son normalmente seleccionados para resistir
varias formas de agrietamiento por esfuerzo de corrosión (SCC, stress corrosion cracking). Sin
embargo, algunos sistemas de tubería pueden ser susceptibles al agrietamiento ambiental debido a
condiciones de trastornos del proceso, CUI, condensación anticipada o exposición a carbonatos o
sulfuro de hidrogeno húmedo
Ejemplos de agrietamiento ambiental incluye:
SCC por cloro de aceros inoxidables austeníticos debido a la humedad y cloro bajo el
aislamiento, bajo depósitos, bajo sellos o dentro fisuras [crevice (hendidura)]
SCC por ácido politiónico de aleaciones de aceros austeniticos sensibilizados debido a la
exposición de sulfuro, condensación de humedad o oxigeno
SCC por cáustico (algunas veces conocido como fragilización cáustica)
SCC por amina en sistemas de tubería que no tienen relevado de esfuerzo
SCC por carbonato
SCC en ambiente donde existe sulfuro de hidrogeno humedo, tal como sistemas que contienen
agua amarga (salada)
Daño por ampollamiento de hidrogeno y agrietamiento inducido por hidrogeno (HIC)
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Agrietamiento ambiental (continua)
Cuando el inspector sospecha o es notificado que circuitos específicos son susceptibles a
ambiente de grietas, el inspector deberá programar inspecciones periódicas. Tales inspecciones
pueden tomar la forma de la superficie de NDE [ensayo de liquido penetrante (PT), o ensayo de
partícula magnética fluorescente húmeda (WFMT) o ultrasonido (UT). Donde es disponible, carretes
sospechosos pueden ser removidos de los sistemas de tubería y abierto en tajo para la
examinación de la superficie interna
Si el ambiente de grieta es detectado durante la inspección interna de recipientes a presión y la
tubería es considerada igualmente susceptible, el inspector deberá designar apropiada carretes de
tubería fluido arriba y fluido debajo de el recipiente a presión para inspección del ambiente de
grietas.
Corrosión Debajo de Recubrimientos y Depósitos
Si el revestimiento interno o externo, recubrimientos refractario y los recubrimientos resistentes a
la corrosión están en buenas condiciones y no hay razón para sospechar una condición de
deterioración debajo de estos, no es usualmente necesario removerlo para inspección de los
sistemas de tuberías
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Corrosión Debajo de Recubrimientos y Depósitos (cont)
La efectividad de los recubrimientos resistentes a la corrosión es ampliamente reducida debido a
las rompeduras o hoyos en el recubrimientos. Los recubrimientos deberán de ser inspeccionados
por separación, rompedura, hoyos y ampollamiento. Si cualquiera de estas condiciones es notada,
puede ser necesario remover porciones del recubrimiento interno para investigar la efectividad del
recubrimiento y la condición del metal de tubería debajo del recubrimiento. Alternativamente,
inspección ultrasónica de la superficie externa puede ser usada para medida de espesores de
pared y detectar separación, hoyos, y ampollamiento.
Los recubrimientos refractarios pueden caerse o agrietarse en servicio causando o sin causar
cualquier problema significante. La corrosión debajo los recubrimientos refractarios puede resultar
en separación y bombeo (sobresalir) del refractario. Si el bombeo o separación del recubrimiento
refractario es detectado, porciones del refractario pueden ser removidos para permitir la
inspección de la tubería debajo el refractario. De otra forma, medidas de espesores por ultrasonido
puede ser realizado de la superficie del metal externa
Donde depósitos de operación, tales como el coque, están presente en una superficie de tubería, es
particularmente importante determinar si tales depósitos tienen corrosión activa debajo de ellos.
Esto puede requerir una inspección meticulosa en áreas seleccionadas. Líneas grandes deberán
tener los depósitos removidos en áreas criticas seleccionadas para examinación de punto (spot).
Líneas pequeñas puede requerir la selección de carretes para ser removidos o que métodos NDE,
tal como la radiografía sea realizada en áreas seleccionadas
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Agrietamiento por Fatiga
El agrietamiento por fatiga de sistemas de tubería puede resultar de esfuerzos cíclico excesivo que
son a menudo bastante mas bajo que el esfuerzo de cedencia estático del material. El esfuerzo
cíclico puede ser impuesto por medio mecánico, térmico o de presión y puede resultar en fatiga de
ciclo bajo o ciclo alto. El origen (llegada) de agrietamiento por fatiga de ciclo bajo es a menudo
directamente relativo al numero de ciclos experimentados de calentamiento (heat-up) y
enfriamiento (cool-down). Vibración excesiva de sistemas de tubería (tales como maquina o
vibración de flujo inducido) además pueden causar daño por fatiga de ciclo alto
El agrietamiento por fatiga puede típicamente ser primeramente detectada en puntos de
intensificación de esfuerzo alto tales como conexiones ramales. Ubicación donde metales de
diferentes coeficiente de expansión térmico son unidos por soldadura pueden ser susceptible a
fatiga térmica. Métodos preferidos de NDE para la detección de agrietamiento por fatiga incluye el
liquido penetrante (PT) o partícula magnética (MT). La emisión acústica puede además ser utilizada
para detectar la presencia de grietas que son activadas por pruebas de presión o esfuerzo
generados durante la prueba
De el total del numero de ciclos de fatiga requerido para producir una falla, la extensa mayoría son
requeridas para iniciar la grieta y relativamente pocos ciclos son requeridos para propagar la grieta
a la falla.
Por lo tanto, la instalación y diseño apropiado en orden para prevenir la iniciación del agrietamiento
por fatiga son importantes
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Agrietamiento por Termofluencia (cedencia plástica)
La termofluencia es dependiente en tiempo, temperatura y esfuerzo. El agrietamiento por
termofluencia puede eventualmente ocurrir en condiciones de diseño, desde que en algunos
códigos de tubería el esfuerzo permisible esta en el rango de termofluencia. El agrietamiento es
acelerado por interacción de fatiga y termofluencia cuando condiciones de operación en el rango
de termofuencia son cíclicos. El inspector deberá poner atención particular en áreas de
concentración
de
esfuerzo
alto.
Si
temperatura
excesivas
son
encontradas,
cambios
microestructural y de propiedades mecánicas en los metales puede dar lugar, lo cual puede
permanentemente debilitar el equipo. Desde que la termofluencia es dependiente del tiempo,
temperatura y esfuerzo, el nivel estimado o actual de estos parámetros deberá ser usado en
cualquier evaluación. Un ejemplo en donde el agrietamiento por termofluencia ha sido
experimentado en la industria es en los aceros de 1 ¼ de cromo arriba de 900°F (480°C)
Métodos de NDE de detección de agrietamiento por termofluencia incluye los ensayos de líquidos
penetrantes, partículas magnéticas, ultrasonido, radiografía y metalografía en sitio. El ensayo de
emisión acústica puede además ser utilizado para detectar la presencia de grietas que son
activadas por las presiones de las pruebas y esfuerzo generados durante las pruebas
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Fractura Frágil
Aceros de aleaciones bajas, aceros al carbón y otros aceros ferriticos son susceptible
a la fractura frágil a temperatura baja o ambiente. La fractura frágil usualmente no es
concernida con relación a espesores delgados de tubería. Muchas fracturas frágil han
ocurrido en la primera aplicación de un nivel de esfuerzo particular (tal como, en el
primer hidroensayo o sobre carga) a menos que defectos críticos son introducidos
durante el servicio. El potencial de fractura frágil deberá ser considerado cuando
rehidroensayo o mayor evaluación cuidadosa cuando se prueban reumáticamente
equipos o cuando se adicionan
cualquiera de las otras cargas adicionales. La
atención especial deberá de ser dada a aceros de aleaciones bajas (especialmente
material de 2 ¼ de cromo – 1 molibdeno) debido a que ellos pueden ser propenso a la
fragilización por temple y para los aceros inoxidables ferriticos
La publicación API 920, contiene información sobre la prevención de fractura frágil en
recipientes a presión, puede ser de ayuda en la evaluación de fractura potencial frágil
en sistemas de tubería
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Daño por Congelamiento
A temperaturas bajo, el agua y soluciones acuosas en sistemas de tubería
pueden congelarse y causar falla debido a la expansión de estos materiales.
Después de un tiempo de congelamiento severo inesperado, es importante
checar el daño por congelamiento para revelar (exponer) componentes de
tubería antes que el sistema se descongele. Si la ruptura ha ocurrido, la fuga
puede ser temporalmente impedida por el fluido congelado. Puntos bajos,
driplegs y tramos muertos de sistemas de tubería conteniendo agua deberán
ser cuidadosamente examinados por daño
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Tipos de Vigilancia (Supervisión) y Inspección
Diferentes tipos de inspección y vigilancia son apropiados dependiendo sobre las circunstancias y
del sistema de tubería. Estos incluyen los siguientes:
Inspección visual interna
Inspección de medidas de espesores
Inspección visual externa
Inspección por vibración de tubería
Inspección complementaria
Inspección Visual Interna
Inspecciones visuales internas no son normalmente realizadas sobre tubería. Cuando es posible y
practico, la inspección visual interna puede ser programada para sistemas tales como líneas de
transferencia (transmisión) de diámetro grande, ductos, líneas de catalizador o otros sistemas de
tubería de diámetro grande. Tales inspecciones son similar en naturaleza a las inspecciones de
recipientes a presión y deberá de ser conducida con métodos y procedimientos similares a los
seguidos en API 510. Técnica de inspección visual remota puede ser de ayuda cuando se
inspeccionan tubería demasiado pequeña para entrar
Una oportunidad adicional para inspección interna es proveída cuando bridas de tubería son
desconectadas, permitiendo la inspección visual de la superficie interna con o sin uso de NDE.
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Inspección de Medición de Espesores
La inspección de medida de espesores es realizada para determinar la condición interna y
espesores remanentes de los componentes de tubería. Las medidas de espesores pueden ser
obtenidas cuando el sistema de tubería esta fuera o en operación y deberá ser realizada por el
inspector o examinador
Inspección Visual Externa
Una inspección visual externa es realizada para determinar la condición del exterior de la tubería,
sistema de aislamiento, sistema de revestimiento y pintura y hardware asociado; y chequeo de
signo de desalineamiento, vibración y fuga.
Cuando la acumulación de producto de corrosión es notada en áreas de contacto de soporte de
tubería, el levantamiento de tales soportes puede ser requerido para inspección. Cuando se hago
esto, el cuidado será ejercido si la tubería esta en servicio.
La inspección de tubería externa puede ser realizada cuando el sistema de tubería esta en servicio.
Consulte a la practica recomendada API 574 para información de ayuda sobre la conducción de
inspección externa
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Inspección Visual Externa (cont)
La inspección externa deberá incluir reconocimiento de la condición de los soportes y ganchos de
tubería. Casos de agrietamiento y ganchos rotos, “fondo fuera” de los muelles de soportes,
zapatos de los soportes desplazados de los miembros de soportes o otra condición dominante
incorrecta deberá ser reportada y corregida. Las piernas patrón de soporte vertical además serán
checadas para confirmar que no están llena con agua que es causante de corrosión externa de los
recipientes a presión o corrosión interna de las piernas de soportes. Las piernas patrón de los
soportes horizontal deberán ser checadas para determinar que los desplazamientos ligeros de la
horizontal no están causando atrapamiento de humedad
contra la superficie externa del
componente de tubería activo
Las juntas de expansión del fuelle deberán ser inspeccionadas visualmente por deformación
inusual, desalineamiento o desplazamiento que puede exceder el diseño
El inspector deberá examinar los sistemas de tubería por la presencia de cualquier modificación de
campo o reparación temporal no previamente registrada en los dibujos y/o registro de tubería
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Inspección Visual Externa (cont)
El inspector además deberá estar alerta a la presencia de cualquier componente en servicio que
pueda ser poco apropiado para la operación de termino largo, tal como bridas incorrecta,
reparaciones temporales (abrazaderas), modificaciones (manguera flexible) o válvulas de
especificación incorrecta. Componentes roscados que puedan ser mas fácilmente removibles y
instalados merece la atención particular debido a su potencial alto de instalación de componentes
incorrecto
La inspección externa periódica del punto 6.4 del código API 570 normalmente será conducida por
el inspector, quien además además será responsable de la inspección de reparación y registros
permanentes. Operadores calificados o personal de mantenimiento puede además conducir
inspecciones externas, cuando es aceptable para el inspector. En tal caso, la persona conduciendo
inspección de tubería externa de acuerdo con API 570 deberá estar calificado por una cantidad
apropiada de entrenamiento (capacitación)
En adición a los programas de inspección externa que son documentados en registros de
inspección, es beneficial para el personal quien frecuenta el área para reportar deterioración o
cambios al inspector
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Vigilancia del Movimiento de Línea y Vibración de Tubería
El personal de operación deberá reportar vibración o balanceo (oscilación) de tubería al ingeniero o
personal de inspección para evaluación. Otros movimientos significantes de líneas deberán ser
reportados que puedan haber resultado de martilleo de liquido, golpeo de liquido en líneas de
vapor o expansión térmica anormal. En cruces donde la vibración de sistemas de tubería son
moderados, ensayo de partícula magnética periódica o ensayo de líquidos penetrantes deberá de
ser considerado para chequeo del comienzo de agrietamiento por fatiga. Conexiones ramales
deberán recibir atención especial
Inspección Complementaria
Ejemplos de tales inspecciones incluye el uso periódico de radiografía y/o termografía para checar
el llenado (tapado) o faltado (contaminado) interno, termografía para chequeo de puntos calientes
en sistemas refractarios lineados o inspección de ambiente de grietas. La emisión acústica,
detección de fuga acústica, y termografía puede ser utilizado para vigilancia y detección de fuga
remota. El ultrasonido y/o radiografía puede ser utilizado para detección de corrosión localizada
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Ubicaciones de Medidas de Espesores
General
Las ubicaciones de medidas de espesores (TMLs) son áreas especificas a lo largo del circuito de
tubería donde las inspecciones serán realizadas. La naturaleza de la ubicación de medida de
espesores (TML) varia de acuerdo con su ubicación en el sistema de tubería. La selección de las
TMLs deberá considerar el potencial de corrosión localizada y corrosión de servicio especifico
Monitoreo de TML
Cada sistema de tubería deberá de ser monitoreado por toma de medida de espesores en las TMLs.
Los circuitos de tubería con consecuencia de potencial alto si la falla ocurriera y aquellos sujetos a
velocidades de corrosión alta o corrosión localizada normalmente tendrán mas TMLs y serán
monitoreado
mas
frecuentemente.
Las
TMLs
deberán
ser
apropiadamente
distribuida
completamente en cada circuito de tubería. Las TMLs pueden ser eliminadas o el numero reducido
bajo ciertas circunstancias, tales como en tubería del lado de enfriamiento de una plante de
olefinas, tubería de amoniaco anhidros, productos de hidrocarburos limpio no corrosivo o tubería
de aleación alta para producto puro. En circunstancias
donde las TMLs es sustancialmente
reducida o eliminada, personas con conocimiento en corrosión deberán ser consultadas
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Ubicaciones de Medidas de Espesores
Monitoreo de TML (cont)
Los espesores mínimos (delgados) de cada TML pueden ser localizados por escaneo de
ultrasonido o radiografía. La técnica electromagnética puede ser usada para identificar áreas
delgadas que puedan entonces ser medidas por ultrasonido o radiografía. Cuando es realizado con
ultrasonido, el escaneo consiste de toma de varias lecturas de espesores en la TML registrado para
localizar el adelgamiento
Las lecturas menores (delgadas) o un promedio de varias mediciones de lectura tomadas dentro
del área del punto de ensayo deberán de ser registrada y usadas para calcular la velocidad de
corrosión, vida remanente y la fecha de la próxima inspección
Donde es apropiado, las medidas de espesores deberán incluir mediciones en cada uno de los
cuatro cuadrantes sobre la tubo y accesorios, con atención especial en el radio interior y exterior
de codos y tees donde la corrosión/erosión puede incrementar las velocidades de corrosión. Como
un mínimo, las lecturas delgadas (menores) y su ubicación deberá ser registrada
Las TMLs deberán ser establecidas para áreas con continuada CUI, corrosión en interfases S/A o
otras ubicaciones de corrosión localizada potencial así como por general, corrosión uniforme
Las TMLs deberá ser marcada en los dibujos de inspección en los sistemas de tubería para permitir
mediciones repetidas en las mismas TMLs. Este procedimiento de registro provee datos de mayor
precisión para la determinación de velocidad de corrosión
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Ubicaciones de Medidas de Espesores
Selección de la TML
En la selección o ajuste del numero y ubicación de los TMLs, el inspector deberá tomar dentro sus
consideraciones (versión) el patrón de corrosión que pueda ser esperado y que ha sido
experimentado en la unidad de proceso. Un número de procesos comunes de corrosión en
unidades de refinería y petroquímica son relativamente uniforme en naturaleza, resultando en una
velocidad equitativamente constante de reducción de pared de tubería independiente de la
ubicación dentro del circuito de tubería, ambos axialmente o circunferencialmente. Ejemplos de tal
fenómeno de corrosión incluye la corrosión del azufre a alta temperatura y la corrosión de agua
salada (las velocidades proveídas no son tan excesivas como la local causada por
corrosión/erosión de codos, tees y otros elementos similares). En estas situaciones, el numero de
las TMLs requerido para monitorear un circuito es poco en comparación de los requeridos para
monitorear circuitos sujetos a mayor perdida de metal localizada. En teoría, un circuito sujeto a
corrosión perfectamente uniforme puede ser adecuadamente monitoreado con un simple TML. En
la realidad, la corrosión nunca es verdaderamente uniforme, de manera que adicional TMLs pueden
ser requeridos. Los inspectores pueden usar su conocimiento (y la de otros) de las unidades de
proceso para optimizar la selección de TML para cada circuito, balanceando los esfuerzos de
recopilación de datos con los beneficios proveídos por los datos
API
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Ubicaciones de Medidas de Espesores
Selección de la TML (cont)
Mayores TMLs deberán de ser seleccionadas para sistemas de tubería con
cualquiera de las siguientes características:
Potencial alto de creación de emergencia en la seguridad y el ambiente
sobre el evento de una fuga
Velocidades de corrosión alta esperada y experimentada
Potencial alto de corrosión localizada
Mayor complejidad en termino de accesorios, ramales (bifurcación),
tramos muertos, puntos de inyección y otros elementos similares
Potencial alto de CUI
API
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Ubicaciones de Medidas de Espesores
Selección de la TML (cont)
Pocos TMLs pueden ser seleccionadas para sistemas de tubería con cualquiera de las
siguientes tres características:
Potencial bajo de creación de emergencia en la seguridad y el ambiente sobre el
evento de una fuga
Sistemas de tubería relativamente no corrosivo
Sistemas de tubería de recorrido recto, larga (grandes)
Las TMLs pueden ser eliminados para sistemas de tubería con ambas de las
siguientes dos características:
Potencial extremadamente bajo de creación de emergencia en la seguridad y el
ambiente sobre el evento de una fuga
Sistemas no corrosivos, como es demostrado por el historial o servicio similar y
sistemas no sujetos a cambios que puedan causar corrosión
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Método de Medición de Espesores
Los instrumentos de medición de espesores por ultrasonido usualmente son los
medios mas precisos (exacto) para obtener mediciones de espesores en tubería
grandes instaladas mayores a 1 NPS. Las técnicas de radiografía de perfil son
preferidas para diámetros de tubería de 1 NPS y menores. Las técnicas de radiografía
de perfil puede ser usada para localizar áreas a ser medidas, particularmente en
sistemas aislados o donde la corrosión localizada o no uniforme es sospechada.
Donde es practico, el ultrasonido puede ser usado para obtener los espesores
actuales de las áreas para ser registradas (documentadas).
Cuando la corrosión en un sistema de tubería es no uniforme o el espesor remanente
esta cercano el espesor mínimo requerido, mediciones de espesores adicionales
pueden ser requeridos. El escaneo de ultrasonido y radiografía son los métodos
preferidos en tales casos. El dispositivo de corriente de Eddy puede además ser usado
Cuando las mediciones por ultrasonido son tomadas arriba de 150°F (65°C),
instrumentos, acoplantes y procedimientos deberán ser usados tal que resulta
mediciones precisas a temperaturas altas. Las mediciones deberán ser ajustada por el
apropiado factor de corrección de temperatura
API
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Método de Medición de Espesores (cont)
Factores que pueden contribuir a reducir la precisión de las mediciones
ultrasónicas incluye los siguientes:
Calibración incorrecta del instrumento
Escama o revestimiento externo
Rugosidad excesiva de la superficie
Excesivo balanceo del sondeo [exploración] (sobre una superficie
curvada)
Defectos sub-superficial del material, tales como laminaciones
Efectos por temperatura [a temperaturas arriba de 150°F (65°C)]
Pantallas pequeña de detector de defecto
Espesores menores de 1/8 de pulgada (3.5 mm) para típicos calibradores
de espesores digital
API
API570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Método de Medición de Espesores (cont)
En la determinación de la velocidad de corrosión será valido que las
mediciones sobre un punto delgado sea repetida tan cercano como sea
posible en la misma ubicación
Alternativamente, las lecturas mínimas o un promedio de varias lecturas en
el punto de ensayo pueden ser consideradas
Cuando los sistemas de tubería están fuera de servicio, las mediciones de
espesores puede sen tomadas a través de las aberturas usando calibradores
Los calibradores son de ayuda en la determinación de espesores
aproximados de fundiciones, forjas y cuerpos de válvulas, también para
aproximaciones de profundidad de picadura de CUI sobre el tubo
Los dispositivos de medición de profundidad de picadura pueden además
ser usados para determinar la profundidad de perdida de metal localizada
API
API570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Prueba a Presión de Sistemas de Tubería
Los ensayos a presión no son normalmente conducido como parte de una inspección rutinaria.
Cuando son conducidos, el ensayo a presión deberá ser realizada de conformidad con los
requerimientos de B31.3. Requerimientos adicionales son proveídos en PR API 574 y la PR API
920. Las pruebas a presión baja, son usada solo para ajuste de sistemas de tubería, pueden ser
conducidas a presiones designadas por el dueño/usuario
El fluido de la prueba deberá ser agua a menos que exista la posibilidad de daño debido a
congelamiento u otro efecto adverso del agua sobre el sistema de tubería o el proceso o al menos
que el agua de la prueba origine contaminación y su disposición presenta problemas al ambiente.
En ambos casos, otro liquido adecuado no toxico puede ser usado. Si el liquido es flamable, su
punto de destello (encendido) deberá ser al menos a 120°F (49°C) o mayor y las consideraciones
deberán ser dadas por el efecto del ambiente de la prueba sobre el fluido de la prueba
La tubería fabricada de o teniendo componentes de acero inoxidable de la serie 300 deberán ser
hidro-ensayadas con una solución hecha superior al agua potable o vapor condensado. Después
que la prueba es completada, la tubería será completamente drenada (todos los puntos altos de
venteo deberán ser abierto durante el drenado) el aire soplado o de otra manera secado. Si el agua
potable no esta disponible o si el dreneo y secado inmediato no es posible, agua teniendo teniendo
un nivel de cloro muy bajo, alto PH (>10) y la adición de inhibidor puede ser considerada para
reducir el riesgo de picadura y corrosión inducida microbiologicamente
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Prueba a Presión de Sistemas de Tubería (cont)
Para tubería de aceros inoxidables austeniticos sensibilizados sujetas a agrietamiento
por esfuerzo de corrosión del politiónico, las consideraciones deberán ser dadas para
usar una solución de agua alcalina para la prueba a presión (ver PR NACE 0170)
Si una prueba a presión es mantenida por un periodo de tiempo y el fluido de la
prueba en el sistema esta sujeto a expansión térmica, las precauciones deberán ser
tomadas para evitar presión excesiva
Cuando una prueba a presión es requerida, deberá ser conducida después de
cualquier tratamiento térmico
Antes de la aplicación de una prueba hidrostática a los sistemas de tubería, las
consideraciones deberán ser dada para el diseño de la estructura de los soportes
Una prueba a presión neumática puede ser usada cuando es impractico una prueba
hidrostática debido a las limitaciones por proceso, temperatura o estructural. Sin
embargo, el potencial de riesgo para el personal y propiamente de la prueba
neumática deberá ser considerado cuando se esta llevando a cabo tal prueba. Como
un mínimo, las precauciones de inspección contenidas en B31.3 deberán ser aplicadas
en cualquier prueba neumática
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Prueba a Presión de Sistemas de Tubería (cont)
Durante una prueba a presión, donde la presión de la prueba excede la presión de
ajuste de la válvula de seguridad sobre un sistema de tubería, la válvula de relevo de
seguridad o válvulas deberán ser removidas o bloqueada en la duración de la prueba.
Como una alternativa, cada disco de válvula puede estar sostenido abajo por una
abrazadera de prueba de diseño adecuado. La aplicación de una carga adicional al
resorte de la válvula por giro de ajuste del tornillo no es recomendado. Líneas
conteniendo juntas de expansión que no pueden ser removidas o aisladas pueden ser
probadas a una presión reducida de acuerdo con los principios de B31.3. Si válvulas
de bloqueo son usadas para aislar un sistema de tubería de una prueba a presión, el
cuidado será tomado para no exceder la presión del asiento permisible como es
descrito en ASME B16.34 o dato del fabricante de la válvula aplicable
Sobre la terminación de una prueba a presión, los dispositivos de relevado de presión
de su posición adecuada y otros accesorios removidos o hechos inoperantes durante
la prueba a presión deberán ser reinstalados o reactivados
API
API570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Trazabilidad y Verificación del Material
Durante las reparaciones o alteraciones de sistemas de tubería de aleaciones bajas a
altas, el inspector deberá verificar la instalación de los materiales nuevos correcto. A
discreción de el dueño/usuario o el inspector, esta verificación puede ser un chequeo
o ensayo al 100% en ciertas situaciones criticas o por muestreo a un porcentaje de los
materiales. La prueba puede ser lograda por el inspector o examinador por uso de un
método portable adecuado, tal como la prueba química por punto, analizador de
espectrografía óptica o analizador fluorescente de rayos-X. El chequeo puede
involucrar verificación de reportes de pruebas sobre los materiales, marcado de
componentes de tubería y pernos y dimensiones clave
Si un componente del sistema de tubería falla debido a que un material incorrecto fue
inadvertidamente sustituido por el material de tubería correcto, el inspector deberá
considerar la necesidad de verificación posterior de los materiales de tubería
existente. La extensión de la posterior verificación depende de circunstancias tal
como la consecuencia de falla y la probabilidad de mas errores del material
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Inspección de Válvulas
Normalmente, las mediciones de espesores no son tomadas rutinariamente en válvulas de
circuitos de tubería. El cuerpo de la válvula es normalmente grueso en comparación con
otros componentes de tubería por razones de diseño. Sin embargo, cuando las válvulas son
desmanteladas para servicio y reparación, el taller deberá estar atento a cualquier patrón de
corrosión inusual o adelgamiento y cuando es notado, reportara la información al inspector.
Los cuerpos de válvulas que son expuestos a temperaturas cíclicas bruscas (por ejemplo,
unidad de generación de reformadores catalíticos y limpiezas por vapor) deberán ser
examinadas periódicamente por agrietamiento por fatiga térmica
Si las válvulas de compuerta son conocidas a ser o se sospechada que están siendo
expuesta a corrosión/erosión, las lecturas de espesores deberán ser tomadas entre los
asientos, desde que esta es un área de esfuerzo alto y turbulencia alta
Las válvulas de control o otras válvulas reguladoras, particularmente en servicio de
descenso (goteo) y slurry (compuesto acuoso de lodo o cemento) a presión alta, pueden ser
susceptible a corrosión/erosión localizada del cuerpo fluido arriba del orificio. Si tal perdida
de metal es sospechada, la válvula deberá ser removida de la línea para inspección interna.
Además el interior del apareamiento de brida y tubería fluido arriba deberá ser
inspeccionada por perdida de metal local
API
API570
570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Inspección de Válvulas (cont)
Cuando el cierre del cuerpo de la válvula y/o presión de prueba son realizado después del
servicio, deberán ser conducidos de acuerdo con el estándar API 598
Válvulas check (de freno) criticas deberán ser inspeccionadas visualmente y internamente
para garantizar que detienen flujo reversible . Un ejemplo de una válvula check critica puede
ser la válvula check localizada en la salida de una mulifase, en la descarga de bombeo de la
cabeza alta de hidroproceso. La falla de tal válvula check operando correctamente puede
resultar en sobrepresión de la tubería durante un flujo reversible. El método de inspección
visual normal deberá incluir:
Chequeo para asegurar que la tapa (solapa) es libre para moverse, como es requerido, sin
excesiva holgura por desgaste
El área de parada de la tapa (solapa) no deberá tener desgaste excesivo. Esto minimiza la
probabilidad que la tapa se mueva pasando justo la posición central de parada y
permanezca en una posición abierta cuando la válvula check es montada en la posición
vertical
La tuerca de la tapa deberá ser asegurada a el tornillo de la tapa para evitar que el
respaldo quede fuera de servicio
Los chequeos por fuga de válvulas check criticas no son normalmente requerido
API
API570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Inspección de Soldaduras en Servicio
La inspección de la calidad de soldadura de tubería es normalmente consumada como parte de los
requerimientos de nuevas construcciones, reparaciones o alteraciones. Sin embargo, las
soldaduras son a menudo inspeccionadas por corrosión como parte de una inspección de perfil de
radiografía o como parte de una inspección interna. Preferentemente cuando la corrosión en
soldadura es notada, soldaduras adicionales en el mismo circuito o sistema deberán ser
examinadas por corrosión
En ocasiones, examinaciones de radiografía de perfil puede revelar imperfecciones en la soldadura.
Si imperfecciones conocida como grieta son detectadas mientras el sistema de tubería esta en
operación, inspección posterior con radiografía de perfil de soldadura y/o ultrasonido puede ser
usado para evaluar la magnitud de la imperfección. Adicionalmente, el esfuerzo deberá ser hecho
para determinare si las imperfecciones conocida como grieta son de soldadura de fabricación
original o puede ser de un mecanismo del ambiente de grieta
El agrietamiento por ambiente deberá ser evaluados por los ingenieros de tubería
Si las imperfecciones notadas son del resultado de soldadura de fabricación original, la inspección
y/o análisis de ingeniería es requerido para evaluar el impacto de la calidad de la soldadura sobre la
integridad de la tubería. Este análisis puede sen uno o mas de los siguientes:
A juicio del inspector
A juicio del inspector de soldadura certificado (CWI)
API
API570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Inspección de Soldaduras en Servicio (cont)
A juicio del ingeniero de tubería
Análisis de ingeniería de fines para servicio
Las cuestiones a considerar cuando se evalúa la calidad de soldaduras existentes
incluye los siguiente:
Criterio de aceptación de inspección de fabricación original
Extensión, magnitud y orientación de imperfecciones
Periodo (cantidad) de tiempo en servicio
Operación contra condiciones de diseño
Presencia de esfuerzo en tubería secundaria (residual y térmico)
Potencial de cargas de fatiga (mecánica y térmica)
Sistemas de tubería secundaria o primaria
Potencial de impacto o cargas pasajeras
Potencial de ambiente de grietas
Dureza de la soldadura
API
API570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Inspección de Soldaduras en Servicio (cont)
En muchos casos de soldaduras en servicio, no es apropiado el uso al azar o criterio
de aceptación de radiografiado por punto de la calidad de soldadura en ASME B31.3.
Estos criterios son intencionados para su aplicación a construcción nueva sobre un
ensamble de soldadura, no justo a las soldaduras examinadas, en orden para evaluar
la calidad probable de todas las soldaduras (o soldadores) en el sistema. Algunas
soldaduras pueden existir tal que no cumplen estos criterios pero aun se desempeñan
satisfactoriamente en el servicio después de ser hidroensayada. Esto es
especialmente verdadero sobre conexiones ramales pequeñas que no son
normalmente examinadas durante la construcción nueva
API
API570
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PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Inspección de Juntas Bridadas
El marcado sobre una muestra representativa de juntas (empaquetaduras) y
sujeciones de reciente instalación deberán ser examinadas para determinar si
cumplen la especificación del material
Las marcas son identificadas en los estándares aplicable ASME y ASTM. Las
sujeciones cuestionables deberán ser verificadas o renovadas
Las sujeciones deberán extender complemente a través de sus tuercas
Si las bridas instaladas están excesivamente dobladas, sus marcas y espesores
deberán ser checados contra los requerimientos de ingeniería antes de tomar la
acción correctiva
API
API570
570
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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION
General
La frecuencia y extensión de inspección sobre los circuitos de tubería depende de las formas de
degradación que pueda afectar la tubería y consecuencia de una falla de tubería. La estrategia de
inspección basada en la probabilidad y consecuencia de falla, es referenciado como inspección
basada en riesgo
El plan simplificado de clasificación de tubería es basado sobre la consecuencia de falla. Esta
clasificación es usada para establecer la frecuencia y extensión de inspección. El dueño/usuario
puede idear un plan de clasificación mas extensivo que evalúa con mas precisión la consecuencia
para ciertos circuitos de tubería. La evaluación de la consecuencia puede considerar el potencial
de explosión, fuego, toxidad, impacto al ambiente y otros efectos potenciales asociado con las
falla.
Después de que una evaluación efectiva es conducida, el resultado puede ser usado para
establecer una estrategia de inspección del circuito de tubería y mas específicamente definir mejor
lo siguiente:
Los métodos de inspección mas apropiados, alcance, herramientas y técnicas a ser utilizadas
basadas en las formas esperadas de degradación,
Las frecuencias de inspección apropiada,
La necesidad de la prueba a presión después de que el daño ha incurrido o después que
reparaciones o modificaciones han sido completada y
La prevención y pasos de mitigación para reducir la probabilidad y consecuencia de una falla de
tubería
API
API570
570
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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION
General (cont)
Una evaluación de RBI puede ser usada para incrementar o disminuir los
limites de inspección descritos en la tabla 6.2 (API 570). Similarmente, la
extensión de inspección puede ser incrementada o disminuida mas allá de
los objetivos de la tabla 6.2 (API 570) por una evaluación de RBI. Cuando es
usado para incrementar los limites de intervalo de inspección o la extensión
de inspección, evaluaciones de RBI deberán ser conducidas a intervalos no
excediendo los limites respectivo de la tabla 6.2 (API 570), o mas a menudo
si es justificado por el proceso, equipo o cambios de consecuencia. Las
evaluaciones RBI deberán ser revisadas y aprobadas por un ingeniero de
tubería y autorizado por el inspector de tubería a intervalos no excediendo
los limites respectivos de la tabla 6.2 (API 570) o mas a menudo si es
justificado por el proceso, equipo o cambio de consecuencia
API
API570
570
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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION
Clases de Tubería de Servicio
Todos los sistemas de tubería de proceso deberán ser categorizados dentro de diferentes clases.
Tal sistema de clasificación permite esfuerzo de inspección extra para ser enfocado sobre sistemas
de tubería que puedan tener potencial de consecuencia alto si la falla o perdida de contención
ocurriera. En general, los sistemas de clasificación alto requieren inspección mas extensiva a
intervalos cortos en orden para afirmar su integridad para continuar con la operación segura
Las clasificaciones deberán ser basadas en los efectos potencial en la seguridad y el ambiente
ocurrida una fuga
El dueño/usuario deberá mantener registro del fluido manejado en la tubería de proceso,
incluyendo su clasificación. La practica recomendada API 750 y la NFPA 704 provee información
que puede ser de ayuda en la clasificación de los sistemas de tubería de acuerdo al peligro
potencial de los fluidos de procesos que contienen
Clases 1
Servicios con un potencial alto del resultado de una emergencia inmediata si la fuga ocurriera
están en la clase 1. Tal emergencia puede ser en la seguridad o ambiental en naturaleza:
Servicios flamables que pueden ser auto-refrigerantes y llevar a la fractura frágil
Servicios presurizados que pueden rápidamente vaporizarse durante el relevo, creando vapores
que pueden colectarse y formar una mezcla explosiva, tal como los fluidos C2, C3 y C4
Sulfuro de hidrogeno (mayores del 3% en peso) en un fluido (flujo) gaseoso
API
API570
570
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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION
Clases 1 (cont)
Cloruro de hidrogeno anhidros
Ácido hidrofluorico
Tubería sobre o adyacente al agua y tubería debajo de autopista publica
Clases 2
Servicios no incluidos en las otras clases están en la clase 2. Esta clasificación incluye la mayoría
de las tuberías de unidades de proceso y tubería seleccionada fuera de sitio:
Hidrocarburos en sitio que se vaporiza lentamente durante el relevo
Hidrogeno, gas combustible y gas natural
Cáusticos y ácidos fuertes en sitio
Clases 3
Servicios que son flamables pero que no se vaporizan significantemente cuando fugan y no están
localizados en áreas de actividad alta están dentro la clase 3. Servicios que son potencialmente
nocivo al tejido humano pero están localizados en áreas remotas pueden ser incluidos dentro esta
clase:
Hidrocarburos en sitio que no se vaporiza significantemente durante el relevo
Destilado y líneas de productos al final de almacenamiento y cargas
Cáusticos y ácidos fuera de sitio
API
API570
570
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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION
Intervalos de Inspección
Los intervalos entre inspecciones de tubería deberá ser establecido y mantenido usando
los siguientes criterios:
Cálculos de vida remanente y velocidad de corrosión
Clasificación de tubería de servicio
Requerimiento jurisdiccional aplicable
Juicio del inspector, ingeniero de tubería, ingeniero supervisor de tubería o especialista
en corrosión, basado sobre las condiciones de operación, historial de previas
inspecciones, resultados de inspecciones actuales y condiciones que pueden justificar
inspecciones suplementarias
El dueño/usuario o inspector deberá establecer los intervalos de inspección para la
medición de espesores, inspección visual externa y donde es aplicable, para las
inspecciones interna y suplementaria
La medición de espesores deberá ser programada basada sobre el calculo de no mas de la
mitad de vida remanente determinada de las velocidades de corrosión o en los intervalos
máximos sugeridos de la tabla 6-1 (API 570), cualquiera el mas corto. Los intervalos cortos
pueden ser apropiado bajo ciertas circunstancias. Previo al uso de la tabla 6-1 (API 570), las
velocidades de corrosión deberán ser calculadas de acuerdo con 7.1.3 (API 570)
API
API570
570
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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION
Intervalos de Inspección (cont)
Los intervalos de inspección pueden ser revisados y ajustados como sea necesario
después de cada inspección o cambio significante en las condiciones de operación.
Corrosión general, corrosión localizada, picadura, ambiente de grieta y otras formas de
deterioración pueden ser consideradas cuando se esta estableciendo varios intervalos de
inspección.
Extensión de Inspección Visual Externa y Inspección por CUI
La inspección visual externa, incluyendo inspecciones de corrosión bajo el aislamiento
(CUI), deberá ser conducida a los intervalos máximos listados en la tabla 6-1 (API 570) para
evaluar elementos tales como los del apéndice D (API 570). La inspección visual externa en
tubería descubierta es para evaluar la condición del sistema de pintura y revestimiento,
para verificación de corrosión externa y para chequeo de otras formas de deterioración. La
inspección visual externa de potencial CUI además evalúa la condición del aislamiento y
deberá ser conducida en todos los sistemas de tubería susceptible a CUI
Siguiendo la inspección visual externa de sistemas susceptibles, examinación adicional es
requerida para la inspección por CUI. La extensión y tipo de la adicional inspección por CUI
son listados en la tabla 6-2 (API 570). El aislamiento dañado a elevaciones altas puede
resultar en CUI en áreas bajas remotas del daño. La inspección por NDE de CUI deberá
además ser conducida como es listada en la tabla 6-2 (API 570) en ubicaciones
sospechosas de 5.3.3.2 (API 570)[excluyendo el inciso c de ese punto] que cumplen los
criterios de temperatura de 5.3.3.1 (inciso e, f, h del API 570)
API
API570
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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION
Extensión de Inspección Visual Externa y Inspección por CUI (cont)
La examinación radiográfica o remoción de aislamiento y inspección visual es
normalmente requerida para esta inspección en ubicaciones dañadas o sospechosas.
Otros métodos de evaluación de NDE pueden ser usados donde es aplicable. Si la
inspección de áreas dañadas o sospechosas tiene significante CUI localizada, áreas
adicionales deberán ser inspeccionadas y donde es justificable, hasta el 100% del
circuito deberá ser inspeccionado. Factores que afectan la probabilidad de CUI:
Condiciones del clima local
Diseño del aislamiento
Calidad del revestimiento
Condiciones de servicio
Instalaciones con experiencia de inspección por CUI pueden incrementar o reducir
los limites (objetivos) de inspección por CUI de la tabla 6-2. Una estimación exacta de
los limites de inspección por CUI no es requerido. El dueño/usuario puede confirmar
los limites de inspección con la historia de operación o otra documentación
API
API570
570
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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION
Extensión de Inspección Visual Externa y Inspección por CUI (cont)
Los sistemas de tubería que se sabe que tienen una vida remanente arriba de 10 años
o que están adecuadamente protegidos contra corrosión externa no necesitan ser
incluidos en las inspecciones por NDE recomendadas en la tabla 6-2. Sin embargo, la
condición del sistema de aislamiento o del enchaquetamiento exterior, tal como el
cuerpo de cajas frías, deberá ser observado periódicamente por personal de
operación o otros. Si la deterioración es notada, será reportada al inspector. Los
siguientes son ejemplos de estos sistemas:
Sistemas de tubería aislada eficazmente para prevenir la entrada de humedad
Sistemas de tubería criogénica enchaquetada
Sistemas de tubería instaladas en cajas frías en el cual la atmósfera es purgada con
un gas inerte
Sistemas de tubería en la cual la temperatura esta siendo mantenida lo
suficientemente baja o lo suficientemente alta para prevenir (evitar) la presencia de
agua
API
API570
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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION
Extensión de la Inspección por Medición de Espesores
Para satisfacer los requerimientos de intervalos de inspección, cada
inspección por medición de espesores deberá obtener lecturas de
espesores sobre una muestra representativa de TMLs en cada circuito. Esta
muestra representativa deberá incluir datos de varios tipos de componentes
y orientación (horizontal y vertical) encontrados en cada circuito. Esta
muestra además puede incluir las TMLs con la mas reciente fecha renovada
de las inspecciones previas. Mayores TMLs medidas para cada circuito,
mayor precisión en la fecha de la próxima inspección será proyectada. Por
lo tanto, en la inspección programada de circuitos se deberá obtener
muchas medidas como sea necesaria
API
API570
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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION
Extensión de Inspección de Tubería Auxiliar, de Resistencia Pequeña y
Conexiones Roscadas
Inspección de Tubería de Resistencia Pequeña
Tubería de resistencia pequeña (SBP) que es tubería de proceso primario deberá ser
inspeccionada de acuerdo con todos los requerimientos de este documento
SBP que es tubería de proceso secundario tiene diferentes requerimiento mínimo
dependiendo de la clasificación del servicio. La clase 1 de SBP secundaria deberá ser
inspeccionada con los mismos requerimiento como una tubería de proceso primario. La
inspección de clase 2 y clase 3 de SBP secundaria es opcional. Los tramos muertos de SBP
(tales como brida de nivel) en los sistemas de clase 2 y clase 3 deberán ser inspeccionados
donde la corrosión ha sido experimentada o anticipada
Inspección de Tubería Auxiliar
La inspección de SBP secundaria, auxiliar asociada con maquinaria y instrumento es
opcional. El criterio a considerar en la determinación si la SBP auxiliar necesita alguna
forma de inspección incluye los siguientes:
Clasificación
Potencial de agrietamiento por fatiga o el ambiente
Potencial de corrosión basada en la experiencia con sistemas primarios adyacente
Potencial por CUI
API
API570
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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION
Extensión de Inspección de Tubería Auxiliar, de Resistencia Pequeña y
Conexiones Roscadas (cont)
Inspección de Conexiones Roscadas
La inspección de conexiones roscadas deberá ser de acuerdo a los requerimientos listado
arriba para tubería auxiliar y de resistencia pequeña. Cuando se seleccionan las TMLs en
conexiones roscadas, incluye solo las que pueden ser radiografiada durante inspecciones
programadas
Las conexiones roscadas asociadas con maquinas y sujetas a daño por fatiga deberán ser
periódicamente evaluadas y consideradas para renovación posible con una pared gruesa o
aumento para los componentes soldados. La programación de tal renovación depende de
varios temas, incluyendo los siguientes:
Clasificación de tubería
Magnitud y frecuencia de vibración
Cantidad de peso sin apoyo
Actuales espesores de pared de tubería
Si el sistema puede o no ser mantenido con fluido
Velocidad de corrosión
Servicio intermitente
API
API570
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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO
Determinación de la Velocidad de Corrosión
Cálculos de Vida Remanente
Vida Remanente (años) = (tactual – tmínimo)/ velocidad de corrosión
Donde:
tactual
Espesor mínimo actual en pulgadas determinado por inspección
tmimimo
Espesor mínimo requerido en pulgadas para la zona o sección limitada
Velocidad de corrosión de termino largo (L.T) de circuitos de tubería:
Velocidad de corrosión (L.T) = (tinicial – tultimo)/ tiempo (años) entre inspecciones inicial
ultima
y
Velocidad de corrosión de termino corto (S.T) de circuitos de tubería:
Velocidad de corrosión (S.T) = (tprevio – túltimo)/ tiempo (años) entre inspecciones previa
ultima
y
Las velocidades de corrosión de termino corto y termino largo deberán ser comparadas
para ver cual resulta en la vida remanente corta
API
API570
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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO
Determinación de la Velocidad de Corrosión
Sistemas de Tubería Recién Instalados o Cambios en el Servicio
Para sistemas de tubería nueva o sistemas de tubería para la cual las condiciones de
servicio están siendo cambiadas, uno de los siguientes métodos deberá ser empleado para
determinar la velocidad probable de corrosión de la cual el espesor de pared remanente en
el momento de la próxima inspección puede ser estimado.
La velocidad de corrosión para un circuito de tubería puede ser calculada de datos
recopilados por el dueño/usuario de sistemas de tubería de material similar en servicio
comparable
Si datos del mismo o servicio similar no están disponibles. La velocidad de corrosión
para un circuito de tubería puede ser estimada de la experiencia del dueño/usuario o de
datos publicados sobre sistemas de tubería en servicio comparable
Si la velocidad de corrosión no puede ser determinada por ambos métodos listados
arriba, la determinación de medición de espesores inicial deberá ser realizada después de
no mas de tres meses de servicio usando mediciones de espesores no destructiva de los
sistemas de tubería. Dispositivo de monitoreo de corrosión, tales como cupones de
corrosión o probetas de corrosión pueden ser de ayuda sobre el establecimiento del ritmo
(tiempo, fecha) de las mediciones de espesores. Mediciones subsecuentes deberán ser
realizadas después de intervalos apropiado hasta que la velocidad de corrosión es
establecida
API
API570
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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO
Determinación de la Presión de Trabajo Máxima Permisible
La presión de trabajo máxima permisible (MAWP) para el uso continuo de sistemas de
tubería deberá ser establecida usando el código aplicable. Los cálculos pueden ser
hecho para materiales conocidos si todo los siguientes detalles esenciales son
conocidos para cumplir con los principios del código aplicable:
Limites de temperatura inferior y/o superior para los materiales especificados
Calidad de los materiales y del trabajo
MAWP=2SEt/D
Requerimiento de inspección
t, espesor corroído
S, esfuerzo permisible
E, eficiencia de la junta
D, diámetro exterior
Refuerzo de aberturas
Requerimiento de cualquier servicio cíclico
Para materiales desconocidos, los cálculos pueden ser realizados asumiendo el
grado de material mas bajo y eficiencia de la unión en el código aplicable. Cuando la
MAWP es recalculada, el espesor de pared usado en estos cálculos deberá ser el
espesor actual determinado por inspección menos dos veces la perdida de corrosión
estimada antes de la fecha de la próxima inspección. Las tolerancias deberán ser
hechas para otras cargas de acuerdo con el código aplicable. Las tolerancias del
código aplicable por variaciones de presión y temperatura de la MAWP son
permitidas previendo que todo los criterios del código asociado son satisfechos
API
API570
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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO
Determinación de Espesores Mínimo Requerido
El espesor de pared de tubería mínimo requerido o espesor de retiro, deberá ser
basado sobre consideraciones de presión, mecánica y estructural usando las
formulas de diseño apropiada y esfuerzo permisible del código. Las consideraciones
de ambas corrosión general y localizada deberán ser incluidas. Para servicios con
consecuencia de alto potencial si la falla ocurriera, el ingeniero de tubería deberá
considerar incremento de los espesores mínimos requeridos arriba del espesor
mínimo calculado para prevención de cargas desconocidas o no prevista, perdida de
metal no descubierto o resistencia a abuso normal
Evaluación de Áreas de Zona Delgadas
Áreas de zona delgada pueden ser evaluadas por un ingeniero de tubería usando uno
de los siguientes métodos:
De acuerdo con la ultima edición de ASME B31G
Análisis de esfuerzo numérico detallado (tal como el análisis de elemento finito) del
área para determinar la aptitud (suficiencia) para la continuidad en el servicio. El
resultado de este análisis deberá ser evaluado como es descrito en el código ASME
sección VIII división 2 de recipientes a presión y calderas apendice 4 articulo 4-2
API
API570
570
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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO
Evaluación de Áreas de Zona Delgadas (cont)
El esfuerzo básico permisible del código aplicable deberá ser usado en lugar de Sm, pero
en ningún caso el esfuerzo permisible usado en esta evaluación será mayor que 2/3 del
esfuerzo de cedencia mínimo especificado (SMYS) a la temperatura. A temperaturas de
diseño en el rango de termofluencia (creep) del material, consideraciones adicionales mas
allá del alcance de esta división 2 son necesarias, tal como los efectos de interacción
termofuencia-fatiga
Un calculo independiente usando el factor de junta de soldadura apropiado cuando una
soldadura longitudinal teniendo un factor de junta menor que 1 esta corroída así como
también superficies remotas de la soldadura. Este calculo puede ser realizado para
determinar si los espesores en la soldadura o remota a la soldadura, gobierna la presión de
trabajo permisible. Para los propósitos del calculo, la superficie en la soldadura incluye 1
pulgada (2.5 centímetros) de metal padre en ambos lado de la soldadura o dos veces el
espesor mínimo medido en ambos lados de la soldadura, cualquiera es mayor.
Alternativamente, el factor de junta de la soldadura puede ser incrementado por
examinación radiográfica de acuerdo con los principios de B31.3
El área corroída en tapas de tubería puede ser evaluada de acuerdo con el párrafo 5.7,
inciso h del API 510
API
API570
570
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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO
Análisis de Esfuerzo de Tubería
La tubería puede ser guiada y soportada tanto que (A) su peso es transportado sin
peligro, (B) tiene suficiente flexibilidad por expansión o contracción térmica y (C) no
vibra excesivamente. La flexibilidad de la tubería es de interés creciente (cada vez
mayor) por lo grande de diámetros de tubería y por la diferencia mayor entre
condiciones de temperatura operativa y ambiente
El análisis de esfuerzo de tubería para evaluar la flexibilidad del sistema y suficiencia
de soporte no es normalmente realizada como parte de una inspección de tubería. Sin
embargo, muchos sistemas de tubería existente fueron (o son) analizadas como parte
de su diseño original o como parte de una reclasificación o modificación y los
resultados de estos análisis pueden ser de ayuda en el desarrollo de los planes de
inspección. Cuando un movimiento inesperado de un sistema de tubería es
observado durante una inspección visual externa, el inspector deberá discutir estas
observaciones con el ingeniero de tubería y evaluara la necesidad de conducir un
análisis de esfuerzo de tubería
API
API570
570
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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO
Análisis de Esfuerzo de Tubería (cont)
El análisis de esfuerzo de tubería puede identificar los componentes mas altamente
estresado (tensionado) sobre un sistema de tubería y predecir el movimiento térmico de los
sistemas cuando es puesto en operación. Esta información puede ser usada para
concentrar los esfuerzos de inspección en ubicaciones mas propensa a daño por fatiga por
ciclos de expansión térmica (calentamiento y enfriamiento) y/o daño por termofluencia en
tubería a temperaturas altas. Comparando los movimientos térmicos predecidos con los
movimientos observados puede ayudar a identificar la incidencia (frecuencia) de las
condiciones operativas inesperadas y deterioración de guías y soportes. La consulta con
un ingeniero de tubería puede ser necesario para explicar las desviaciones observadas de
las predicciones observadas, particularmente para los sistemas complicados que
involucran múltiple soportes y guías entre puntos extremos (final)
El análisis de esfuerzo de tubería puede ser empleado para ayudar a resolver problemas
observados de vibración de tubería. Las frecuencias natural a la cual un sistema de tubería
vibra puede ser predecida por análisis. Los efectos de guía adicional pueden ser evaluadas
para evaluar su habilidad por control de vibración por incremento de la frecuencia natural
del sistema mas allá de la frecuencia de fuerzas excitadoras, tal como una maquina de
velocidad rotacional. Es importante determinar que guías aumentan el control de vibración
no restringiendo adversamente la expansión térmica
API
API570
570
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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO
Reporte y Registros de Inspección de Sistemas de Tubería
Cualquier incremento significante en las velocidades de corrosión deberá ser
reportado al dueño/usuario para la acción apropiada
El dueño/usuario deberá mantener apropiados registros permanentes y progresivos
de cada sistema de tubería cubierto por API 570. Estos registros deberán tener datos
pertinentes tales como servicio del sistema de tubería, clasificación, numero de
identificación, intervalos de inspección y documentación necesaria para el registro
del nombre del individuo que realizo la prueba, la fecha, tipo de prueba, los
resultados de la medición de espesores y otras pruebas, inspecciones, reparaciones
(temporal y permanente), alteraciones o reclasificaciones. Información de diseño y
dibujos de tubería pueden ser incluidos. Información
sobre actividades de
mantenimiento y eventos que afectan la integridad de los sistemas de tubería además
pueden ser incluidas. La fecha y resultado de inspecciones externa requerida deberá
ser registrada. (ver la practica recomendada API 574 como orientación sobre registros
de inspección de tubería)
API
API570
570
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DATOS DE EVALUACION DE INSPECCION, ANALISIS Y REGISTRO
Reporte y Registros de Inspección de Sistemas de Tubería (cont)
El uso de un sistema base-computadora de almacenamiento, calculo y analice de
datos deberá ser considerado en vista del volumen de datos que pueda ser generado
como parte de un programa de prueba por punto de tubería. Los programas por
computadora son particularmente útil por lo siguiente:
Almacenamiento de las lecturas de espesores actuales
Calcula las velocidades de corrosión de termino corto y termino largo, fechas de
retiro, MAWP y intervalos de reinspección sobre un punto de prueba con pruebas de
puntos básica
Áreas destacadas (realzadas) de velocidades de corrosión alta, cierre de circuito
por espesores de retiro y otra información
Algoritmos para el análisis de datos de circuitos completos pueden además ser
incluido dentro del programa. El cuidado deberá ser tomado para garantizar el
tratamiento estadístico de los resultados de datos de circuitos sobre predicciones
que con precisión reflejan la condición actual del circuito de tubería
API
API570
570
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REPARACIONES, ALTERACIONES
SISTEMAS DE TUBERIA
Y
RECLASIFICACION
DE
Reparaciones y Alteraciones
Los principios de B31.3 o otra código del cual el sistema de tubería fue construido deberá ser
seguido
Autorización
Todo trabajo de reparación y alteración debe ser realizado por una organización de reparación y debe
ser autorizado por inspector previo a su inicio. La autorización de trabajos de alteración en sistemas
de tubería no puede ser dada sin previa consulta y aprobación por el ingeniero de tubería. El
inspector designa cualquier inspección en punto (sostenidos) requeridos durante la secuencia de
reparación o de alteración. El inspector puede dar previa autorización general de procedimientos y
reparaciones limitadas o rutinarias, previendo que el inspector quede satisfecho con la capacidad de
la organización de reparación
Aprobación
Todos los métodos propuesto de diseño, ejecución, materiales, procedimientos de soldadura,
examinación y prueba deben ser aprobados por el inspector o por el ingeniero de tubería, como sea
apropiado. La aprobación del dueño/usuario de soldado con fluido (en operación) es requerido
Las reparaciones de soldadura de grietas que han ocurrido en servicio debería no ser intentada sin
previa consulta con el ingeniero de tubería en orden para identificar y corregir la causa de la grieta
API
API570
570
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REPARACIONES, ALTERACIONES
SISTEMAS DE TUBERIA
Y
RECLASIFICACION
DE
Reparaciones por Soldadura (incluida con fluido)
Reparaciones Temporales
Para las reparaciones temporales, incluida con fluido, un encamisado dividido soldado de
envoltura completa o cercado tipo caja designado por el ingeniero de tubería puede ser aplicado
sobre el daño o área corroída. Las grietas longitudinales no serán reparadas de esta manera a
menos que el ingeniero de tubería ha determinado que las grietas no se espera que se propaguen
bajo el encamisado. En algunos casos, el ingeniero de tubería necesitara consultar con un analista
de fractura
Si el área a reparar es localizada (por ejemplo, Picaduras o hoyos de aguja) y el esfuerzo de
cedencia mínimo especificado (SMYS) del tubo no es mayor a 40,000 PSIg (275,800 Kpa), una
reparación temporal puede ser realizada por soldadura de filete a un acoplamiento dividido
designado correctamente o parche de placa sobre el área picada. El material de la reparación
deberá corresponder (igualar) al metal base amenos que se sea aprobado por el ingeniero de
tubería
Para fugas menores, un encerrado designado correctamente puede ser soldado sobre la fuga
mientras el sistema de tubería esta en servicio, previendo que el inspector quede satisfecho con
los espesores remanentes adecuados en la vecindad de la soldadura y el componente de tubería
pueda soportar la soldadura sin la probabilidad de daño futuro del material, tal como la de servicio
cáustico
API
API570
570
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REPARACIONES, ALTERACIONES
SISTEMAS DE TUBERIA
Y
RECLASIFICACION
DE
Reparaciones por Soldadura (incluida con fluido)
Reparaciones Temporales (cont)
Las reparaciones temporales deberán ser removidas y reemplazadas con una reparación
permanente adecuada en la siguiente oportunidad de mantenimiento disponible. Reparaciones
temporales pueden permanecer en el lugar por un periodo largo de tiempo solo si es aprobada y
documentada por el ingeniero de tubería
Reparaciones Permanentes
Reparaciones de defectos encontrados sobre componentes de tubería pueden ser realizados por
preparación de ranura de soldadura que remueva completamente el defecto y entonces es llenada
la ranura con un deposito de metal de soldadura de acuerdo con 8.2 (API 570)
Áreas corroídas pueden ser restauradas con depósitos de metal de soldadura de acuerdo con 8.2
(API 570). Irregularidades y contaminación de la superficie deberán ser removidas antes de la
soldadura. Apropiados métodos NDE deberán ser aplicados después de completada la soldadura
Si es factible dejar el sistema de tubería fuera de servicio, el área defectuosa puede ser removida
por corte exterior de una de una sección cilíndrica y reemplazada con un componente de tubería
que cumple con el código aplicable
API
API570
570
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REPARACIONES, ALTERACIONES
SISTEMAS DE TUBERIA
Y
RECLASIFICACION
DE
Reparaciones por Soldadura (incluida con fluido)
Reparaciones Permanentes (cont)
Parches insertados (parches embutidos-nivelado) pueden ser usados para reparación de daños o
áreas corroídas si los siguientes requerimientos son cumplidos:
Soldaduras de ranuras de penetración completa son proveídas
Para sistemas de tubería de clase 1 y clase 2, las soldaduras deberán ser 100% radiografiadas o
ensayadas ultrasonicamente usando procedimientos de NDE que son aprobados por el inspector
Los parches puede ser de cualquier forma pero deberán tener esquinas redondeadas [1 pulgada
(25 mm) de radio mínimo]
Reparaciones Sin Soldadura
Reparaciones temporales de secciones delgadas localizadas o defectos lineal circunferencial
pueden ser hechos con fluido por instalación de abrazaderas atornilladas para fugas de
fabricación y diseño correcto. El diseño deberá incluir control de cargas de empuje axial si el
componente de tubería que esta siendo sujetado (abrazar) es insuficiente (o puede originar) para el
control de presión de empuje. El efecto de fuerzas de abrazamiento (aplastamiento, compresión)
sobre el componente deberá además ser considerado
API
API570
570
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REPARACIONES, ALTERACIONES
SISTEMAS DE TUBERIA
Y
RECLASIFICACION
DE
Reparaciones Sin Soldadura (cont)
Durante reparaciones y vuelta al servicio (ciclo de parada) y otras oportunidades
apropiadas, el sellado de fugas temporales y dispositivos de disipación de fuga,
incluyendo válvulas, deberán ser removidos y la acción apropiada tomada para
restaurar la integridad original del sistema de tubería. El inspector y/o ingeniero de
tubería deberá ser involucrado en la determinación de procedimientos y métodos de
reparación
Los procedimientos que incluye sellado de fuga de fluidos (“bombeo”) para tubería de
proceso deberán ser revisados para aceptación por el inspector o ingeniero de tubería.
Esta revisión debería tomar dentro de sus consideraciones la compatibilidad del
sellado con el material fugado; la presión de bombeo sobre la abrazadera
(especialmente cuando es rebombeo), el riesgo del sellado afectando fluido debajo
medidores de flujo, válvulas de alivio o maquinaria; el riesgo de fuga subsecuente en
roscados de pernos causando corrosión o agrietamiento por esfuerzo de corrosión de
pernos; y el numero de veces que el área sellada es rebombeada
API
API570
570
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REPARACIONES, ALTERACIONES
SISTEMAS DE TUBERIA
Y
RECLASIFICACION
DE
Soldadura y Derivación en Caliente (Hot Tapping)
Toda soldadura de reparación y alteración deberá ser realizada de acuerdo con los
principios de ASME B31.3 o el código con el cual el sistema de tubería fue construido
Cualquier soldadura conducida sobre componentes de tubería en operación debe ser
hecho de conformidad con la publicación API 2201. El inspector deberá usar como
mínimo “la lista de control sugerida para hot tap” contenida en la publicación API 2201
para hot tapping realizado sobre componentes de tubería
Procedimientos, Calificaciones y Registros
La organización de reparación deberá usar soldadores y procedimientos de soldadura
calificados de conformidad con ASME B31.3 o el código con el cual la tubería fue
construida (ASME SECCION IX)
La organización de reparación deberá mantener registros de calificación de
procedimientos de soldadura y soldadores. Estos registros deberán estar disponibles
al inspector previo al inicio de la soldadura
API
API570
570
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REPARACIONES, ALTERACIONES
SISTEMAS DE TUBERIA
Y
RECLASIFICACION
DE
Precalentamiento y Tratamiento Térmico Pos-Soldadura
Precalentamiento
La temperatura de precalentamiento usada en la pruducción de reparaciones de soldadura
deberá ser de conformidad con el código aplicable y procedimientos de soldadura
calificados. Excepciones para reparaciones temporales pueden ser aprobadas por el
ingeniero de tubería
El precalentamiento no menor de 300°F (150°C) puede ser considerado como una alternativa
para el tratamiento térmico pos-soldadura (PWHT) de alteraciones o reparaciones de
sistemas de tubería inicialmente tratadas térmicamente pos-soldadura como requerimiento
del código (ver nota). Esto aplica para tubería construida de los aceros p – 1 listados en
ASME B31.3; aceros P – 3, con la excepción de aceros manganeso-molibdeno, además
pueden recibir los 300°F (150°C) de precalentamiento mínimo alternativo cuando en el
sistema de tubería la temperatura de operación es bastante alta para proveer resistencia
(dureza) razonable y cuando no hay riesgo identificable asociado con la prueba a presión,
paro y arranque. El inspector debería determinar que la temperatura de precalentamiento
mínima es medida y mantenida. Después de la soldadura, la junta debiera inmediatamente
ser cubierta con aislamiento para disminuir la velocidad de enfriamiento
Nota: El precalentamiento no podrá ser considerado como una alternativa para prevención de
agrietamiento ambiental
API
API570
570
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REPARACIONES, ALTERACIONES
SISTEMAS DE TUBERIA
Y
RECLASIFICACION
DE
Precalentamiento y Tratamiento Térmico Pos-Soldadura
Precalentamiento (cont)
Los sistemas de tubería construido de otros aceros que inicialmente requieren PWHT
normalmente son tratadas térmicamente pos-soldadura si alteraciones o reparaciones
que involucran soldadura retenedoras de presión son realizadas. El uso de
precalentamiento alternativo requiere consulta con el ingeniero de tubería quien
debiera considerar el potencial de ambiente de grieta y si el procedimiento de
soldadura provee resistencia (dureza) adecuada. Ejemplos de situaciones donde esta
alternativa podría ser considerada incluye soldaduras de sello, acumulamiento de
metal de soldadura de áreas delgadas y ganchos de soportes soldado
Tratamiento Térmico Pos-Soldadura
PWHT de reparaciones y alteraciones de sistemas de tubería deberá ser realizado
usando los requerimientos aplicables de B31.3 o el código con el cual la tubería fue
construida. Excepciones para reparaciones temporales deben ser aprobadas por el
ingeniero de tubería
API
API570
570
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REPARACIONES, ALTERACIONES
SISTEMAS DE TUBERIA
Y
RECLASIFICACION
DE
Precalentamiento y Tratamiento Térmico Pos-Soldadura
Tratamiento Térmico Pos-Soldadura (cont)
PWHT local puede ser sustituido xxxxx en reparaciones locales en todos los
materiales, previendo que las siguientes precauciones y requerimientos son
aplicados:
La aplicación es revisada y el procedimiento es desarrollado por el ingeniero de
tubería
Sobre la evaluación apropiada del procedimiento, consideración deberá ser dada
para factores aplicables, tales como espesores del metal base, gradientes térmicos,
propiedades del material, cambios resultado de PWHT, lo necesario para soldaduras
de penetración completa y examinaciones volumétricas y de superficie después del
PWHT. Adicionalmente, distorsiones y tensiones local y total resultado del
calentamiento de un área moderada local de la pared de tubería deberá ser
considerada en el desarrollo y evaluación de procedimientos de PWHT
Un precalentamiento de 300°F (150°C) o mas alto como es especificado por el
procedimiento de soldadura especifico, es mantenido mientras se solda (durante la
soldadura)
API
API570
570
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REPARACIONES, ALTERACIONES
SISTEMAS DE TUBERIA
Y
RECLASIFICACION
DE
Precalentamiento y Tratamiento Térmico Pos-Soldadura
Tratamiento Térmico Pos-Soldadura (cont)
La temperatura requerida de PWHT deberá ser mantenida para una distancia no
menor que dos veces el espesor del metal base medido desde la soldadura. La
temperatura de PWHT deberá ser monitoreada por un numero adecuado de termopar
(un mínimo de dos) basado en el tamaño y forma del área que esta siendo tratada
térmicamente
Además el calentamiento controlado deberá ser aplicado en cualquier conexión
ramal (bifurcación) o otra fijación dentro del área PWHT
El PWHT es realizado por cumplimiento del código y no para resistencia de ambiente
de grieta
API
API570
570
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REPARACIONES, ALTERACIONES
SISTEMAS DE TUBERIA
Y
RECLASIFICACION
DE
Diseño
Juntas a tope deberán ser soldaduras de ranura de penetración completa
Los componentes de tubería deberán ser reemplazados cuando la reparación es
probable que sea inadecuada. Conexiones nuevas y reemplazamientos deberán ser
diseñados y fabricados de acuerdo a los principios del código aplicable. El diseño de
cubiertas y reparaciones temporales deberán ser aprobados por el ingeniero de
tubería
Conexiones nuevas pueden ser instaladas sobre sistemas de tubería previendo que el
diseño, ubicación y método de fijación conforman los principios del código aplicable
Los parches de soldadura de filete requieren consideraciones de diseño especial,
especialmente relativos a la eficiencia de la junta soldada y corrosión de crevice
(hendidura). Los parches de soldadura de filete deberán ser diseñados por el ingeniero
de tubería. Un parche puede ser aplicado en la superficie externa de tubería, previendo
que esta en conformidad con las reparaciones temporales y permanentes (punto 8.1.3
del API 570) y cumplen (ambos) los siguientes requerimientos:
API
API570
570
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REPARACIONES, ALTERACIONES
SISTEMAS DE TUBERIA
Y
RECLASIFICACION
DE
Diseño (cont)
El parche propuesto provee el esfuerzo de diseño equivalente equivalente a la
abertura de refuerzo diseñada conforme al código aplicable
El parche propuesto es diseñado para absorber la tensión de la membrana de la
parte de una manera que esta de acuerdo con los principios del código aplicable, si
los siguientes criterios se cumplen:
El esfuerzo permisible de la membrana no excede al de la parte de la tubería o el
parche
La tensión en el parche no resulta en esfuerzo de soldadura de filete excediendo el
esfuerzo permisible de tal soldaduras
Un parche revestido deberá esquinas redondeadas
Materiales
Los materiales usados en la producción de reparaciones o alteraciones deberán ser de
calidad soldable conocida, deberán conformar el código aplicable y deberán ser
compatible con el material original
API
API570
570
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REPARACIONES, ALTERACIONES
SISTEMAS DE TUBERIA
Y
RECLASIFICACION
DE
Examinación No Destructiva
La aceptación de una reparación o alteración soldable deberá incluir NDE de
conformidad con el código aplicable y la especificación del dueño/usuarios, al menos
que de otra manera como es especificado en al API 570
Prueba a Presión
Después que la soldadura es completada, una prueba a presión en conformidad con
5.7 (API 570) deberá ser realizada si es practico y considerado necesario por el
inspector. Las pruebas a presión son normalmente requeridas después de
alteraciones y reparaciones mayores. Cuando una prueba a presión no es practico o
no es necesaria, NDE deberán ser utilizadas en lugar de una prueba a presión.
Sustitución de procedimientos especiales para una prueba a presión después de una
alteración o reparación puede ser hecho solo después de consultar con el inspector y
el ingeniero de tubería
Cuando no es practico ejecutar una prueba a presión de un cierre final de soldadura
que une una sección nueva o reemplazo de tubería para un sistema existente, todos
los siguientes requerimientos deberán ser satisfechos:
API
API570
570
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REPARACIONES, ALTERACIONES
SISTEMAS DE TUBERIA
Y
RECLASIFICACION
DE
Prueba a Presión (cont)
La tubería reemplazada o nueva es ensayada a presión
La soldadura de cierre es una soldadura a tope de penetración completa entre un cuello
de brida soldada y componente de tubería estándar o secciones recta de tubería de
espesores y diámetro igual, alineado axialmente [sin corte de inglete (mitra)] y de materiales
equivalente. Alternativas aceptables son:
Bridas de deslizamiento (brida loca) para casos de diseño arriba de clase 150 y
500°F (260°C) y
Bridas hembras (zócalo-socket) soldadas o uniones hembras soldadas para
tamaños NPS 2 o menores y casos de diseño arriba de clase 150 y 500°F (260°C)
Un especio asignado para soldadura hembra (zócalo-socket) o algún otro medio deberá ser
utilizado para establecer una separación mínima de de 1/16 pulgada (1.6 mm). Las
soldaduras zócalo deberán ser por ASME B31.3 y deberán ser de un mínimo de dos pasos
Cualquier cierre final de soldadura a tope deberá ser 100% de calidad radiográfica; o
detección de defectos por ultrasonido de haz angular podrá ser usado, previendo que
criterios de aceptación apropiado han sido establecido
MT o PT deberá ser ejecutada sobre el paso de raíz y la soldadura terminada para
soldaduras a tope y sobre la soldadura terminada soldaduras de filete
API
API570
570
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REPARACIONES, ALTERACIONES
SISTEMAS DE TUBERIA
Y
RECLASIFICACION
DE
Reclasificación
La reclasificación de sistemas por cambio en rangos de temperatura o MAWP puede ser
realizado solo después que los siguientes requerimientos han sido cumplidos:
Los cálculos son realizados por el ingeniero de tubería o inspector
Todas las reclasificaciones deberán ser establecidas de conformidad con los
requerimientos del código del cual el sistema de tubería fue construido o por cálculos
usando los métodos apropiados de la ultima edición del código aplicable
Verificación de registros de inspección actuales tal que el sistema de tubería es
satisfactorio para las condiciones de servicio propuesto y que la corrosión permisible
apropiada es proveída
Los sistemas de tubería reclasificado deberán ser probados por fuga de acuerdo con el
código del cual el sistema de tubería fue construido o la ultima edición del código aplicable
para las condiciones del nuevo servicio, a menos que registros de documento indican que
una previa prueba de fuga fue realizada a mayor o igual presión que la prueba para la nueva
condición. Un incremento en los rangos de temperatura que no afecta el esfuerzo de tensión
permisible no requiere una prueba de fuga
El sistema de tubería es revisado para confirmar que los dispositivos de alivio de presión
requerido están presentes, están ajustado (calibrado) a la presión apropiada y tienen la
capacidad apropiada en el ajuste de presión
API
API570
570
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REPARACIONES, ALTERACIONES
SISTEMAS DE TUBERIA
Y
RECLASIFICACION
DE
Reclasificación (cont)
La reclasificación del sistema de tunería es aceptable para el inspector o ingeniero de
tubería
Todos los componentes de tubería dentro del sistema (tales como válvulas, bridas,
pernos, empaques, juntas de expansión y embalaje) son adecuadas para la nueva
combinación de temperatura y presión
La flexibilidad de la tubería es adecuada para los cambios de temperatura de diseño
Registros de ingeniería apropiado son actualizados
Una disminución en la temperatura mínima operativa es justificada por los resultados de
las pruebas de impacto, si es requerido por el código aplicable
API
API570
570
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INSPECCION DE TUBERIA ENTERRADA
La inspección
Tipos y Métodos de Inspección
API
API570
570
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ESPECIFICACIONES
A 106 estándar de especificación para tubería de acero al carbón sin costura para
servicio de alta temperatura, los cuales están comprendidos en tubería de 1/8 NPS
hasta 48 NPS
Composición Química (%)
Grado A
Grado B
Grado C
0.25
0.30
0.35
Manganeso (Mn)
0.27 – 0.93
0.29 – 1.06
.029 – 1.06
Fósforo, máx. (P)
0.035
0.035
0.035
Azufre, máx. (S)
0.035
0.035
0.035
Silicio, min. (Si)
0.10
0.10
0.10
Cromo, máx.**
0.40
0.40
0.40
Cobre, máx.** (Cu)
0.40
0.40
0.40
Molibdeno, máx.** (Mo)
0.15
0.15
0.15
Níquel, máx.**
0.40
0.40
0.40
Vanadio, máx.** (V)
0.08
0.08
0.08
Carbón, máx.*
* Por cada reducción de 0.01% abajo del carbón máximo especificado, un incremento de 0.06% de manganeso arriba del máximo
especificado será permitida hasta un máximo de 1.35%
** Estos cinco elementos combinados no deberán exceder 1%
API
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570
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FRECUENCIA Y EXTENSION DE INSPECCION
La especificación A-106 estándar deberá cumplir con los siguientes requerimientos de
esfuerzo de tensión y de cedencia mínimo:
El grado A con un esfuerzo de tensión mínimo de 48,000 Psi y un esfuerzo de
cedencia mínimo de 30,000 Psi
El grado B con un esfuerzo de tensión mínimo de 60,000 Psi y un esfuerzo de
cedencia mínimo de 35,000 Psi
El grado C con un esfuerzo de tensión mínimo de 70,000 Psi y un esfuerzo de
cedencia mínimo de 40,000 Psi
El carbón equivalente (CE) será de 0.50 máximo:
CE=%C+%Mn/6+[(%Cr+%Mo+%V)/5]+[(%Ni+%Cu)/15]
API
API570
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ESPECIFICACIONES
A 53 estándar de especificación para tubería de acero sin costura y soldada, revestida
de zinc, de inmersión caliente y negro, los cuales están comprendidos en tubería de
1/8 NPS hasta 26 NPS
Composición Química tipo S, tubería sin costura (%)
Grado A
Grado B
Carbón, (C)
0.25
0.30
Manganeso (Mn)
0.95
1.20
Fósforo, máx. (P)
0.05
0.05
Azufre, máx. (S)
0.045
0.045
Cromo, *
0.40
0.40
Cobre, (Cu) *
0.40
0.40
Molibdeno, (Mo) *
0.15
0.15
Níquel, *
0.40
0.40
Vanadio, (V) *
0.08
0.08
* La combinación de estos cinco elementos no deberán exceder 1%
API
API570
570
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ESPECIFICACIONES
Composición Química tipo E, tubería soldada por resistencia eléctrica (%)
Grado A
Grado B
Carbón, máx.*
0.25
0.30
Manganeso (Mn)
0.95
1.20
Fósforo, máx. (P)
0.05
0.05
Azufre, máx. (S)
0.045
0.045
Cromo, *
0.40
0.40
Cobre, (Cu)*
0.40
0.40
Molibdeno, (Mo) *
0.15
0.15
Níquel, *
0.40
0.40
Vanadio, (V) *
0.08
0.08
* La combinación de estos cinco elementos no deberán exceder 1%
API
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ESPECIFICACIONES
Composición Química tipo F, tubería soldada en horno (%)
Grado A
Carbón, máx.*
0.30
Manganeso (Mn)
1.20
Fósforo, máx. (P)
0.05
Azufre, máx. (S)
0.045
Cromo, *
0.40
Cobre, (Cu) *
0.40
Molibdeno, (Mo) *
0.15
Níquel, *
0.40
Vanadio, (V) *
0.08
* La combinación de estos cinco elementos no deberán exceder 1%
API
API570
570