Curso ANSIASME B31 8 3

ASME B31.8 "Tuberías de Transmisión y Distribución de Gas" ! " # " $$ % $$ & ' ! ASME B31.8 "Tuberías de Transmisión y Distribución de Gas" OBJETIVO ! " # " !" $ ( " ) % # $" " & ' # " " + ! " " ! # ! ! , " ! " $ ' " # # ! # * ! " ! ! " $ ! I"TRODUCCIO" % &'()* + +) ! $ ) , ) )) " ! 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Parte 1: "Introducción al ASME B31 y B31.8” R4 Pagina 1 Parte 1 Código tuberías a presión: ASME B31 Y B31.8 Introducción ASME B31 Código de Tuberías a Presión. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 1 ASME B31.8 Tuberías de Transmisión y Distribución de Gas. ASME B31.8 Rollino 1 El objetivo de la parte 1 de este curso está subdividido en dos partes. Primero efectuar una introducción al Código ASME para tuberías a presión, reseñando su alcance composición, estructura, secciones e incluyendo la edición y la responsabilidad por la selección de la sección aplicable. En segundo lugar se efectúa para la sección B31.8 “Sistemas de tuberías de transmisión y distribución de gas” una reseña sobre su estructura, composición, tuberías y partes alcanzada como así también sobre los temas a que refieren los requisitos, lineamientos y recomendaciones contenidos en sus capítulos y apéndices. Código ASME B31 ASME B31 DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 2 ºCódigo para diseño construcción, inspección, examinación y ensayos de tuberías a presión de distintos tipos de instalaciones. ºCompuesto de varias secciones ASME B31.8 Rollino 2 Ing. Rubén E Rollino Rev. 2 rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B318. Parte 1: "Introducción al ASME B31 y B31.8” R4 Pagina 2 Alcance y contenido El contenido del código refiere a lo siguiente: ♦ Referencias a especificaciones de materiales aceptables y estándares de componentes, incluyendo requerimientos dimensionales y ratings presión-temperatura. ; ♦ Requerimientos para el diseño de componentes y ensamblado. ♦ Requerimientos e información para la evaluación y limitación de tensiones, reacciones y movimientos asociados con presión, cambios de temperaturas y otras fuerzas; ♦ Guías y limitaciones para selección y aplicación de materiales, componentes y métodos de unión; ♦ Requerimientos para la fabricación, ensamblado y montaje de tuberías; y ♦ Requerimientos para examinación, inspección y ensayo de tuberías. ♦ Procedimientos para operación y mantenimiento que son esenciales para la seguridad del público. ♦ Procedimientos para la protección de líneas de tuberías contra la corrosión externa e interna. El Código ASME B31 para tuberías a presión, está compuesto por varias secciones individuales, siendo cada una un Standard Nacional de USA y son publicadas bajo la dirección del comité B31. Las reglas de cada sección han sido desarrolladas considerando la necesidad de aplicar requerimientos específicos para los distintos tipos de tuberías. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 3 Sección Instalaciones consideradas ASME B31.1 Tuberías de vapor y sistemas de potencia. Estaciones generadoras de electricidad, Sistemas de Enfriamiento y calefacción geotérmica, distrital, etc. ASME B31.3 Tuberías de Refinerías y Plantas Químicas. Refinerías de petróleo, Plantas químicas, Farmacéuticas, Textil, Papel, etc. ASME B31.4 Sistemas de Transporte de Hidrocarburos Líquidos y Otros Líquidos Transporte de productos, predominantemente entre plantas, terminales y dentro de terminales, bombeo, regulación, etc. ASME B31.5 Tuberías de refrigeración Tuberías para refrigerantes y enfriamiento secundario. ASME B31.8 Sistemas de Transporte y Distribución de gas. Sistemas de transporte fundamentalmente gas entre las fuentes y terminales, incluso compresión, regulación, etc. ASME B31.9 Tuberías de Servicio de edificios Típicamente Edificios industriales, institucionales, comerciales y públicos y residencias del multi-unidad que no requieren magnitudes de presiones y temperaturas cubiertas en B31.1 ASME B31.11 Transporte de barros. Ejemplos Sistemas de transportes de barros acuosos predominantemente entre plantas, terminales y dentro de terminales, bombeo, regulación, etc. ASME B31.8 Rollino 3 La siguiente tabla muestra las secciones que componen el código y las aplicaciones consideradas por cada sección del código incluyen: Ing. Rubén E Rollino Rev. 2 rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B318. Parte 1: "Introducción al ASME B31 y B31.8” R4 Pagina 3 Sección instalaciones consideradas Ejemplos ASME B31.1 Tuberías de Vapor y Sistemas de Potencia. Estaciones generadoras de electricidad, Plantas industriales, Sistemas de Enfriamiento y calefacción geotérmica de distrito, etc. ASME B31.3 Tuberías de Refinerías y Plantas Químicas. Refinerías de petróleo, Plantas Farmacéuticas, Textil, Papel, etc. ASME B31.4 Sistemas de Transporte de Hidrocarburos Líquidos y Otros Líquidos Transporte de productos, predominantemente entre plantas, terminales y dentro de terminales, bombeo, regulación, etc. ASME B31.5 Tuberías de refrigeración Tuberías para refrigerantes y enfriamiento secundario. ASME B31.8 Sistemas de Transporte y Distribución de gas. Sistemas de transporte fundamentalmente gas entre las fuentes y terminales, incluso compresión, regulación, etc. ASME B31.9 Tuberías de Servicio de edificios Típicamente Edificios industriales, institucionales, comerciales y públicos y residencias del multi-unidad que no requieren magnitudes de presiones y temperaturas cubiertas en B31.1 ASME B31.11 Transporte de barros. Sistemas de transportes de barros acuosos predominantemente entre plantas, terminales y dentro de terminales, bombeo, regulación, etc. químicas, Selección de la sección aplicable Código ASME B31 ¶ Selección de sección sección aplicable: DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 4 ºresponsabilidad del propietario ¶ Edición y adendas ¶ Interpretaciones y casos ASME B31.8 Rollino 4 Es responsabilidad del propietario seleccionar la sección del código que más se aproxima a la instalación bajo consideración. Ing. Rubén E Rollino Rev. 2 rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B318. Parte 1: "Introducción al ASME B31 y B31.8” R4 Pagina 4 Los factores que deben ser considerados para esto deben incluir: Limitaciones de la sección, requerimientos de la jurisdicción con autoridad sobre la planta, y la aplicabilidad de otros códigos y estándares. Puede ser necesario aplicar más de una sección y todos los requerimientos aplicables deben cumplirse Ciertas tuberías dentro de una instalación pueden estar sujetas a otros códigos y estándares, como ser: ASME BPVC Sección III. ANSI Z223.1: Código Nacional (USA) para Gas Combustible. NFPA: Normas de protección contra fuego. NFPA 99: Instalaciones para el cuidado de la salud. NFPA 8503 Normas para sistemas de combustible pulverizados. Códigos para edificios y plomería: Aguas potable fría y caliente, sistemas de drenaje, etc. El código fija requerimientos necesarios para el diseño y construcción segura de tuberías de presión. Sin embargo la seguridad no es necesariamente el único factor que gobierna la especificación final. El diseñador debe conocer que el código no es un manual de diseño y que debe aplicar además las prácticas de ingeniería. Los requerimientos del código están básicamente fijados en términos de principios y formulas básicas de diseño. Estos están suplementados con requerimientos específicos.. Los requerimientos específicos del código se basan en la resolución a través de los principios de ingeniería simplificados. Puede ser necesario, ante problemas especiales, aplicar análisis más completos y rigurosos o no usuales. Se entiende que el diseñador es capaz de evaluar tensiones complejas o combinadas y demostrar la validez de sus métodos. Edición del Código y Adendas La intención del Código es que la Edición y las Adendas no sean retroactivas a menos que exista un acuerdo específico entre las partes para usar otra edición o sea requerido legalmente. El Código gobernante debe ser la Edición y Adenda editada al menos seis meses antes de la fecha del contrato original y deberá ser usada a través del trabajo completo y la operación inicial. El Código está bajo la dirección del comité B31 para tuberías a presión el cual está organizado y opera bajo los procedimientos del ASME y está acreditado por el Instituto Nacional de Estándares Americanos (ANSI). El comité mantiene a las secciones del código actualizadas con los nuevos desarrollos de materiales y tecnología. Las Adendas son editadas periódicamente y nuevas ediciones son publicadas en Ing. Rubén E Rollino Rev. 2 rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B318. Parte 1: "Introducción al ASME B31 y B31.8” R4 Pagina 5 periodos de tres a cinco años El comité a establecido un procedimiento ordenado para considerar pedidos de interpretación y revisión del código (apéndice O) Interpretaciones La interpretación del Código es realizada de acuerdo con los procedimientos establecidos por el ASME. Las interpretaciones son editadas como un suplemento del Código. C aso s Un Caso es la forma escrita de una respuesta cuando el estudio indica que las palabras del Código necesitan clarificación, o cuando la respuesta modifica los requisitos existentes o garantizan el permiso para el uso de materiales nuevos o construcciones alternativas. Un Caso normalmente se edita para un periodo de tiempo limitado. Los requisitos del Caso pueden ser incorporados en el Código o el Caso puede expirar, o ser renovado. Ing. Rubén E Rollino Rev. 2 rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B318. Parte 1: "Introducción al ASME B31 y B31.8” R4 Pagina 6 Introducción al código ASME B31.8 ASME B31.8 DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 5 Sistemas de tuberías para Transmisión y Distribución de Gas. Gas ASME B31.8 Rollino 5 ASME B31.8 - CONTENIDO -1 DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 6 ¶ Previsiones generales y definiciones ¶ Capítulo I Materiales y equipamiento ¶ Capítulo II Soldadura ¶ Capítulo III Componentes de sistemas de tuberías y detalles de fabricación ¶ Capítulo IV Diseño, Instalación y ensayos ¶ Capítulo V Procedimientos de Operación y Mantenimiento ¶ Capítulo VI Control de corrosión ASME B31.8 Rollino 6 ASME B31.8 - CONTENIDO -2 ¶ Capítulo VII Misceláneos DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 7 ¶ Capítulo VIII Transmisión de gas Offshore ¶ Capítulo IX Gas ácido. ¶ Apéndices ASME B31.8 Rollino 7 Como se indicó el ASME B31.8 se aplica a la Sistemas de tuberías de transmisión y distribución de gas y es una de las varias secciones que componen el Código ASME para tuberías a presión B31. Los requisitos obligatorios y no obligatorios y las recomendaciones del código B31.8 están contenidas en las siguientes partes que lo componen: Ing. Rubén E Rollino Rev. 2 rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B318. Parte 1: "Introducción al ASME B31 y B31.8” R4 Pagina 7 ASME B31.8: Sistemas de tuberías de transmisión y distribución de gas PARTE ALCANCE Previsiones generales y definiciones Capítulo I Materiales y equipamiento Capítulo II Soldadura Capítulo III Componentes de sistemas de tuberías y detalles de fabricación Capítulo IV Diseño, Instalación y ensayos Capítulo V Procedimientos de Operación y Mantenimiento Capítulo VI Control de corrosión Capítulo VII Misceláneos Capítulo VIII Transmisión de gas Offshore Capítulo IX Gas ácido. Apéndice A Referencias Apéndice B Números y sujeto de Normas y especificaciones de apéndice A Apéndice C Publicaciones que no aparecen en el apéndice A Apéndice D Tensión de fluencia mínima especificada de tubos de acero usados comúnmente en sistemas de tuberías Apéndice E Flexibilidad y factores de intensificación de tensiones. Apéndice F Conexiones en derivación soldadas y extruídas Apéndice G Ensayo de soldadores para líneas que operan con una tensión circunferencial limitada al 20% de la mínima tensión de fluencia especificada. Apéndice H Ensayo de aplastamiento para tubos. Apéndice I Preparación de bordes para soldadura a tope. Apéndice J Factores de conversión Apéndice K Criterios para protección catódica Apéndice L Determinación de la resistencia remanente de tubos corroídos. Apéndice M Criterios para el control de fugas de gas. Apéndice N Prácticas recomendadas para prueba hidrostática de líneas de Tuberías en el sitio. Apéndice O Preparación de requisiciones técnicas a ASME B31 Apéndice P Nomenclatura. Apéndice Q Diagramas de alcance Apéndice R (03) Estimación de esfuerzos en aplastamientos Ing. Rubén E Rollino Rev. 2 rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B318. Parte 1: "Introducción al ASME B31 y B31.8” R4 Pagina 8 Provisiones generales y definiciones. (¶ 801) Previsiones generales y definiciones. ¶ Normas y especificaciones (¶ 801) º Las especificaciones aprobadas se listan en el apéndice A ¶ Alcance e intención (¶802) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 8 º Prescribe requerimientos para: diseño, materiales, fabricación, montaje, ensayos, inspección, Operación y Mantenimiento. Lista Componentes y Sistemas donde no se aplica. ¶ Intención principal: º Seguridad del Público y empleados.No intenta ser retroactivo. ºCalificación de inspectores. ASME B31.8 Rollino 8 Normas y especificaciones (¶ 801) Las normas y especificaciones aprobadas para el uso en este código se indican en el apéndice A. Algunas normas y especificaciones del apéndice A son suplementadas por requerimientos específicos de este código, por lo que los usuarios del código quedan advertidos de no aplicar estas normas y especificaciones sin observar cuidadosamente las referencias del código a las mismas. El código recomienda utilizar las dimensiones del ANSI. No obstante esto no es obligatorio siempre que se sustituyan por otros diseños capaces de soportar los mismos requerimientos de ensayo, resistencia y hermeticidad. Alcance e intención (¶802) El código prescribe requerimientos para el diseño, materiales, fabricación, montaje, ensayos e inspección de sistemas de tuberías usados para transporte de gas y distribución hasta los medidores de los usuarios. El Código también cubre aspectos de seguridad referidos a la operación y mantenimiento de esos sistemas. El Código no se aplica dentro de otros a los siguientes ítems. (Para mayor detalle ver ¶ 802.12: a) Diseño de recipientes cubiertos por el Código ASME BPV. b) Tuberías con temperatura de metal mayores a 450ºF y menores a -20ºF. (Ver ¶ para bajas temperaturas dentro del rango cubierto por el Código) c) Tuberías mas allá de la instalación de entrega al consumidor. d) Tuberías cubiertas por otras secciones del código B31 e) Diseño y fabricación de intercambiadores de calor (Ver TEMA) f) Sistemas de transporte de dióxido de carbono. g) Diseño de equipos de marca registrada. Ing. Rubén E Rollino Rev. 2 rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B318. Parte 1: "Introducción al ASME B31 y B31.8” R4 Pagina 9 Los requerimientos del Código son adecuados desde el punto de vista de seguridad bajo las condiciones usualmente encontradas en la industria del gas. El Código no da requerimiento para condiciones inusuales. Las actividades de diseño construcción operación y mantenimiento deben ser supervisadas por personal con experiencia o conocimientos para aplicar adecuadas previsiones para situaciones inusuales. El Código está involucrado con: 9 Seguridad del público en general 9 Seguridad de los empleados en tanto esta sea afectada por el diseño básico, calidad de materiales, construcción y requerimientos de ensayo y operación y mantenimiento. El Código no intenta ser aplicado retroactivamente a instalaciones existentes. (Excepto lo indicado en el capítulo V) Calificación de inspectores (802.25) Las personas que realizan inspecciones deben ser calificadas por entrenamiento y/o experiencia para aplicar los requerimientos y recomendaciones de este Código. Integridad (802.26) Referencia a suplemento ASME B31.8S Definiciones: (¶803 y 804) Definiciones -1 ¶ Tubo: Producto tubular fabricado para la venta como un ítem de producción. ¶ Espesor nominal: Es el obtenido por la ecuación ¶841.11 ó ¶A841.221. No requiere agregado de tolerancias de fabricación. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 9 ¶ NPS: Nominal Pipe Size. ¶ Propiedades mecánicas:Se incluyen entre otras las definiciones de Tensiones de rotura y fluencia y.alargamiento ¶ Acero al Carbono: Sin especificación de contenidos de elementos aleantes y Cu < 0,60%, Mn < 1,65% , Si < 0,60% ¶ Acero aleado: Con especificación de elementos aleantes y contenido de Cu, Mn y/o Si superior a lo indicado para acero a carbono. ASME B31.8 Rollino 9 Definiciones - 2 ¶ Proceso de fabricación de tubos: tubos ¶ Clase de localización: Area geográfica donde se localiza la línea se clasifican en cuatro clases. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 10 ¶ "Uprating”: Clasificación para una presión de operación admisible mayor. ¶ Presión: Diseño, MOP, MAOP, Ensayo. ¶ Tensión :Circunferencial (Hoop) - Secundarias -Operación ASME B31.8 Rollino 10 A continuación se resumen algunas de las definiciones contenidas en el Código que pueden ser utilizadas durante el desarrollo de los temas abarcados por el curso. Ing. Rubén E Rollino Rev. 2 rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B318. Parte 1: "Introducción al ASME B31 y B31.8” R4 Pagina 10 Gas: Cualquier gas o mezcla de gases apto para combustible doméstico o industrial. (Gas natural, gas fabricado, petróleo liquificado distribuido como vapor con o sin agregado de aire) Línea de tubería: Todas las partes de instalaciones físicas a través de las cuales se transporta gas, incluyendo tubos, válvulas, accesorios, bridas (incluso bulones, tuercas y juntas), reguladores, recipientes a presión, válvulas de alivios, compresores, estaciones de medición y de regulación, etc. Incluidas accesorios o instalaciones que son instaladas Offshore para transporte Onshore. Sistemas y líneas de transmisión: Utilizados normalmente entre lugares de almacenaje, o entre la zona de colección o salida de planta de procesamiento o lugar de almacenaje y sistemas de distribución o un gran consumidor, etc. Sistemas de distribución: Baja presión: Presión de la línea principal sustancialmente similar a la entregada al consumidor. Alta presión: Presión de operación sustancialmente mayor que la presión estándar entregada al consumidor. Requiere regulador en cada línea para controlar Sistemas misceláneos: Tuberías de instrumentación, control y muestra Medidores, Reguladores y Estaciones de alivio de presión: Medidores 9 Medidores para consumidores 9 Instalaciones de medición Reguladores 9 Regulador de servicio: Instalado sobre una línea de servicio de gas para controlar la presión la presión de entrega al consumidor. 9 Regulador de monitoreo: Instalado en serie con otro regulado para actuar en caso de emergencia. 9 Estación reguladora: Consiste en equipos instalados para reducir automáticamente la presión aguas debajo de la línea a la que se conecta. 9 Estación limitadora de presión: Equipamiento utilizado para restringir o reducir el flujo de gas dentro de un sistema en situaciones anormales. 9 Estación de alivio de presión: Equipamiento instalado para ventear gas a fin de evitar exceso de presión. Válvulas. 9 Válvula de parada. Utilizada para detener el flujo de gas 9 Válvula de línea de servicio: Válvula de parada accesible, utilizada para cortar el suministro al consumidor. Ing. Rubén E Rollino Rev. 2 rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B318. Parte 1: "Introducción al ASME B31 y B31.8” R4 Pagina 11 9 Válvula de restricción o contención: Válvula de parada utilizada por ejemplo para el corte de gas a un edificio operable por medio de una llave removible. 9 Válvula de retención: Diseñada para permitir el flujo en una dirección e impedirlo en la contraria. Componentes de tubería: Plásticos. Dentro del Código se hace referencia a dos tipos de plásticos. 9 Termoplástico. Plástico que es capaz de ser repetidamente ablandado por el aumento de temperatura y endurecido por la reducción de temperatura. 9 Plástico termoseteado. Plástico que es capaz de ser cambiado a un producto sustancialmente no fusionable e insoluble cuando se aplica bajo ciertos medios químicos o calor. Tubos: Tubo: es un producto tubular fabricado para la venta como un ítem de la producción. Los cilindros de chapa fabricados durante la fabricación de equipamientos auxiliares no son considerados como tubos de acuerdo a esta definición. Tubo expandido en frío: Tubo con o sin costura cuya circunferencia es aumentada permanentemente en al menos 0.50%. Dimensiones: Espesor nominal: (t) Es el obtenido por la ecuación de ¶ 841.11 o ¶ 841.221 del capítulo VIII. De acuerdo al Código el tubo puede ser comprado utilizando este espesor sin agregar tolerancia para compensar la reducción de espesores contenidas en las normas. NPS (Nominal Pipe Size): Indica el tamaño nominal del tubo. Propiedades mecánicas: 9 Tensión de rotura 9 Tensión de fluencia mínima especificada 9 Tensión de rotura mínima especificada 9 Alargamiento mínimo especificado Tubos de acero: Acero al Carbono: Se considera acero al carbono cuando no se especifica contenido mínimo de Aluminio, Boro, Cromo, Cobalto, Molibdeno, Níquel, Niobio, Titanio, Tungsteno, Vanadio, Circonio o cualquier otro elemento que tenga efecto aleante, cuando el contenido mínimo especificado de cobre no excede 0.40% o cuando el contenido máximo especificado para cualquiera de los siguiente elementos no excede: Ing. Rubén E Rollino Rev. 2 rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B318. Parte 1: "Introducción al ASME B31 y B31.8” R4 Pagina 12 Cu: 0.60% Mn: 1.65% Si: 0.60% Acero aleado: Se considera cuando el máximo especificado de los siguientes elementos excede: Cu: 0.60% Mn: 1.65% Si: 0.60% O cuando se define un rango o contenido mínimo de los siguientes elementos: 9 Aluminio, 9 Boro, 9 Cromo, (Hasta 3.99%) 9 Cobalto, 9 Molibdeno, 9 Níquel, 9 Niobio, 9 Titanio, 9 Tungsteno, 9 Vanadio, 9 Circonio 9 o cualquier otro elemento que tenga efecto aleante Proceso de fabricación de tubos: 9 Soldado por resistencia eléctrica. 9 Soldado a tope en horno 9 Soldado longitudinalmente o en espiral por fusión eléctrica: (Arco): Con o sin aporte 9 Soldadura flash 9 Arco sumergido doble (al menos dos pasadas) 9 Sin costura Diseño, fabricación, ensayo y operación (términos) (¶805) Area: Clase de localización. Area geográfica donde la línea se clasifica de acuerdo a la cantidad y proximidad de edificios ocupados por humanos y otras características consideradas cuando se seleccionan factores para construcción, presiones de operación y ensayos. Fabricación. Ing. Rubén E Rollino Rev. 2 rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B318. Parte 1: "Introducción al ASME B31 y B31.8” R4 Pagina 13 "Uprating": Es la clasificación de una línea existente para una presión de operación admisible mayor. Presión: Presión de diseño: Es la máxima presión admisible por el Código determinada de acuerdo a los procedimientos aplicables a los materiales y localizaciones involucradas. Máxima presión de operación (MOP): Máxima presión esperada en el sistema durante un ciclo de operación normal. Máxima presión de operación admisible (MAOP): Máxima presión interna a la cual puede ser operado el sistema de acuerdo al Código. Máxima presión de ensayo admisible: Máxima presión interna permitida por el Código para la prueba de presión basada en los materiales y localizaciones involucradas. Presión de servicio estándar: A veces llamada presión normal de servicio, es la presión que toma el sistema para mantener la presión necesaria en los medidores domésticos. Tensión (esfuerzo) Tensión de operación: Es la tensión producida en un tubo o elemento estructural debida a las condiciones normales de operación. Hoop stress (Tensión ó esfuerzo circunferencial): ¶805.233; Producidas por la Presión en un plano perpendicular al eje longitudinal del tubo. SH = PD 2t Tensiones secundarias: Son las producidas por otras cargas distintas a la presión interna. Garantía de Calidad: (¶807): 9 Sistema de control de calidad que consiste en acciones preventivas y sistemáticas requeridas para asegurar que los Materiales, productos y servicios cumplen con los requerimientos especificados. 9 Sistema de Garantía de Calidad consiste en verificaciones y auditorías periódicas para asegurar que el sistema de control de calidad cumple todos los propósitos planificados. 9 Las organizaciones que realicen diseño, fabricación, ensamble, montaje, inspección, examinación, ensayos, pruebas, operación y mantenimiento de tuberías de acuerdo a B31.8 deben poseer un sistema escrito de garantía de calidad de acuerdo con los requerimientos aplicables. La Certificación del sistema debe ser acordada entre las partes. Ing. Rubén E Rollino Rev. 2 rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 2:"Factores de Diseño y Cálculo de Tubos”R3 Pag. 14 Parte 2 Factores de Diseño y Cálculo de Tubos Rectos. Diseño, Instalación y Ensayo. (¶840) Esta parte del curso en el Código se encuentra en el capítulo IV. En este curso se ubica en este lugar con el fin de mantener el orden que se da en un proyecto normal, es decir comenzar por los criterios básicos de diseño previo a requerimientos referidos a actividades posteriores como ser soldadura, ensayos, requisitos de materiales, etc. Los requerimientos de diseño de este Código están dirigidos hacia la seguridad del público bajo las condiciones que se encuentran en la industria del gas. Deben preverse las condiciones que pueden causar tensiones adicionales como ser grandes luces autosoportadas, suelo inestable, vibraciones sonoras o mecánicas, peso de fijaciones especiales, terremotos, variaciones de temperaturas (Diferencia entre máxima y mínima temperatura del metal ya sea en ensayos u operación considerando el fluido y el ambiente), etc. Debe tenerse en cuenta que el factor que más fallas en las tuberías provoca es la actividad humana. Los daños generalmente ocurren durante construcciones de otras instalaciones asociadas con la provisión de servicios para el público como ser: agua, gas, electricidad, drenajes, calles, rutas, etc. En función de esto, resulta más alta la probabilidad de falla de una tubería cuanto mayor es la concentración de edificaciones destinadas a ser ocupadas o utilizadas por el público. La determinación de la clase de localización provee un método para la valoración del grado de exposición. Menor tensión cuanto mayor es la actividad pública. La actividad pública es cuantificada e influye en el diseño de la tubería por medio de un factor de diseño. Ediciones anteriores del Código se referían a "Indice de concentración de población. Esto fue eliminado a partir de la edición 1999. Sin embargo las líneas construidas con ediciones anteriores pueden seguir operando siempre que si se incrementan la cantidad de edificaciones esto sea ponderado utilizando las "Clases de localización" Ing. Ruben Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 2:"Factores de Diseño y Cálculo de Tubos”R3 Pag. 15 Clases de localización. Edificaciones previstas para la utilización del público (¶840.2) Clases de localización Localización clase 1 división 1(*) 1 división 2(*) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 12 2(*) 3 Cantidad de edificios < 10 < 10 > 10 y < 46 > 46 (excepto que prevalezca clase 4) 4 Observaciones Desiertos, montañas, campos, zonas con población esparcida0.72< F < 0.80 Prueba hidrostática = 1,25 MOP Desiertos, montañas, campos, zonas con población esparcida F < 0.72 Prueba hidrostática = 1,1 MOP Suburbios, pueblos, zonas industriales, fincas, etc. Areas industriales, shopping centers, áreas residenciales y otras que no clasifican bajo clase 4. Edificios multiplantas (cuatro o más pisos), tráfico denso, servicios enterrados. La cantidad y profundidad de sótanos es indiferente. ASME B31.8 Rollino 12 Método para la determinación de la cantidad de edificaciones previstas para la utilización del público: Trazar una zona de 1/4 milla (400 m) a lo largo de la traza de la tubería con esta en el centro. Dividir la traza al azar en secciones de una milla (1609m) de largo, de tal forma que estas secciones incluyan la mayor cantidad de edificaciones. Contar el número de edificios para uso del público en cada sección. ( Cada unidad de un complejo múltiple debe contarse como una edificación separada y además preverse futuras expansiones) (Si para un complejo de edificios se aplica para una milla básica por ejemplo la clase de localización 2 ó 3 esta puede ser terminada a 660 ft.(200 m) del edificio más cercano) Localización clase 1 división 1(*) 1 división 2(*) 2(*) 3 4 Cantidad de edificios < 10 < 10 > 10 y < 46 > 46 (excepto que prevalezca clase 4) Observaciones Desiertos, montañas, campos, zonas con población esparcida0.72< F < 0.80 Prueba hidrostática = 1,25 MOP Desiertos, montañas, campos, zonas con población esparcida F < 0.72 Prueba hidrostática = 1,1 MOP Suburbios, pueblos, zonas industriales, fincas, etc. Areas industriales, shopping centers, áreas residenciales y otras que no clasifican bajo clase 4. Edificios multiplantas (cuatro o más pisos), tráfico denso, servicios enterrados. La cantidad y profundidad de sótanos es indiferente. (*) Zonas clase 1 ó 2 cerca de iglesias, escuelas, áreas de recreo o similares deben considerarse clase 3, a menos que estas edificaciones sean usadas muy poco frecuentemente ni para grupos de menos de 20 personas. Notas: Las clasificaciones se refieren en general a zonas geográficas pero no implican la aplicación directa de un factor de diseño. Ver ¶841.222. Ing. Ruben Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 2:"Factores de Diseño y Cálculo de Tubos”R3 Tubería de acero Pag. 16 (¶841) Tubería de acero ¶ Presión de diseño y el espesor nominal ¶ ¶841 incluye la fórmula para el cálculo de la Presión de diseño y el espesor nominal: P = . 2St . FET v D DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 13 ¶ Factores de diseño; F, E y T. ¶ F: Factor de diseño correspondiente a clase de localización ¶ E: Factor de eficiencia de junta longitudinal. ¶ T: Factor de “De rating” por temperatura. ¶ Requerimientos adicionales para espesor: El valor mínimo de t calculado puede no ser suficiente en presencia de otras fuerzas. ASME B31.8 Rollino 13 Cálculo de espesor (¶841.11) a) La presión de diseño o el espesor nominal para una presión de diseño dada se calcula de acuerdo a la siguiente formula: P = . 2St . FET (¶841.11) D D = Diámetro nominal (exterior) del tubo en pulgadas E = Factor de junta soldada longitudinal ( Ver tabla 841.115A y ¶817.13d) F = Factor de diseño obtenido de tabla 841.114A ( Para su fijación se ha tenido en cuenta las tolerancias por bajo espesor y otras) (Ver también ¶ 854.2) P = Presión de diseño en psig. Ver también ¶ 841.111) S Tensión de fluencia mínima especificada T = Factor de temperatura. Ver tabla 841.116ª t = Espesor nominal en pulgadas. b) El factor de diseño para localizaciones Clase 1 división 1 está basado en la experiencia en niveles de operación en exceso a los recomendados por el Código. El usuario puede necesitar cambiar la tubería o reducir la presión máxima a 0.72SMYS de acuerdo con ¶854.2. Control de propagación de fisuras ËCriterio de tenacidad / resiliencia o equivalente. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 14 ⇒Control de fractura frágil. ⇒Resistencia a la propagación de fractura dúctil. ⇒Limitadores mecánicos de propagación de fracturas. ASME B31.8 Rollino 14 Control y contención de propagación de fisuras: Un criterio de tenacidad / resiliencia u otro equivalente debe ser especificado para propagación de fisuras en caso de que la línea esté diseñada para operar ya sea a un nivel de tensiones circunferenciales mayores al 40% y hasta 80% de SMYS para NPS 16 o mayor o tensiones circunferenciales mayores a 72% para NPS menor a 16. Ing. Ruben Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 2:"Factores de Diseño y Cálculo de Tubos”R3 Pag. 17 El control debe realizarse asegurando que el tubo tiene una ductilidad adecuada ya sea especificando una adecuada resiliencia / toughness o instalando elementos que detengan la propagación de fisuras. 1) Control de fractura frágil: Debe realizarse un ensayo de impacto / resiliencia de acuerdo con los requerimientos SR5 o SR6 de API 5L o equivalente. Si la temperatura de operación es inferior a 32ºF debe utilizarse una temperatura adecuada inferior a esta que tenga en cuenta la menor temperatura de metal esperada. Cuando se especifica charpy V de tamaño completo, el valor promedio de zona de corte (dúctil) en la zona fracturada no debe ser menor al 35% y el promedio de toda la colada no menor al 50%. Si se especifica Drop weight al menos el 80% de las coladas debe tener al menos 40% de rotura al corte (dúctil) 2) Resistencia a la propagación de fractura dúctil. Para asegurar que el tubo tiene suficiente tenacidad para controlar una fractura dúctil el tubo debe ensayarse de acuerdo a los requerimientos suplementarios SR5 de API 5L. El valor promedio de energía absorbida en ensayo de charpy, "Para toda la colada" debe cumplir o exceder los valores calculados con las ecuaciones dadas por el Código. 9 9 9 9 Battelle Columbus Laboratories (BCL) (AGA): CVN = 0,0108 σ R AISI : CVN = 0,0345 σ 2 3/2 1/2 British Gas Council (BCG): CVN = 0,0315 σ R/t1 R 1/3 1/3 t (En el apunte 0.0345 está redondeado a 0.035) /2 British Steel Corporation (BSC): CVN = 0,00119 σ R 2 CVN= energía absorbida para Charpy tamaño completo en ft-lb. R = Radio nominal del tubo en pulgadas T = Espesor de pared del tubo en pulgadas σ = Tensión circunferencial, ksi Limitadores mecánicos 3) Limitadores mecánicos de propagación de fracturas tales como cambio de espesores , forma, etc pueden ser utilizados. Limitación de la Presión de diseño: Limitación de Presión de diseño y Tensión admisible. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 15 v Se establecen limitaciones a la presión de diseño en función del método de fabricación, la presión de prueba en fábrica y la presión necesaria para producir fluencia. v ¶841.112 establece criterios para la limitación de la máxima tensión admisible. ASME B31.8 Rollino 15 a) Para tubos soldados a tope en horno no se debe exceder lo indicado por la formula o 60% de la presión de prueba en fábrica.(Lo menor) b) Para los demás casos, no se debe exceder el 85% del ensayo de presión en fábrica. En caso de que la prueba de presión en fábrica fue realizada a una presión menor que el 85% de la requerida para alcanzar la fluencia, estos tubos pueden ser reensayados (fábrica o sitio) y la presión de diseño no debe exceder el 85% de la presión aplicada en el reensayo. Ver consideraciones adicionales en el código) El ensayo de presión en obra debe hacerse con liquido si se supera la presión de ensayo de Ing. Ruben Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 2:"Factores de Diseño y Cálculo de Tubos”R3 Pag. 18 fábrica. (No se admite una presión de operación o diseño superior a la resultante de la formula de ¶841.11. Limitación de SMYS (¶841.112) a) Si el tubo no es nuevo ni comprado bajo especificación aprobada por el Código: 1. Utilizar valor de S para tubo nuevo homologado según 811.221 o 222 2. Utilizar S para un tubo rehusado de acuerdo a ¶817.1 3. Utilizar S para tubo de especificación desconocida de acuerdo con ¶817.1 b) Si el tubo es trabajado en frío para alcanzar la SMYS y tratado térmicamente (Ver Código) el máximo valor admisible de presión es el 75% de ¶841.11. En ningún caso debe utilizarse un valor mayor al real. Requerimientos adicionales para espesor nominal "t" (¶841.113) El valor mínimo de t calculado para presión interior de acuerdo a ¶ 841.11 puede no ser adecuado en presencia de otras fuerzas Peso, cargas durante transporte, carga del suelo, agua de ensayo, etc.) Transporte, reparación o instlación no debe reducir en ningún punto el espesor por debajo del 90% del espesor determinad de acuerdo a 841.11 Factores de diseño "F" y clases de localización (841.114) Deben ser de acuerdo con tabla 841.114ª. Excepciones según tabla 841.114B (para casos específicos como ser cruces de rutas con o sin encamisado, líneas paralelas a rutas, etc.)) TABLA 841.114A Factor de diseño Básico "F" Localización clase 1 división1 Localización clase 1 división 2 Localización clase 2 Localización clase 3 Localización clase 4 0.80 0.72 0.60 0.50 0.40 Factor de eficiencia de junta longitudinal (¶841.115A) ASTM A 53 ASTM A 106 ASTM A 134 ASTM A 135 ASTM A 139 ASTM A 211 ASTM A 333 ASTM A 381 ASTM A 671 TABLA 841.115A Factor de Junta Longitudinal "E" Sin costura Soldadura por resistencia eléctrica Soldadura a tope en horno (Continua) Sin costura Soldadura por fusión de arco eléctrico Soldadura por resistencia eléctrica Soldadura por fusión eléctrica Soldadura en espiral Sin costura Soldadura por resistencia eléctrica Soldadura doble por arco sumergido Soldadura por fusión eléctrica Clases 13,23, 33, 43, 53 Clases 12, 22, 32, 42 52 1.00 1.00 0.60 1.00 0.80 1.00 0.80 0.80 1.00 1.00 1.00 0.80 1.00 Ing. Ruben Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 2:"Factores de Diseño y Cálculo de Tubos”R3 ASTM A 672 API 5L Soldadura por fusión eléctrica Clases 13,23, 33, 43, 53 Clases 12, 22, 32, 42 52 Sin costura Soldadura por resistencia eléctrica Soldadura eléctrica "Flash" Soldadura por arco sumergido Soldadura a tope en horno Pag. 19 0.80 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 0.60 Factor de "De-rating" por temperatura (¶841.116) TABLA 841.116A Factor "T" de de-rating por t (Acero)º < 250ºF 300 350 400 450 1.000 0.967 0.933 0.900 0.867 Protecciones de líneas Información adicional, Protecciones de líneas y distancias mínimas (¶841.12 a 15) Consideraciones especiales deben tenerse cuando se instalan ensambles especiales como ser para conexiones de separadores vá0lvulas de líneas principales, cabezales de cruce de río, etc. en localizaciones clase 1 en las que se requiere un factor de diseño de 0.60 hasta una distancia de 5 diámetros o 10 pies. Otros casos equivalentes pueden ser tuberías soportadas por puentes vehiculares, pedestres, etc. Debe proveerse suficiente protección a las líneas instaladas en zonas sujetas a fenómenos naturales como ser terremotos, inundaciones, suelo inestable u otras condiciones que puedan causar movimientos o cargas anormales. La protección puede consistir en aumento de espesor, anclajes construcción de protecciones, etc. En caso de cruce submarino debe tratarse de ubicar la tubería en la zona más estable y considerando las características de las aguas y corrientes. Las líneas están expuestas a accidentes que pueden producirse en carreteras, puentes, etc., deben protegerse con barricadas. Las líneas principales enterradas deben ser cubiertas por no menos de 24 pulgadas. Si esto no puede cumplirse o la carga es excesiva debe encamisarse o proveerse una protección equivalente. Excepto para líneas Offshore la cubierta de tuberías enterradas no debería ser menor a: Ing. Ruben Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 2:"Factores de Diseño y Cálculo de Tubos”R3 Pag. 20 CUBIERTA EN PULGADAS Excavación Excavación en roca normal NPS < 20 NPS > 20 Clase 1 24 12 12 Clase 2 30 18 18 Clase 3 y 4 30 24 24 Zona de carreteras, cruces de 36 24 24 trenes, etc. Localización Debe existir una distancia mínima ( 2" ó 6" según requiera el Código) entre cualquier línea enterrada y cualquier estructura enterrada no utilizada para la línea. En caso contrario la línea debe ser protegida por camisa, aislación, etc. Los factores de diseño para construcciones de tubos de acero en caso de cruces de rutas, vías férreas, Puentes y estaciones de medición y regulación de flujo Clase 1 y 2; F=0.6; Clase 3; F=0.5 y lase 4; F=0.4), y plantas compresoras (Clase 1 a 3; F=0.5; Clase 4; F=0.4), se indican en la tabla 841.114B (Ver código). Ensayo de aplastamiento para tubos. El apéndice H fija los requerimientos para este tipo de ensayo. A continuación se indican a manera de ejemplo algunos de los requerimientos para este ensayo. Los requerimientos específicos varían en función del tipo de tubo, y el caso particular para lo que el Código lo requiere. El ensayo es en general para peso estándar y extra pesado. No se requiere para doble extra pesado. Para tubo soldado a tope y lap-welded la sección de ensayo es de 4 a 6 pulgadas de longitud y 2 ½ para sin costura. Y la soldadura debe estar a 45º de la línea de la fuerza. (Tubos ERW cada extremo deben ser aplastados con la soldadura en el punto de máximo doblado) El ensayo consiste en aplastar al tubo entre dos chapas paralelas hasta que las paredes opuestas se toquen, no debiendo observarse ninguna abertura o agrietamiento en la soldadura hasta que la distancia mínima especificada por el Código sea alcanzada. Esta distancia expresada en diámetros exterior nominal del tubo original, por ejemplo puede ser: ¾ para tubos soldados a tope o 2/3D para ERW o lap-weld. También se especifica que no deben producirse aberturas o agrietamientos en las otras partes del tubo que no sean la soldadura hasta que la distancia alcanzada sea menor 3/5D para tubos soldados a tope o 1/3 para ERW o lap-weld. Para otros casos esta distancia puede ser indicada en cantidad de espesores nominales (5) o requerir ser calculada ( Ver detalles específicos en el Código) Ing. Ruben Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 2:"Factores de Diseño y Cálculo de Tubos”R3 Pag. 21 El Apéndice D incluye la información referida a: Tensiones de fluencia mínimas especificadas (SMYS) TABLA D1 SMYS para tubos comúnmente usados Especificación Nº Grado Tipo SMYS, psi API 5L A25 BW, ERW,S. 25.000 API 5L A ERW, S, DSA. 30.000 API 5L B ERW, S, DSA. 35.000 API 5L X42 ERW, S, DSA. 42.000 API 5L X46 ERW, S, DSA. 46.000 API 5L X52 ERW, S, DSA. 52.000 API 5L X56 ERW, S, DSA. 56.000 API 5L X60 ERW, S, DSA. 60.000 API 5L X65 ERW, S, DSA. 65.000 API 5L X70 ERW, S, DSA. 70.000 API 5L X80 ERW, S, DSA. 80.000 ASTM A 53 Tipo F BW 25.000 ASTM A 53 A ERW, S. 30.000 ASTM A 53 B ERW, S. 35.000 ASTM A 106 A S 30.000 ASTM A 106 B S 35.000 ASTM A 106 C S 40.000 ASTM A 134 --EFW Ver especificación. ASTM A 135 A ERW 30.000 ASTM A 135 B ERW 35.000 ASTM A 139 A EFW 30.000 ASTM A 139 B EFW 35.000 ASTM A 139 C EFW 42.000 ASTM A 139 D EFW 46.000 ASTM A 139 E EFW 52.000 ASTM A 333 1 S, ERW. 30.000 ASTM A 333 3 S, ERW 35.000 ASTM A 333 4 S, ERW 35.00 ASTM A 333 6 S, ERW 35.000 ASTM A 333 7 S, ERW 35.000 ASTM A 333 8 S, ERW 75.000 ASTM A 333 9 S, ERW 46.000 ASTM A 381 Clase Y 35 DSA 35.000 ASTM A 381 Clase Y 42 DSA 42.000 ASTM A 381 Clase Y 46 DSA 46.000 ASTM A 381 Clase Y 48 DSA 48.000 ASTM A 381 Clase Y 50 DSA 50.000 ASTM A 381 Clase Y 52 DSA 52.000 ASTM A 381 Clase Y 56 DSA 56.000 ASTM A 381 Clase Y 60 DSA 60.000 ASTM A 381 Clase Y 65 DSA 65.000 Notas: La tabla no es completa. API 5L contempla grados intermedios. Se recomienda ver las especificaciones aplicables. La información referida a diámetro exterior y espesor de diferentes tubo se indica en la siguiente tabla: Ing. Ruben Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 2:"Factores de Diseño y Cálculo de Tubos”R3 Pag. 22 DIMENSIONES ANSI B36,10 Caños soldados y sin costura - ANSI B36.10 Welded and seamless pipe Nom Diam 1/8 1/4 3/8 1/2 3/4 1 1 1/4 1 1/2 2.000 2 1/2 3.000 3 1/2 4.000 5 6 8 10 Outside diam Sched 10 In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm 0.405 10.287 0.540 13.716 0.675 17.145 0.840 21.336 1.050 26.670 1.315 33.401 1.660 42.164 1.900 48.260 2.375 60.325 2.875 73.025 3.500 88.900 4.000 101.600 4.500 114.300 5.563 141.300 6.625 168.275 8.625 219.075 10.750 273.050 Sched 20 0.250 6.350 0.250 6.350 Sched 30 0.277 7.036 0.307 7.798 Standard Sched 40 0.068 1.727 0.088 2.235 0.091 2.311 0.109 2.769 0.113 2.870 0.133 3.378 0.140 3.556 0.145 3.683 0.154 3.912 0.203 5.156 0.216 5.486 0.226 5.740 0.237 6.020 0.258 6.553 0.280 7.112 0.332 8.433 0.365 9.271 0.068 1.727 0.088 2.235 0.091 2.311 0.109 2.769 0.113 2.870 0.133 3.378 0.140 3.556 0.145 3.683 0.154 3.912 0.203 5.156 0.216 5.486 0.226 5.740 0.237 6.020 0.258 6.553 0.280 7.112 0.332 8.433 0.365 9.271 Sched 60 0.406 10.312 0.500 12.700 Extra strong Sched 80 0.095 2.413 0.119 3.023 0.126 3.200 0.147 3.734 0.154 3.912 0.179 4.547 0.191 4.851 0.200 5.080 0.218 5.537 0.276 7.010 0.300 7.620 0.318 8.077 0.337 0.095 2.413 0.119 3.023 0.126 3.200 0.147 3.734 0.154 3.912 0.179 4.547 0.191 4.851 0.200 5.080 0.218 5.537 0.276 7.010 0.300 7.620 0.318 8.077 0.337 8.560 0.375 9.525 0.432 10.973 0.500 12.700 0.594 15.088 0.375 9.525 0.432 10.973 0.500 12.700 0.500 12.700 Sched 100 Sched 120 Sched 140 Sched XX 160 Strong 0.188 4.775 0.219 5.563 0.250 6.350 0.250 6.350 0.281 7.137 0.594 15.088 0.719 18.263 0.438 11.125 0.500 12.700 0.562 14.275 0.719 18.263 0.844 21.438 Ing. Ruben Rollino – rollinor@asme.org 0.812 20.625 1.000 25.400 0.375 9.525 0.438 11.125 0.294 7.468 0.308 7.823 0.358 9.093 0.382 9.703 0.400 10.160 0.436 11.074 0.552 14.021 0.600 15.240 0.531 13.487 0.625 15.875 0.719 18.263 0.906 23.012 1.125 28.575 0.674 17.120 0.750 19.050 0.864 21.946 0.875 22.225 1.000 25.400 , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 2:"Factores de Diseño y Cálculo de Tubos”R3 Pag. 23 DIMENSIONES ANSI B36,10 Caños soldados y sin costura - ANSI B36.10 Welded and seamless pipe Nom Diam 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 Outside diam Sched 10 In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm In Mm 12.750 323.850 14 355.600 16 406.400 18 457.200 20 508.000 22 558.800 24 609.600 26 660.400 28 711.200 30 762.000 32 812.800 34 863.600 36 914.400 38 965.200 40 1016.000 0.250 6.350 0.250 6.350 0.250 6.350 0.250 6.350 0.250 6.350 0.250 6.350 0.312 7.925 0.312 7.925 0.312 7.925 0.312 7.925 0.312 7.925 0.312 7.925 Sched 20 Sched 30 Standard Sched 40 Sched 60 Extra strong Sched 80 Sched 100 Sched 120 Sched 140 Sched XX 160 Strong 0.250 6.350 0.312 7.925 0.312 7.925 0.312 7.925 0.375 9.525 0.375 9.525 0.375 9.525 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.330 8.382 0.375 9.525 0.375 9.525 0.438 11.125 0.500 12.700 0.500 12.700 0.562 14.275 0.375 9.525 0.375 9.525 0.375 9.525 0.375 9.525 0.375 9.525 0.375 9.525 0.375 9.525 0.375 9.525 0.375 9.525 0.375 9.525 0.375 9.525 0.375 9.525 0.375 9.525 0.375 9.525 0.375 9.525 0.406 10.312 0.438 11.125 0.500 12.700 0.562 14.275 0.594 15.088 0.562 14.275 0.594 15.088 0.656 16.662 0.750 19.050 0.812 20.625 0.875 22.225 0.969 24.613 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.500 12.700 0.688 17.475 0.750 19.050 0.844 21.438 0.938 23.825 1.031 26.187 1.125 28.575 1.219 30.963 0.844 21.438 0.938 23.825 1.031 26.187 1.156 29.362 1.281 32.537 1.375 34.925 1.531 38.887 1.000 25.400 1.094 27.788 1.219 30.963 1.375 34.925 1.500 38.100 1.625 41.275 1.812 46.025 1.125 28.575 1.250 31.750 1.438 36.525 1.562 39.675 1.750 44.450 1.875 47.625 2.062 52.375 1.312 33.325 1.406 35.712 1.594 40.488 1.781 45.237 1.969 50.013 2.125 53.975 2.344 59.538 0.625 15.875 0.625 15.875 0.625 15.875 0.625 15.875 0.625 15.875 0.000 0.688 17.475 0.688 17.475 0.688 17.475 0.750 19.050 Ing. Ruben Rollino – rollinor@asme.org 1.000 25.400 1.000 25.400 , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 2:"Factores de Diseño y Cálculo de Tubos” Pagina 23 a EJEMPLOS DE RATINGS DE BRIDAS - ASME B16.5 Material Group (Grupo) 1.1 Forjado Fundición Planchas-Chapas Designación nominal CSi, A 105 A216 WCB A 515Gr 70 CMnSi A 350 Gr LF2 A 515Gr 70 º F/ Class 150 300 400 600 900 1500 2500 285 740 990 1480 2220 3705 6170 -20-100 260 675 900 1350 2025 3375 5625 200 230 655 875 1315 1970 3280 5470 300 200 635 845 1270 1900 3170 5280 400 170 600 800 1200 1795 2995 4990 500 140 550 730 1095 1640 2735 4560 600 125 535 715 1075 1610 2685 4475 650 110 535 710 1065 1600 2665 4440 700 95 505 670 1010 1510 2520 4200 750 80 410 550 825 1235 2060 3430 800 65 270 355 535 805 1340 2230 850 50 170 230 345 515 860 1430 900 35 105 140 205 310 515 860 950 20 50 70 105 155 260 430 1000 Material group (grupo) 1.14 Nominal designation Forging Castings Plates - Chapas Designación nominal Forjado Fundición 9Cr-1Mo A 182 Gr F9 A 217 Gr C 12 , º F /Class 150 300 400 600 900 1500 2500 290 750 1000 1500 2250 3750 6250 -20-100 260 750 1000 1500 2250 3750 6250 200 230 750 970 1455 2185 3640 6070 300 200 705 940 1410 2115 3530 5880 400 170 665 885 1330 1995 3325 5540 500 140 605 805 1210 1815 3025 5040 600 125 590 785 1175 1765 2940 4905 650 110 570 755 1135 1705 2840 4730 700 95 530 710 1065 1595 2660 4430 750 80 510 675 1015 1525 2540 4230 800 65 485 650 975 1460 2435 4060 850 50 450 600 900 1350 2245 3745 900 35 375 505 755 1130 1885 3145 950 20 255 340 505 760 1270 2115 1000 170 230 345 515 855 1430 1050 115 150 225 340 565 945 1100 75 100 150 225 375 630 1150 50 70 105 155 255 430 1200 Ing. Ruben Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 25 Parte 3 Materiales y equipos y Componentes. Materiales y equipamiento (1) ¶ Calificación de Materiales y equipamiento ¶ 811 establece seis métodos de calificación: ¶ a) Items que conforman especificaciones referenciadas. ¶ b) Items importantes para la seguridad para los cuales existen especificaciones referenciadas pero no las conforman. ¶ c) Items poco importantes para la seguridad para los cuales existen especificaciones referenciadas pero no las conforman. ¶ d) Items para los no que existen especificaciones referenciadas ASME B31.8 Rollino 16 ¶ e) Item de marca registrada. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 16 Materiales y equipamiento (¶810) El capítulo I del Código incluye los requerimientos referidos a materiales y equipos. Todos los materiales y equipos permanentes deben ser aptos y seguros para las condiciones a que serán usados y deben ser calificados por el cumplimiento de las normas, especificaciones y requerimientos especiales del Código. Calificación de Materiales y equipamiento (¶811) Se clasifican en seis categorías pertenecientes a métodos de calificación: a) Items que conforman especificaciones referenciadas en el Código. b) Items importantes para la seguridad de un tipo para el cual existen standards referenciados en el Código, pero que no lo conforman. (Ejemplo. Tubo fabricado de acuerdo a una especificación no mencionada en el Código.) c) Items relativamente poco importantes para la seguridad de un tipo para el cual existen standards referenciados en el Código, pero que no lo conforman. ( Ejemplo de pequeñas dimensiones o por las condiciones de uso) d) Items para los cuales no existe un standard mencionado en el Código (Ejemplo Compresor de gas) e) Items de marca registrada (ver ¶804.14) f) Tubos no identificados o usados. Procedimientos de calificación: a) Items que conforman las normas o especificaciones referenciadas en el Código pueden ser utilizados de acuerdo a los requerimientos y limitaciones del Código. b) Items importantes para la seguridad de un tipo para el cual existen standards referenciados en el Código, pero que no las conforman, Ejemplo. Tubos, Válvulas, y Bridas, deben ser calificados como sigue: Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 26 9 El material debe cumplir con una especificación escrita que no varíe sustancialmente de las normas o especificaciones referenciadas en el Código y que cumple los requerimientos mínimos del Código en cuanto a calidad de materiales y elaboración. No se debe afectar en forma adversa la soldabilidad ni la ductilidad. Si la desviación afecta la resistencia debe preverse una tolerancia para compensarla. 9 Efectuar una petición al Comité para aprobación de cuerdo a ¶811.222 c) Items relativamente poco importantes para la seguridad que no conforman las normas o especificaciones referenciadas en el Código: 9 Deben ser ensayados o investigados y demostrarse que son aptos para el servicio propuesto, 9 Deben utilizarse a tensiones no mayores al 50% de lo admitido por el Código para materiales comparables, 9 Su uso no debe estar específicamente prohibido por el Código, d) Items para los cuales no existe un standard mencionado en el Código e e) ítems de marca registrada: 9 El usuario debe demostrar que son aptos para el servicio propuesto. 9 El fabricante debe asegurar la seguridad del ítem para el servicio previsto (ejemplo compresores de gas y dispositivos de alivio de presión) f) Materiales no identificados o tubos usados pueden utilizarse sujetos a los requerimientos de ¶ 817. Materiales y equipamiento (1) ¶ Materiales para uso en climas fríos ¶ Especificaciones de materiales. Los apéndices A DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 17 y B listan las especificaciones referenciadas y no referenciadas. ¶ Especificaciones de equipos: El Código no hace referencia excepto para componentes de tubería y estructurales. ¶ Transporte de tubos: Es necesario la aplicación de API RP 5L1 o API 5LW superando ciertass relaciones Diámetro/espesor y tensión de operación. ¶ Condiciones para tubos ASMEre-utilizar B31.8 Rollino 17 Materiales para uso en climas fríos (¶ 812) Debe prestarse atención a las propiedades de impacto a bajas temperaturas de los materiales a ser utilizados o expuestos a bajas temperaturas. Marcación (¶813) Todas las válvulas, accesorios, bulonería y tubería deben estar identificados de acuerdo a las normas y especificaciones aplicables o de acuerdo a MSS SP-25. El estampado debe minimizar la concentración de tensiones. Especificaciones de materiales (¶814) El apéndice A lista las normas y especificaciones referenciadas por el Código. Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 27 El apéndice C lista las normas y especificaciones no referenciadas por el Código. Los siguientes tubos pueden ser utilizados si son calificados de acuerdo a ¶ 811 Especificación Descripción API 5L ASTM A 53 ASTM A 106 ASTM A 134 ASTM A 135 ASTM A 139 ASTM A 333 ASTM A 381 ASTM A 671 ASTM A 672 API 5L Tubos de Acero Tubos de línea Tubos con y sin costura Tubos sin costura Tubos soldados por fusión eléctrica (Arco) Tubos soldados por resistencia eléctrica Tubos soldados por fusión eléctrica (Arco) Tubos con y sin costura para baja temperaturas de servicio Tubo soldado por arco metálico Tubos soldados por fusión eléctrica Tubos soldados por fusión eléctrica Tubos expandidos en frío ANSI A 21.52 ASTM D 2513 ASTM D 2517 Hierro dúctil Tubos de hierro dúctil, Fundición centrifugada, en moldes metálicos o de arena. Tubos plásticos Tubos, tubos y accesorios termoplásticos para uso con gas a presión (Ver apéndice A4 y ¶ 814.14) Tubos, tubos y accesorios de resina epoxy reforzada para uso con gas a presión(Ver ¶ 814.14) Ciertos componentes de hierro dúctil, .según ANSI A21.52 pueden ser usados. Especificaciones de equipos (¶815) En general el Código no hace referencia a estas, excepto para los componentes de tubería y estructurales listados en los apéndices A y C y a ciertos detalles específicos. La seguridad de estos equipos debe ser equivalente a la de las otras partes del sistema. Transporte de tubos de línea: (¶816) Deben tomarse precauciones para proteger a los tubos, bordes para soldar, pintuar de protección y cualquier revestimiento para evitar que sufran daños durante el transporte por carretera, ferrocarril o transporte maritimo. Los tubos que son transportados por ferrocarril o transporte marítimo, deben cargados y transportados de acuerdo con API RP5L1 o API5LW. Si no es posible asegurar que esto ha sido cumplido debe efectuarse un ensayo de presión a 1,25 (Para clase1) o 1,5 (Para clase 2, 3 y 4) veces la máxima presión de operación admisible por al menos dos horas Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 28 EJEMPLO DE ESPECIFICACIONES REFERENCIADAS Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 29 Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 30 Condiciones para reutilizar tubos (¶817) Condiciones para re-utilizar tubos ² Se fijan requerimientos para utilizar tubos usados y no identificados. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 18 ²Pueden utilizarse tubos en buenas condiciones y con soldabilidad conocida para tensiones menores y sin curvas cerradas. ²Para tensiones mayores se requiere adicionalmente entre otras la determinación de propiedades mecánicas, espesor de pared, eficiencia de junta, prueba de presión, etc. ASME B31.8 Rollino 18 Tubos de acero: Quitar una porción de tubo de una línea y reinstalarlo en la misma línea o en una línea que opera a igual o menor presión está permitido sujeto a ¶ 817.13 a) f) e i). Excepto para aplicaciones submarinas ♦ Tubos usados y no identificados pueden ser utilizados para bajas tensiones (tensión circunferencial menor que 6000psi) si no se efectuará curvas cerradas o exigencias similares, siempre que: 9 Una cuidadosa inspección visual indique que el tubo está en buenas condiciones y libre defectos que puedan causar fugas. 9 Si el tubo va a ser soldado y su especificación es desconocida, debe pasar la prueba de soldabilidad prescritos en ¶817.13(e) ♦ Calificación de tubos para uso a tensiones mayores a 6000 psi o servicios que incluyen curvas cerradas o tratamientos de similares exigencias (¶817.13). Debe cumplirse con lo indicado en los puntos indicados la siguiente tabla: Inspección Propiedades de doblado Espesor Factor de junta longitudinal Soldabilidad Defectos superficiales Tensión de fluencia Valor S (¶841.11) Prueba hidrostática Tubo nuevo o usado con especificación desconocida a) b) c) d) e) f) g) h) i) Tubo usado con especificación conocida a) c) d) f) i) a) Inspección: Limpieza interna y externa para permitir una inspección adecuada. Debe efectuarse una inspección visual para determinar que el tubo es lo suficientemente redondo y recto y para descubrir defectos que pudieran afectar su resistencia o hermeticidad. Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 31 b) Propiedades de doblado: 9 Tubos NPS 2 y menores deben ser doblados 90ºen frío con un mandril de 12 veces el diámetro nominal sin mostrar fisuras en ningún lugar ni aperturas en la soldadura. 9 Tubos mayores a NPS 2 deben ser sujetos a ensayo de aplastamiento de acuerdo a lo prescrito en el apéndice H, con la excepción que la cantidad de muestras requeridas debe estar de acuerdo con lo indicado en g) más abajo para tensión de fluencia. c) Determinación de espesor de pared: 9 A menos que sea conocido con certeza debe medirse en cuatro puntos en un extremo de cada tubo. 9 Si se sabe que el lote es uniforme puede medirse sobre el 10% de los tubos pero no menos que 10 tubos. Los espesores de los otros tubos pueden medirse utilizando un calibre para el espesor menor. 9 El espesor debe tomarse como el espesor comercial siguiente hacia abajo del promedio de las dimensiones obtenidas pero no mayor que 1,14 veces el menor espesor medido para menores a NPS 20 o 1,11 veces el menor espesor medido para NPS 20 y mayores. d) Factor de junta longitudinal. 9 Si el tipo de junta puede determinarse con certeza puede utilizarse los factores de la tabla 841.115A del capítulo IV. 9 En caso contrario debe utilizarse E=0,60 para NPS 4 y menores o E=0,80 para mayores a NPS 4. e) Soldabilidad 9 Un soldador calificado debe realizar una costura circunferencial utilizando el mismo procedimiento y en las condiciones más severas a utilizar en producción. 9 La soldadura debe ensayarse de acuerdo a los requerimientos de API 1104. 9 El tubo será considerado soldable si se cumplen los requerimientos de API 1104. 9 Debe realizarse una prueba por cada 100 tubos mayores a NPS 4 y cada 400 tubos para NPS 4 y menores. 9 Si los requerimientos de API 1104 no pueden ser cumplidos, la soldabilidad puede demostrarse por medio de un análisis químico (cantidad igual que lo indicado arriba para ensayo de junta de acuerdo a API 1104)para determinar el contenido de C y Mn (Ver ¶822.23 y proceder de acuerdo al ASME BPPVC sección IX f) Defectos superficiales. Deben verificarse arranques, entallas y dientes y debe cumplirse con ¶ 841.24 g) Determinación de la tensión de fluencia: Si es desconocida y no se realizaron ensayos de verificación debe adoptarse no mayor a 24000 psi o establecida de acuerdo a API 5L de acuerdo a la siguiente cantidad: Cantidad 10 tubos o menos Entre 11 tubos y 100 Más de 100 tubos Cantidad de muestras 1 por cada tubo 1 por cada 5 tubos pero no menos de 10 1 por cada 10 tubos pero no menos de 20 Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 32 Si la relación tensión de fluencia-rotura excede 0,85 el tubo no debería utilizarse (excepto lo indicado en ¶817.12 para tensiones menores de 6.000 psi)) h) Valor de S: Si es desconocida la especificación debe utilizarse 24000 psi o determinado como sigue: 9 80% del promedio de los resultados de los ensayos 9 El mínimo valor obtenido en los ensayos pero no mayor que 52000 psi. i) Prueba de presión Tubo nuevo o usado de especificación desconocida y todos los tubos usados deben ser sometidos a un ensayo de presión tubo por tubo u en la línea instalada antes de poner en servicio. El ensayo debe establecer la máxima presión de operación admisible (ver ¶841.111) Para reutilizar tubos de hierro dúctil o plásticos ver ¶ 817.2 y .3. Componentes de sistemas de tuberías y detalles de fabricación (¶830) Componentes y detalles de fabricación ¶ Componentes de sistemas de tubería DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 19 O O O O O O Válvulas y dispositivos reductores de presión Uniones bridadas Accesorios de tubería Componentes especiales fabricados por soldadura Aberturas y accesorios de cierre rápido Conexiones en derivación ASME B31.8 Rollino 19 Introducción En el capítulo III el Código incluye normas, especificaciones, criterios y requerimientos que cubren: Especificaciones para la selección de todos los ítems y accesorios que componen el sistema de tubería, Métodos aceptables para la construcción de derivaciones, Criterios para controlar los efectos de la temperatura, Métodos aprobados para el soporte y anclaje de sistemas expuestos y enterrados. Este capítulo no incluye los tópicos tratados por otros capítulos como ser: Materiales, Soldadura, Diseño, Instalación y Ensayo, etc. Estos temas están agrupados dentro del capítulo de acuerdo a lo siguiente: 9 Componentes de sistemas de tuberías (¶831) 9 Expansión y Flexibilidad (¶832) Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 33 9 Cálculo de tensiones combinadas (¶ 833) 9 Soporte y anclaje de sistemas expuestos (¶834) 9 Anclaje de sistemas enterrados. (¶835) Componentes de sistemas de tubería (¶831) Válvulas DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 20 ASME B31.8 Rollino 20 Válvulas: Ejemplo de especificaciones. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 21 Especificación ASME B16.33 ASME B16.34 ASME B16.38 ASME B16.40 Tipo Válvulas metálicas pequeñas operadas manualmente para sistemas de distribución de gas Válvulas de acero Válvulas metálicas pequeñas operadas manualmente para sistemas de distribución de gas Válvulas termoplásticas operadas manualmente (corte de gas y sistemas de distribución de gas) ASME B31.8 Rollino 21 Dentro de este punto el Código fija las condiciones de diseño, normas y especificaciones, requerimientos especiales y limitaciones aplicables a los siguientes componentes de caería: Válvulas y dispositivos reductores de presión (¶831.1) Pueden ser utilizadas las válvulas que cumplan las siguientes especificaciones y dentro de las recomendaciones para el servicio dadas por el fabricante. Especificación ANSI B 16.33 ANSI B 16.34 ANSI B 16.38 ANSI/ASME B 16.40 API 6A API 6D MSS SP-70 MSS SP-71 MSS SP-78 Tipo Válvulas metálicas pequeñas operadas manualmente para sistemas de distribución de gas Válvulas de acero Válvulas metálicas pequeñas operadas manualmente para sistemas de distribución de gas Válvulas termoplásticas operadas manualmente (corte de gas y sistemas de distribución de gas) Equipamiento "Wellhead" Válvulas de líneas Válvulas esclusas de fundición de hierro Válvulas de chequeo de fundición de hierro Válvulas plug de hierro fundido Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 34 Adicionalmente el Código establece limitaciones para ciertas válvulas de hierro dúctil fundido según ASTM A 395 por ejemplo limita en ciertos casos la presión al 80% de la presión de acuerdo al rating que corresponda y no más de 1000psi y no admite el uso de soldadura. Además el Código no permite el uso de válvulas con cuerpo de hierro fundido para estaciones de compresores. Las válvulas roscadas deben estar de acuerdo con ANSI B1.20.1, API 5L o API 6ª. Uniones bridadas (¶831.2) Bridas. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 22 ASME B31.8 Rollino 22 Uniones bridadas: Ejemplo de especificaciones. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 23 Especificación ASME16.5/20/24 MSSSP-44 Apéndice I ANSI B16.24 Tipo Ver especificaciones listadas en apéndices AyB(Hiero yAcero) Bridas para tubos deacero Bridas livianas de acero Bridas y accesorios bridados de latón o bronce. ASME B31.8 Rollino 23 Las dimensiones, forma y agujereado de las bridas deben estar de acuerdo con: Especificación ANSI B 16.5 / .24 / . MSS SP-44 B31.8 Apéndice I ANSI B16.24 Tipo Ver especificaciones listadas en apéndices A y B (Hierro y Acero) Bridas para tubos de acero Bridas livianas de acero Bridas y accesorios bridados de latón o bronce. Para requisitos y limitaciones específicas debe consultarse en ¶831.2. En ese punto se encuentran requisitos y limitaciones aplicables a casos específicos como ser: Bridas fundidas o forjadas integralmente con tubos o accesorios, Bridas roscadas, lap joint, slip-on, welding neck, Unión de bridas de distinta clase y materiales, entre otros. El párrafo ¶831.22 define los requerimientos para los bulones de fijación y tuercas. Como recomendación general (con excepciones fundamentalmente para bridas de hierro fundido) el Código indica que los bulones deben responder a AST A 193, ASTM A 320, ASTM A 354 o de acero al carbono tratado térmicamente de acuerdo a ASTM A 449. Para bridas ANSI B16.5 clase 150 y 300 a temperaturas entre -20ºF y 450ºF pueden ser del grado B de AST A 307 Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 35 Los materiales para tuercas deben responder a ASTM A 194 o ASTM A 307 (solo con bulones ASTM A 307) En general el roscado debe responder a ANSI B1.1, 2ª y 2B para bulones y tuercas de acero al carbono. Este punto del Código también provee requerimientos para aceros aleados, tuercas cuadradas, etc. El párrafo ¶ 821.23 fija los requerimientos para las juntas de sello: entre otros los siguientes Indica que no deben utilizarse juntas metálicas con bridas clase 150, las juntas para temperaturas mayores a 250ºF deben ser incombustibles y que para bridas de bronce deben utilizarse juntas de diámetro completo (permitido también para bridas de hierro fundido)clase 25 y 125) Accesorios de tubería (¶ 831.3) Ejemplos de accesorio de tubería DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 24 ASME B31.8 Rollino 24 Accesorios de tubería: Ejemplo de especificaciones. Especificación ASMEB16.9 o MSS-75 ASMEB16.11 ASMEB16.42 ASTMD2513 ASTMD2517 ¶ 831.36 DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 25 Tipo Accesorios de acero para soldadura a tope Accesorios de acero para soldadura socket Accesorios bridados de hiero dúctil Accesorios termoplásticos Accesorios de plástico termoseteado. Accesorios especiales con dimensiones no estándar ASME B31.8 Rollino 25 Accesorios estándar (¶831.31 y ¶ 831.32) El espesor mínimo de accesorios roscados o bridados no debe ser menor que el especificado para las presiones y temperaturas en cuestión de acuerdo con ANSI o MSS. Como recomendaciones generales el Código fija las siguientes especificaciones: Especificación ANSI B 16.9 o MSS -75 ANSI B 16.11 ANSI B 16.42 O ANSI A21.14 ASTM D 2513 ASTM D 2517 ¶ 831.36 Tipo Accesorios de acero para soldadura a tope Accesorios de acero para soldadura socket Accesorios bridados de hiero dúctil Accesorios termoplásticos Accesorios de plástico termoseteado. Accesorios especiales con dimensiones no estándar Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 36 Componentes especiales fabricados por soldadura (¶831.35) Unidades prefabricadas con chapa y soldaduras longitudinales (excepto accesorios para soldar a tope fabricados regularmente ni tubos fabricados de acuerdo a las especificaciones citadas en el código) deben ser diseñadas y ensayadas de acuerdo bajo los requerimientos del código ASME BPV Aberturas de cierre rápido (¶831.37) Son utilizados para acceso repetido al interior del sistema de tubería. El Código no impone requerimientos específicos de diseño. Deben tener un rating-presión temperatura igual o mayor que el del sistema y deben estar equipados con dispositivos de bloqueo de acuerdo con sección VIII UG35(b) Accesorios de cierre (¶831.2-4) Las tapas (weld caps) deben ser de acuerdo con ANSI B 16.9 o MSS SP-75 Los cabezales (planos, elípticos, esféricos o cónicos) deben ser diseñados de acuerdo a ASME VIII Div. 1. La máxima tensión admisible no debe superar la indicada en ¶841 ni exceder 60% SMYS. Si contienen soldaduras estas deben inspeccionarse de acuerdo a ASME VIII Div. 1. Conexiones en derivación (¶ 831.33) Tapas roscadas sin refuerzo en tubos de hierro fundido son permitidas hasta un diámetro de no más del 25% del diámetro nominal del tubo principal (Máximo 1 1/4" para NPS4 con espesor nominal no mayor de 0.380"). Existen limitaciones adicionales en caso de severas condiciones climáticas o cargas inusuales. Tapas roscadas existentes pueden ser utilizadas en reemplazo de conexiones en derivación si se constata la inexistencia de fisuras alrededor de la abertura. Conexiones de derivaciones sujetas a presión interna (¶831.4) Conexiones en derivación. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 26 ASME B31.8 Rollino 26 Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 37 Conexiones en derivación. (2) vArea de refuerzo requerida para presión interna. vRefuerzos de aberturas múltiples: Area de DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 27 refuerzo, distancias y refuerzos combinados. vRequerimientos especiales: Función de la relación de tensiones y/o diámetros. vConexiones integralmente reforzadas. vOtros diseños. ASME B31.8 Rollino 27 El refuerzo se requiere, cuando no está provisto inherentemente en los componentes de la bifurcación. El diseño de las conexiones en derivación simples o múltiples debe prever un adecuado control de tensiones. Las tensiones de corte producidas por la presión actuante en la derivación y o cualquier carga externa debida a movimiento térmico, vibración, etc. El refuerzo requerido debe ser determinado por la regla de que el área de metal disponible para refuerzo ser igual o mayor que el área quitada calculada con la siguiente formula (Ver también apéndice I Fig. F5 A continuación se indica a manera de ejemplo la forma de calculo de área de refuerzo. B A2 tb L= 2 1/2 H or 2 1/2B+ M, El menor(smaller) A3 d M 2 1/2 H A1 AR d H d t REGLAS PARA REFUERZO DE DERIVACIONES SOLDADAS (RULES FOR REINFORCEMENT OF WELDED BRANCH CONNECTIONS) FIG. F5 AR =dt ( Para conexiones en ángulo recto) El refuerzo requerido se puede obtener por cualquier combinación de áreas A1 , A2, A3 Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 38 A1: área en exceso en la pared del tubo principal. = (H -t)(d) A2: área en exceso en la pared del tubo de la bifurcación, hasta una distancia L4 del tubo principal. . = 2(B-tb )L A3: área, in2 (mm2) correspondiente a la suma de áreas de refuerzo agregado, incluido soldaduras de refuerzo. B= Espesor nominal del tubo de derivación H= Espesor nominal del tubo principal M= Espesor nominal del refuerzo d= Dimensión mayor de la abertura terminada en el tubo principal o diámetro de la derivación, medida paralela al eje del tubo principal. t= Espesor nominal requerido para el tubo principal tb= Espesor nominal requerido para el tubo de derivación Áreas en: in2 (mm2) Los refuerzos pueden estar formados con materiales de distinta resistencia al de la tubería principal. Si el material de refuerzo es de menor tensión admisible, el área proporcionada por este debe ser reducida en forma proporcional a la relación de tensiones de ambos. En cambio si es de mayor resistencia no puede utilizarse este criterio para incrementar el área. Zona de refuerzo La zona de refuerzo es un paralelogramo cuyo ancho se extiende hasta una distancia d2 a cada lado del eje de la derivación y cuya altura comienza en la superficie interior de la tubería principal hasta una distancia L4 desde la superficie exterior del tubo principal. Refuerzo de aberturas múltiples (¶831.5) Es aconsejable que las aberturas múltiples estén a una distancia tal que sus refuerzos no se superpongan. Si es necesario una distancia menor, debe tenerse en cuenta lo siguiente: Las aberturas deben reforzarse de acuerdo a los criterios antes indicados, o con un refuerzo combinado que tenga la misma resistencia que la suma de refuerzos que hubiesen requerido por separado. Ninguna sección debe ser evaluada más de una vez como correspondiente a más de una abertura. Cuando más que dos aberturas adyacentes han de ser provistas de un refuerzo combinado, la distancia mínima entre centros de cualquier par de aberturas, debería ser preferiblemente 1 1/2 veces su diámetro promedio y el área de refuerzo entre ellas debe ser al menos igual al 50% del total requerido para esas dos aberturas. Si las aberturas están separadas menos de 1 1/2 su diámetro promedio, no se debe considerar el material entre ellas como contribuyendo al refuerzo. Una serie de aberturas adyacentes o con poca separación entre ellas, puede ser reforzada como un grupo si son tratadas como una sola asumiendo un diámetro que abarque a todas. Anillos y Monturas. No deben tener diferencias apreciables de ancho. Pueden fabricarse en más de una pieza siempre que la soldadura de unión cubra todo el espeso. Cada pieza debe tener un agujero para venteo durante soldadura y tratamiento térmico. (Ver ¶127.4.8.) Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 39 Otros diseños: La aptitud de otros tipos de refuerzo a los cuales no se puedan aplicar las reglas indicadas anteriormente, debe ser demostrada por ensayos de prueba o a rotura sobre modelos a escala, o por cálculos avalados por servicio satisfactoriamente de diseños similares. Requerimientos especiales (¶831.42) (Se aplican en conjunto con la tabla 831.42 TABLA 831.42 Relación de Tensión circunferencial de diseño y SMYS < 20% Relación de DN Tubo de derivación/ Tubo principal < 25% >25% y < 50% > 50% (g) (i) (g) (i) (h) (j) > 20 y < 50% (d) (i) (j) (i) (j) (h) (i) (j) > 50% (c) (d) (e) (j) (b) (e) (j) (a) (e) (f) (j) a) Es preferible el uso de tees forjadas de acero con diseño probado. Cuando estas no pueden ser utilizadas el b) c) d) e) f) g) h) i) j) refuerzo debe extenderse completamente alrededor de la circunferencia del tubo principal. No se admiten anillos u otro tipo de refuerzo local parcial. Es preferible el uso de tees forjadas de acero con diseño probado. Cuando estas no pueden ser utilizadas el refuerzo debe extenderse alrededor de la circunferencia del tubo principal. Sin embargo se admiten se admiten anillos u otro tipo de refuerzo local parcial incluso accesorios para soldar. El refuerzo puede ser un anillo u otro tipo que cubra toda la circunferencia del tubo principal. Debe realizarse una transición de espesor en los extremos a unir con el tubo principal. Se recomienda que la soldadura de filete del refuerzo al tubo de derivación no supere el espesor de este último. Cálculo de refuerzo no se requiere para aberturas no superiores a NPS 2 (Precaución en caso de vibraciones u otras fuerzas externas) Las juntas soldadas deben ser equivalentes a las mostradas en el apéndice I Fig. I1 e I2. El interior de los extremos de la abertura terminada, en lo posible debe ser redondeados a 1 1/8" de radio. Si el miembro de refuerzo circular es de mayor espesor que el tubo principal debe tener transición hasta el espesor del “header” En caso de hot tap y plugging ver j. El refuerzo de las aberturas no es mandatorio pero puede ser requerido para ciertos casos con presiones mayores a 100 psi , tubería delgada o fuerzas externas severas. Si el refuerzo es requerido y debe cubrir más que media circunferencia entonces debe utilizarse uno de circunferencia completa o una te. El refuerzo puede ser de cualquiera de los tipos indicados en ¶831.41. Para el caso de hot tap y accesorios para plugging tipo Tee con espesor del accesorio mas grueso que el header: 1) El mínimo tamaño de filete es t más el gap entre el header y accesorio. 2) La máxima dimensión de filete debe ser 1,4*t más el gap entre el header y accesorio 3) Si es necesario debe hacerse una transición en el accesorio de aproximadamente 45º. Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 40 Derivaciones extruidas (Outlet) reforzadas integralmente (¶831.6) Zona de refuerzo Reinforcement zone d Tb dc tb A2 A2 L ho A3 ro ro Tr To tr A3 Area requerida (Required area) A=KtrDo A1 r1 r1 Sobre espesor de corrosion (Corrosion allowance) Dc D Nota general: El esquema es dibujado para la condicion que K=1.00. (GENERAL NOTE: Sketch is drawn for condition where K=1.00.) Fig F3 Zona de refuerzo Reinforcement zone d Tb dc tb A2 A2 L ho ro tr A3 ro Tr To r1 A3 Area requerida (Required area) A=KtrDo A1 r1 Sobre espesor de corrosion (Corrosion allowance) Dc D Nota general: El esquema es dibujado para la condicion que K=1.00. (GENERAL NOTE: Sketch is drawn for condition where K=1.00.) Fig F4 Se define como un tubo principal o porción que tiene un labio de derivación extruido con una altitud por fuera de la superficie del tubo principal h0>ρ0 El diseñador debe definir un espesor de pared apropiado para asegurar la misma vida útil que el sistema. El diseño es de acuerdo a lo indicado en la figura 104.3.1 (G). La altura del cuello es igual o mayor que el radio de acuerdo entre la parte que reemplaza la porción de tubo principal y la conexión del ramal. (h0>r0) Estas reglas se aplican solamente cuando el eje de la conexión es normal al del tubo principal y no se aplican a ninguna conexión que tenga cualquier tipo de refuerzo adicional. Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 41 - El diseño debe cumplir el criterio de que el área del refuerzo requerida no debe ser menor que el área requerida. (A7 > A1+ A2 + A4) Area de refuerzo requerida: se define como: A =K Do Donde K d/D 1.00 > 0.60 0.6 + 2/3 d/D 0.15 < d/D < 0.60 0.70 d/D < 0.15 Do= Diámetro interno de la conexión extruida excluido sobreespesor de corrosión, medido en la zona de correspondencia con el tubo principal Dc= Diámetro interior del tubo principal D= Diámetro exterior del tubo principal d= Diámetro exterior del tubo de derivación dc= Diámetro exterior del tubo de derivación Tr= Espesor del tubo principal excluido sobreespesor de corrosión tr= Espesor del tubo principal requerido según formula de ¶841.11 Tb= Espesor nominal requerido para el tubo de derivación Area del refuerzo requerida A= A1+ A2 + A4 Siendo: A1 = Area dentro de la zona de refuerzo del tubo principal resultante de un exceso de espesor. A1 = dc(tn - tmh) A2= Area dentro de la zona de refuerzo de la conexión resultante de un exceso de espesor. A2 = 2L8(tb - tmb) A3= Area dentro de la zona de refuerzo resultante de un exceso de espesor en el labio extruido. A4 = 2ro[T0 - ( tb A)] Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 42 Expansión y Flexibilidad (¶ 832) (Tubería sobre nivel de suelo) Expansión y Flexibilidad. ² Expansión: Diferencia de expansión entre la máxima temperatura de operación y la temperatura promedio de montaje. ²Expansión de aceros al carbono y baja aleación:Tabla 832.2 DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 28 ²El diseño debe prever suficiente flexibilidad de forma tal de prevenir excesivas tensiones. ²La flexibilidad puede ser provista por el uso de curvas, “loops” cambio de dirección, juntas de expansión,etc. ²El sistema debe tratarse como un conjunto y considerarse los factores de intensificación de tensiones. ²Pretensionado en frío:ASME Puede utilizarse para mejorar 28el B31.8 Rollino comportamiento en servicio. Las tuberías , deben diseñarse de forma tal de que tengan suficiente flexibilidad para prevenir fallas que puedan producirse debido a sobretensiones del material de la tubería o anclajes, pérdidas en juntas o distorsión de los equipos conectados debidos a excesivos esfuerzos por movimientos. La flexibilidad puede ser provista por cambios de dirección utilizando curvas, loops o pequeños offset u otras previsiones para absorber movimientos térmicos, como ser el uso de juntas de expansión, articuladas, rotulas, tubos corrugados o mangueras metálicas flexibles. Si se utilizan juntas de expansión deben instalarse anclajes de suficiente rigidez para absorber las fuerzas debidas al fluido u otras causas. El sistema debe tratado como un conjunto cuando se calcula la flexibilidad. Deben considerarse la importancia de todas las partes de la línea incluidos los restrictores de movimiento como ser guías y soportes. Premisas y requerimientos básicos . ♦ En los cálculos de flexibilidad los sistemas de tuberías entre puntos de anclaje deben ser tratados como un todo o conjunto. ♦ Debe considerarse la importancia de todas las partes de la línea y/o todos los restrictores colocados con el propósito de reducir momentos y fuerzas sobre los equipos o pequeñas líneas que se bifurcan. ♦ Los cálculos de flexibilidad deben tomar en cuenta las condiciones de intensificación de tensiones de los componentes y juntas. Pueden tomarse créditos cuando existe flexibilidad extra en esos componentes y juntas. En caso de no existir fuentes de datos más directamente aplicables, pueden utilizarse los factores de flexibilidad e intensificación de tensiones mostrados en el apéndice E del código Debe utilizarse el rango total de temperatura este sometido el sistema a pretensionado en frío o no. ♦ El calculo de flexibilidad debe basarse en el módulo de elasticidad Ec a temperatura ambiente. ♦ Las propiedades dimensionales de los tubos y accesorios a utilizar en los cálculos de flexibilidad, deben basarse en las dimensiones nominales y utilizar el factor de eficiencia de junta soldada "E" (Tabla 841.115ª) como igual a 1,00. Pretensionado en frío (¶832.37) Para modificar los efectos de la contracción y expansión la línea principal puede ser pretensionada en frío. Esto puede ser tomado en cuenta en el cálculo de reacciones según ¶833.5, siempre que el método de pretensionado sea probado como efectivo. Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 43 La expansión térmica de los materiales más comunes utilizados en tubería debe ser determinada de la tabla 832.2 : Todo lo indicado en ¶832.1 es aplicable para temperaturas no mayores a 450ºF Tabla 832.2 Expansión térmica de materiales de tubería Acero al C, Acero de alta resistencia y hierro forjado Temperatura º F Expansión total, in/100 ft Sobre 32ºF 32 0.0 60 0.2 100 0.5 125 0.7 150 0.9 175 1.1 200 1.3 225 1.5 250 1.7 300 2.2 350 2.6 400 3.0 450 3.5 Cálculo de tensiones combinadas (¶833 ) Tensiones combinadas. ²Las tensiones de expansión deben combinarse considerando: DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 29 Las tensiones de flexión resultantes Las tensiones de torsión resultantes. ASME B31.8 Rollino 29 Las tensiones de expansión deben combinarse de acuerdo a la siguiente formula: SE = (Sb 2+ St2)1/2 Donde: Sb = Tensiones de flexión resultantes (psi) = i Mb / z St =Tensiones de torsión resultantes (psi) = Mt / 2z Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 44 SE =Tensiones de expansión combinadas (psi) Mb, Mt = Momentos de flexión y torsión. I= factor de intensificación de tensiones (Ver apéndice E) Z = Módulo de elasticidad del tubo , in.3 ♦ La máxima tensión de expansión SE no debe superar 0,725S, donde S es la mínima tensión de fluencia especificada ( Ver además ¶833.4) ♦ El total de lo siguiente no debe superar S: a) Tensiones combinadas de expansión b) Tensión longitudinal debida a presión (SFT: Ver ¶841.11) c) Tensión longitudinal debida a cargas externas, tal como peso, contenido, viento, etc. La suma de b) y c) no debe superar 0,725S Computo de reacciones La reacción R' debe ser obtenida de acuerdo a la siguiente formula y desde las reacciones R de los cálculos de flexibilidad: ♦ En un sistema sin pretensionado en frío o pretensionado uniforme en todas las direcciones, las reacciones (fuerzas y momentos) de Rh y Rc en condición fría y caliente respectivamente, deben obtenerse de la reacción R derivada de los cálculos de flexibilidad basados en el módulo de elasticidad a temperatura ambiente Ec, usando las ecuaciones (9) y (10). R' = ( 1 – 2/)R Donde: Cs = Factor de pretensionado en frío, variando de cero para no pretensionado pretensionado. a 1.00 para 100% Ec = Módulo de elasticidad en condición fría R = Reacción máxima para el rango completo de expansión, basado en Ec el cual asume la condición más severa ( 100% pretensionado en frío, sea usado o no), lb y in-lb (N y mm-N) R' = Reacción máxima estimada prevista luego del pretensionado en frío. No debe exceder los limites admisibles de los equipos y soportes. Soportes (¶ 8 3 4 ) Soportes. ²Deben ser aptos para el soporte de las máximas fuerzas debidas a presión, peso y fuerzas adicionales. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 30 ²Deben prevenir o reducir excesiva vibración. ²Deben proteger a los equipos. ²En función de las tensiones de operación pueden soldarse o no directamente a la tubería. ²Consideraciones especiales deben tenerse para el soporte de tuberías enterradas. ASME B31.8 Rollino 30 Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 45 Los soportes deben prevenir o reducir excesiva vibración y proteger a los equipos de tensionado indebido. Los soportes, colgantes y anclajes deben instalarse de tal forma de no interferir con la libre expansión y contracción de la tubería entre soportes y ser diseñados de tal forma de no ser desensamblados por el movimiento de la tubería. Los materiales deben ser durables, incombustibles y adecuados para las condiciones de servicio (834.3) Fuerzas en uniones de tubería (834.4) Todas las juntas de unión deben ser aptas para soportar las máximas fuerzas debidas a presión interna y fuerzas adicionales debidas a expansión o contracción térmica y peso de la tubería y contenido. Fijación de soportes y anclajes (¶834.5) Si la tubería está diseñada para trabajar con tensiones circunferenciales por debajo del 50% de MSYS los soportes pueden fijarse directamente a la tubería, utilizando proporciones y tensiones de soldadura acorde a las prácticas estructurales estándar. Si trabajan a tensiones superiores los soportes deben ser provistos de un elemento que envuelva al tubo. La soldadura del miembro que envuelve al tubo, al tubo debe ser preferentemente continua. Soporte de tubería enterrada (¶835) Las curvas y quiebres producen fuerzas longitudinales que deben ser absorbidas por anclajes en las curvas, fricción contra el suelo o tensiones longitudinales en la tubería. Los anclajes deben prever la distribución de las cargas de forma tal que puedan ser soportadas por el suelo. Las líneas enterradas están sujetas a tensiones debidas a cambios de presión y temperatura. Para líneas largas la fricción con el suelo previene los cambios de longitud debido a esas tensiones, excepto en algunas decenas de metros cerca de las curvas o extremos. En esas ubicaciones el movimiento no restringido puede ser de magnitud considerable. Si se hacen conexiones o derivaciones en esas zonas estas deben ser suficientemente flexibles. Factores de Flexibilidad e intensificación de tensiones Apéndice E : Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 46 Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 47 Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 48 Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 49 TABLA E-1 Descripción Factor de flexibilidad , k Factor de intensificación de tensiones, i 1,2 Soldadura doble slip-on de brida(nota 14) 1 Soldadura socket weld de bridas o accesorios (Nota 14 y 15) 1 2,1 max o 2,1Tc/Cx pero no mayor que 1,3 Bridas lap joint (ANSI B 16.9) 1 1.6 Unión de tubo roscado con brida (Nota 14) 1 2,3 Tubo o curva corrugada 5 2.5 Notas: Ver Código Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8- Parte 3:"Materiales, Equipos y Componentes” R4 Pag. 50 GRAFICO A (B31.1) Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 Parte 4 "Soldadura y Ensayos” R4 Pagina 51 Parte 4 Soldadura y Ensayos Soldadura. (¶820) Soldadura - 1 DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 31 ¶ Se establecen requerimientos para la soldadura de materiales tanto laminados como forjados o fundidos. ¶ Se cubre la soldadura a tope y filete en tubos, bridas, accesorios, etc. ¶ No se cubre la soldadura de fabricación de tubos. ¶ Algunas variables esenciales y tiempos de recalificación. ASME B31.8 Rollino 31 El Capítulo II da los requerimientos aplicables a Soldadura y Ensayos. Este capitulo se aplica a juntas de tuberías de materiales tanto forjados como fundidos y cubre soldaduras de filete y a tope en tubos, derivaciones, bridas slip-on, accesorios socket, etc. Cuando las válvulas y equipos son provistos con extremos para soldar directamente a tubos, la composición, diseño y los procedimientos de soldadura y alivio de tensiones no deben provocar daños. Este capítulo no se aplica a la soldadura realizada para la fabricación del tubo. Las soldaduras pueden ser realizadas por cualquier proceso o combinación que produzca soldaduras que cumplan los requerimientos del Código. Pueden ser realizadas en posición o rolando los tubos. Antes de iniciar las soldaduras debe establecerse y calificarse los procedimientos de soldadura. Cada soldador u operador debe ser calificado para el procedimiento previsto antes de ejecutar soldaduras. (¶821.3) Los criterios de aceptación de soldaduras de sistemas de tuberías que operan al 20% o más de la mínima tensión de fluencia especificada son los indicados en API 1104 (821.4) Antes de soldar en o alrededor de estructuras o áreas que contengan gas, debe determinarse la ausencia de gas combustible. Las definiciones y términos referidos a soldadura que son utilizadas en el Código corresponden a ANSI/AWS A3.0 Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 Parte 4 "Soldadura y Ensayos” R4 Pagina 52 Preparación de bordes para soldadura (¶822) Detalles típicos de extremos de soldadura a tope. 10º(deg) ± 1º (deg) 1/16" (in). ± 1/32" (in). 3/4" (in). Preparación normal de extremos de caños y accesorios para soldar a tope, de 22mm de espesor o mas delgados (Optional end preparation of pipe) Preparación sugerida de extremos de caños y accesorios, de más de 22mm de espesor (Suggested end preparation, pipe and fittings over 7/8- in. thickness) (c) (Standard end preparation of pipe butt welding fittings 7/8 in. and thiner) (b) Standard End Preparation (a) 60º (deg) a (to) 80º (deg) Preparaciones de extremos normales 30º (deg)+5º(deg) -0º(deg) 37 1/2 deg ± 2 1/2 deg 10º(deg) ± 1º (deg) (f) (e) (d) 37 1/2º (deg) ± 2 1/2º (deg) Preparacion opcional del extremo del caño 1/16" (in). ± 1/32" (in). Radio(Radius) 37 1/2º (deg) ± 2 1/2º (deg) t > 7/8" (in). 30º (deg) + 5º (deg) to 37 1/2º (deg) - 0º (deg) ± 2 1/2º (deg) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 32 37 1/2º (deg) ± 2 1/2º (deg) 1/16" (in). ± 1/32" (in). 30º ()deg +5º(deg) -0º (deg) COMBINACIONES ACEPTABLES DE PREPARACIÓN DE EXTREMOS DE CAÑOS (ACCEPABLE COMBINATIONS OF PIPE END PREPARATIONS) ASME B31.8 Rollino 32 Ejemplos de transiciones. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 33 t t tD= 1.5 t 3/32 in. max 30º (deg). max. 14º (deg). min. (1:4) [Nota (note) (1)] (a) 0.5 t max (b) t t tD tD 30 deg max 30º (deg) max 0.5 t max 0.5 t max (c) 30º (deg). max. 14º (deg). min. (1:4) [Nota (note) (1)] (d) Desalineación interna (Internal Offset) ASME B31.8 Rollino 33 Ejemplos de fijación de bridas DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 34 1.4 t 1.4 t 1.4 t 1.4 t 1/2" (in). max t 0.707 t ( ó t si se prefiere), (or t if preferred) t (c) Soldadura en frente y cubo (Front and Back Weld) t (d) Soldadura en cara y cubo. (Face and Back Weld) FIG I6 (c y d) DETALLES RECOMENDADOS PARA FIJACION DE BRIDAS (RECOMMENDED ATTACHMENT DETAILS OF FLANGES) ASME B31.8 Rollino 34 En el apéndice I del Código se muestran algunos detalles aceptables de preparación para Este apéndice se aplica para uniones entre espesores y SMYS diferentes. Los detalles indicados en la figura I5 se aplican para uniones a tope entre espesores desiguales y/o SMYS diferentes. (Para uniones de espesores desiguales con SMYS se aplican las reglas de este apéndice pero no se especifica ángulo mínimo de transición) Diámetros interiores desiguales: a) Para tuberías que operan con tensiones circunferenciales < al 20% de SMYS, y los espesores a unir no varían más que 1/8”, no se requiere ningún tratamiento a la unión, siempre que se garantice adecuada penetración y fusión de ambos bordes. Si la desalineación es mayor se aplica el siguiente punto b). b) Para niveles de tensiones > al 20% de SMYS: 1) Si los espesores nominales no varían más que 3/32” no se requiere tratamiento especial, si se logra penetración total. y se funden ambos bordes. (Ver figura I5.a) 2) Para desalineación interior > 3/32”, y no hay acceso al interior, la transición debe realizarse transición cónica sobre el espesor mayor con el con un ángulo no mayor que 30º ni menor que 14º. (Ver I5.b) Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 Parte 4 "Soldadura y Ensayos” R4 Pagina 53 3) Para desalineación interior > 3/32” pero no más que la mitad del menor espesor y hay acceso interior para soldar la transición puede efectuarse con soldadura. (Ver I5.c) 4) Si la desalineación interior es mayor que la mitad del menor espesor puede ser realizada de acuerdo a I5.b ó I5.d) Diámetros exteriores desiguales: La transición puede realizarse de acuerdo a las figuras I5.e ó I5.F, en función de la dimensión de la desalineación. Diámetros interiores y exteriores desiguales: Puede utilizarse una combinación de las figuras I5.a) a I5.f), prestando especial atención a la alineación. La siguiente tabla resume las figuras contenidas en el apéndice I, las que adem160s se muestran más abajo. Figura Descripción Figura I1 Aberturas sin refuerzo Figura I2 Aberturas con refuerzo localizado Figura I3 Aberturas con refuerzo que cubre toda la circunferencia Figura I4 Preparación de extremos de tubos. Figura I5 Diseños para espesores desiguales. Figura I6 Detalles para fijación de bridas Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 Parte 4 "Soldadura y Ensayos” R4 Pagina 54 Derivacion (Branch) B 45º (deg.) min. W1 W1 45º (deg.) min. H N N Tubo Principal (Header) GENERAL NOTES. (a) Cuando se emplea una montura para soldar, ésta deberá insertarse sobre éste tipo de conexión. (When a welding saddle is used, it shall be inserted over this type of connection). (b) W1=3B/8, pero no menor que 1/4" (W1= 3B/8, but not less than 1/4 in). (c) N=1/16" min., 1/8" max, a menos que se suelde la parte de atras o se use un aro de respaldo (N= 1/16 in. min., 1/8 in. max., unless back welded or backing strip is used). DETALLES DE SOLDADURA PARA ABERTURAS SIN OTRO REFUERZO QUE EL DE LAS PAREDES DEL COLECTOR Y LA DERIVACION (WELDING DETAILS FOR OPENINGS WITHOUT REINFORCEMENT OTHER THAN THAT IN HEADER AND BRANCH WALLS) FIG. I1 Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 Parte 4 "Soldadura y Ensayos” R4 Pagina 55 B W3 W1 W3 W1 M Same as Fig I1 (Igual que la Fig. I1) W3 W2 W2 W3 M N H H N W1 W1 Montura (Saddle) Corona circular (Pad) FIG. I2 W1 min = 3B/8, but not less than 1/4 in. (3B/8, pero no menor que 1/4") W2 min = M/2, but not less than 1/4 in. (M/2, pero no menor que 1/4") W3 min = M, but not greater than H (M, pero no mayor que H) N = 1/16 in min, unless back welded or backing strip is used. (1/16 en pulgadas, a menos que se emplee una soldadura trasera o un aro de respaldo) GENERAL NOTES: (a) All welds to have equal leg dimensions, and a minimum throat = 0.707 x leg dimension. (Todas las soldaduras tienen catetos iguales, y una garganta mínima de 0.707 por altura de cateto). (b) If M is thicker than H reinforcement member shall be tapered down to the header wall thickness. (Si M es mas gruesa que H deberá efectuarse una transición en el refuerzo). (c) Provide hole in reinforcement to reveal leakage in buried welds and to provide venting during welding and heat treatment. [See para. 831.41(h)]. (Efectuar un agujero en el refuerzo para venteo de gases y revelar perdidas ). WELDING DETAILS FOR OPENINGS WITH LOCALIZED-TYPE REINFORCEMENT (Detalles de refuerzo con tipo de refuerzo localizado). Fig. I2 Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 Parte 4 "Soldadura y Ensayos” R4 Pagina 56 Optional weld Soldadura Opcional Optional weld Soldadura Opcional These longitudinat welds may be located anywhere around circunference (Esta soldadura longitudinal puede ubicarse en cualquier lugar alrededor de la circunferencia) GENERAL NOTE (Nota general): Dado que la presión del fluido se ejerce sobre ambos lados del metal de la cañería debajo de la T, el metal de la cañería no representa un refuerzo (Since fluid pressure is exerted on both sides of pipe metal under tee, the pipe metal does not provide reinforcement. ) Tee Type Tipo T GENERAL NOTE: Se proverá un agujero de refuerzo para detectar perdidas en soldaduras ocultas y para proporcionar ventilación durante la soldadura y el tratamiento térmico. [Ver para. 831.41(h)] (Provide hole in reinforcement to reveal leakage in buried welds and to provide venting during welding and heat treatment. [See para. 831.41 (h)] Not required for tee type. ) Sleeve Type Tipo manguito Optional Weld Soldadura Opcional Optional Weld Soldadura Opcional Optional Weld Soldadura Opcional Optional Weld Soldadura Opcional Saddle Type Tipo montura Saddle and Sleeve Type Tipo montura y manguito Fig I3 z Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com t > 7/8" (in). (a) 60º (deg) a (to) 80º (deg) (Standard end preparation of pipe butt welding fittings 7/8 in. and thiner) (b) Standard End Preparation Preparaciones de extremos normales 30º (deg)+5º(deg) -0º(deg) 37 1/2 deg ± 2 1/2 deg (e) 3/4" (in). Preparación sugerida de extremos de caños y accesorios, de más de 22mm de espesor (Suggested end preparation, pipe and fittings over 7/8- in. thickness) (c) 1/16" (in). ± 1/32" (in). (Optional end preparation of pipe) (d) 37 1/2º (deg) ± 2 1/2º (deg) Preparación normal de extremos de caños y accesorios para soldar a tope, de 22mm de espesor o mas delgados Preparacion opcional del extremo del caño Pagina 57 10º(deg) ± 1º (deg) 37 1/2º (deg) ± 2 1/2º (deg) 37 1/2º (deg) ± 2 1/2º (deg) 30º (deg) + 5º (deg) to 37 1/2º (deg) - 0º (deg) ± 2 1/2º (deg) 1/16" (in). ± 1/32" (in). 30º (deg) +5º(deg) -0º (deg) 1/16" (in). ± 1/32" (in). ASME B31.8 Parte 4: "Soldadura y Ensayos” 10º(deg) ± 1º (deg) (f) COMBINACIONES ACEPTABLES DE PREPARACIÓN DE EXTREMOS DE CAÑOS (ACCEPABLE COMBINATIONS OF PIPE END PREPARATIONS) Fig I4. Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 Parte 4: "Soldadura y Ensayos” t t R4 Pagina 58 tD= 1.5 t 3/32 in. max 30º (deg). max. 14º (deg). min. (1:4) [Nota (note) (1)] (a) 0.5 t max (b) t t tD tD 30 deg max 30º (deg) max 0.5 t max 0.5 t max (c) 30º (deg). max. 14º (deg). min. (1:4) [Nota (note) (1)] (d) Desalineación interna (Internal Offset) 30º (deg) max, 14º (deg) min (1:4) [Nota (note) (1)] 30º deg max 30º deg max 0.5 t max 0.5 t max tD tD t t (e) (f) Dealineación externa (External Offset) 30º (deg) max, 14º (deg) min (1:4) [Nota (note) (1)] 0.5 t max 30º deg max tD t Nota (note): (1) No se aplica el minimo cuando ambos materiales base tienen la misma minima tension de fluencia especificada. (No minimum when materials joined have specified minimum yield strengths) 30º (deg) max, 14º (deg) min (1:4) [Nota (note) (1)] (g) Desalineación combinada (Conbination Offset) DISEÑO ACEPTABLE PARA PAREDES DE DISTINTO ESPESOR (ACCEPTABLE DESIGN FOR UNEQUAL WALL THICKNESS) Fig. I5 Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 Parte 4: "Soldadura y Ensayos” R4 Pagina 59 (b) Brida soldada a tope (Butt Welding Flange) (a) Brida solapada (Lap joint Flange) FIG I6 (a y b) DETALLES RECOMENDADOS PARA FIJACION DE BRIDAS (RECOMMENDED ATTACHMENT DETAILS OF FLANGES) 1.4 t 1.4 t t 1.4 t 1.4 t 1/2" (in). max t 0.707 t ( ó t si se prefiere), (or t if preferred) (c) Soldadura en frente y cubo (Front and Back Weld) t (d) Soldadura en cara y cubo. (Face and Back Weld) DETALLES RECOMENDADOS PARA FIJACION DE BRIDAS (RECOMMENDED ATTACHMENT DETAILS OF FLANGES) FIG I6 (c y d) Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 Parte 4: "Soldadura y Ensayos” R4 Pagina 60 c c c t: espesor nom inal del tubo.(N om inal pipe w all thickness) N o m enor que t. (N ot less than t) c > 1/16 in (1,5m m ) C , m in= 1 1/4 t, N o < 5/32 in. (N ot less than 5/32 in.) (e) Soldadura socket solam ente) (Socket W elding O nly) (f) B rida socket-w eld (Socket W elding Flange)> FIG I6 (e y f) D ETA LLE S R EC O M E N D A D O S PA R A FIJA C IO N D E B R ID A S (R E C O M M EN D ED A TT A C H M EN T D ETA ILS O F FLA N G ES) Theoretical throat (Raíz teórica) Size of weld (Altura de cateto) θ θ (g)Convex equal Leg (Convexo: Catetos iguales) Fillet Weld (Soldadura de Filete) Size of weld (Altura de cateto) (h)Concave equal Leg (Concavo: catetos iguales) Fillet Weld (Soldadura de Filete) FIG I6 (g y h) DETALLES RECOMENDADOS PARA FIJACION DE BRIDAS (RECOMMENDED ATTACHMENT DETAILS OF FLANGES) Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 Parte 4: "Soldadura y Ensayos” R4 Pagina 61 Las soldaduras de sello de juntas roscadas son permitidas pero no deben ser consideradas como aportando a la resistencia de la unión. Las soldaduras de sello deben ser realizadas por soldadores calificados. Calificación de Procedimientos y Soldadores (¶823) Calificación de Procedimientos de Soldadura y Soldadores v Calificación de procedimientos de soldadura y soldadores previo al inicio de las soldaduras según: DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 35 v API 1104 v ASME BPVC Sección IX. v Soldadores: En función de tensiones de operación, se admite calificación de acuerdo a: v Apéndice G del Código B31.8. ASME B31.8 Rollino 35 El Código establece distintos requerimientos en función de las tensiones circunferenciales producidas por la Presión de operación de los sistemas. Sistemas que operan con tensiones circunferenciales menores al 20% de la mínima tensión de fluencia especificada (¶823.1) Los soldadores deben ser calificados de acuerdo a lo requerido para líneas que operan a más del 20% de SMYS o apéndice G Resumen de apéndice G Debe realizarse una calificación inicial. Luego de esto los trabajos del soldador deben verificarse mediante una recalificación cada año o mediante la extracción y ensayos de soldaduras de producción. El ensayo debe realizarse con un tubo NPS 12 o menor, con eje horizontal fijo de forma que el que exista al menos una parte de la soldadura realizada sobre cabeza. La preparación y otros detalles deben responder a la Especificación de Procedimiento para la cual el soldador va a ser calificado. Deben extraerse cuatro probetas para plegado de raíz, serán consideradas aceptables si no se producen grietas mayores a 1/8" (Descartando bordes de probeta) Al menos tres de las probetas deben ser aceptables. Soldadores que realizan conexiones a líneas de servicio: El ensayo de calificación consiste un accesorio de conexión a un tubo de igual diámetro a un tubo principal típico y la soldadura debe efectuarse en igual posición que la soldadura de obra. El ensayo de la soldadura consiste en aplastar el accesorio contra el tubo principal. Si la soldadura rompe en la unión del accesorio con el tubo principal La zona de rotura no debe mostrar falta de penetración, pobre penetración ni solapado. Para verificación periódica de soldadores de pequeñas líneas de servicio (NPS 2 o menor) se deben tomar dos muestras de soldaduras de producción y cortadas a 8 pulgadas de longitud con la soldadura en el centro. Una muestra debe aplastarse en los extremos y traccionada. La rotura debe producirse fuera de la zona de soldadura o zona afectada por el calor. La segunda muestra debe ser doblada hasta 2 pulgadas a cada lado Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 Parte 4: "Soldadura y Ensayos” R4 Pagina 62 de la soldadura en el dispositivo de plegado guiado y no se deben producir rotura. Si no se dispone de una maquina de tracción pueden realizarse dos plegados. El apéndice G también incluye ensayos para juntas de cobre. Sistemas que operan con tensiones circunferenciales del 20% de la mínima tensión de fluencia especificada o mayores. (¶823.2) Los procedimientos de soldadura y los soldadores para soldaduras nuevas o fuera de servicio, deben ser calificados de acuerdo a ASME BPVC sección IX o API 1104. Para líneas en servicio según apéndice B de API 1104. Cuando se utilizan soldadores calificados de acuerdo a API 1104 en plantas compresoras, la calificación debe ser realizada mediante ensayos destructivos. Variables para la calificación separada de soldadores (¶823.23) ASME BPVC sección IX y API 1104 contienen secciones referidas a variables esenciales para soldadores. Estas deben respetarse excepto que para este Código todos los aceros al carbono con contenido de C no excediendo 0,32% y C equivalente (C + 1/4Mn), No excediendo 065% (ambos por análisis de colada) se consideran como P Nº 1. Aceros aleados que tengan una soldabilidad demostrada similar a esos aceros al carbono deben ser soldados, precalentados y tratados térmicamente como esos aceros al carbono. Puede haber diferencias entre la resistencia mecánica de esos aceros P N º 1 que si bien no son variables esenciales para el soldador pueden requerir calificación separara de procedimiento de acuerdo a la norma o código tomado como base para la calificación. Recalificación de soldadores (¶823.3) Todos los soldadores deben ser recalificados al menos una vez al año y puede requerirse si el soldador no ha soldado por más de seis meses en un proceso determinado o si hay dudas de su habilidad. Los registros que demuestran la calificación de los soldadores deben ser mantenidos mientras el procedimiento esté en uso. La compañía operadora o contratista es responsable por mantener los registros. (¶823.4) Precalentamiento (¶824) Tratamiento térmico. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 36 ²Precalentamiento: De acuerdo a especificación. ²Alivio de tensiones: º Composición química. º Espesor º Método y Temperatura de alivio de tensiones ASME B31.8 Rollino 36 Aceros al carbono con contenido de C que excede 0,32% o C equivalente (C + 1/4Mn), que excede 065% (ambos por análisis de cuchara) deben precalentarse a la temperatura indicada en la especificación de procedimiento. Lo mismo se aplica aceros con menores contenidos de C o Ceq., si la especificación Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 Parte 4: "Soldadura y Ensayos” R4 Pagina 63 indica que la composición química, temperatura de metal o ambiente, espesores o geometría lo hacen recomendable. Si se sueldan materiales que requieren distinta temperatura de precalentamiento gobierna la más alta. La temperatura debe verificarse por medio de crayones, termocuplas, pirómetros u otro medio apto y debe ser uniforme y no bajar del mínimo mientras se suelda. Alivio de tensiones (¶825) Aceros al carbono con contenido de C que excede 0,32% o C equivalente (C + 1/4Mn), que excede 0,65% (ambos por análisis de cuchara) deben ser tratados térmicamente de acuerdo a lo indicado en ASME BPVC sección VIII. También puede ser recomendable el tratamiento térmico en otros aceros cuando existen condiciones adversas de enfriamiento o este es muy rápido. Las soldaduras en aceros al carbono, deberán aliviarse térmicamente cuando el espesor nominal de pared exceda 1 1/4". Cuando se sueldan dos espesores diferentes se aplica lo siguiente: a) El espesor más grueso en la zona de soldadura b) El espesor del tubo principal o header en el caso de conexiones bridadas (slip-on) o socket weld. Si se sueldan materiales disimiles y uno de ellos requiere alivio de tensiones la junta también lo requiere. Todas las soldaduras de conexiones y attachments deben ser aliviadas térmicamente si el tubo requiere tratamiento con las siguientes excepciones: a) Filetes y soldaduras con bisel no mayores a 1/2" que se fijan a conexiones no mayores a NPS 2 b) Filetes y soldaduras con bisel no mayores a 3/8". Soldadura a tope que fija miembros soporte a otras fijaciones no retenedoras de presión. Temperatura de alivio de tensiones (¶825.6) El alivio de tensiones debe realizarse a temperaturas de 1100ºF o mayores para aceros al carbono y 1200ºF o mayores para aceros ferríticos aleados (De acuerdo a la especificación de procedimiento) En caso de aceros disimiles se aplica la mayor temperatura requerida. La temperatura requerida debe alcanzarse lentamente y mantenida al menos 1 hr/pulgada de espesor de pared pero no menos de 1/2 hora. El enfriamiento debe ser lento y uniforme. Métodos de alivio de tensiones (¶825.7) a) b) c) d) Calentar la estructura completa como una unidad. Calentar una sección completa conteniendo soldaduras antes de unir a otra sección. Calentar una parte con bandas conteniendo la soldadura en el centro Tratamiento térmico localizado en el caso de soldaduras de derivación u otras soldaduras de fijaciones Equipamiento para Alivio de tensiones localizado (¶825.8) Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 Parte 4: "Soldadura y Ensayos” R4 Pagina 64 Puede ser mediante inducción eléctrica, resistencia eléctrica, anillos con quemadores, torchas con llama u otro medio que permita obtener y mantener uniforme la temperatura. La temperatura debe ser verificada mediante termocuplas u otro medio adecuado para asegurar que se cumpla el ciclo térmico. Inspección de Soldaduras (¶826) Inspección y Ensayos de Soldaduras ¶ Extensión de inspección y ensayos función de: DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 37 º Tensión de operación (Sh < 20% ó > 20%) º Clase de localización. (1 a 4) y otras condiciones. ¶ ¶ ¶ ¶ Procedimiento de ensayo Criterio de aceptación. Control de calidad por personal calificado. Reparaciones. ASME B31.8 Rollino 37 Sistemas que operan con tensiones menores al 20% de la tensión mínima de fluencia especificada La calidad de las soldaduras debe ser verificada visualmente por muestreo y las soldaduras defectuosas deben ser reparadas o eliminadas. Sistemas que operan con tensiones iguales o mayores al 20% de la tensión mínima de fluencia especificada. a) La calidad de cada soldadura debe ser inspeccionada visualmente. Soldaduras con defectos no aceptables deben ser reparadas o eliminadas. (Para todas las relaciones de tensión aplica que la inspección visual debe ser realizada por personal calificado por entrenamiento y experiencia. b) Adicionalmente, un cierto porcentaje debe ser examinada por medio de radiografía, ultrasonido, partículas magnetizables u otro método comparable y aceptable. (Perforado no es aceptable). La siguiente cantidad mínima de soldaduras a tope deben ser seleccionadas al azar por la compañía operadora de la producción diaria. Cada soldadura debe ser examinada en su desarrollo completo o una longitud equivalente de soldaduras si se decide no ensayar todo el desarrollo de las soldaduras 10% de las soldaduras en localización clase 1 15% de las soldaduras en localización clase 2 40% de las soldaduras en localización clase 3 75% de las soldaduras en localización clase 4 100% de las soldaduras en estaciones compresoras, cruces de ríos navegables, autopistas, etc. Si es practicable pero nunca menos del 90% c) Todas las soldaduras que son inspeccionadas deben cumplir los criterios de aceptación de API 1104 para ser aceptables. d) Cuando se utiliza ensayo radiográfico debe seguirse un procedimiento aprobado de acuerdo a API 1104. e) Cuando la tubería es NPS 6 o menor o cuando el proyecto contiene un numero tal de soldaduras en las que los ensayos no destructivos son impracticables y la operación es al 40% de la tensión de fluencia mínima especificada o menos lo indicado en a) b) y c) anteriormente no es aplicable y las soldaduras pueden ser inspeccionadas y aprobadas visualmente por un inspector calificado. f) Además de la inspección no destructiva, la calidad de la soldadura debe ser continuamente controlada por personal calificado. Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 Parte 4: "Soldadura y Ensayos” R4 Pagina 65 Las soldaduras con defectos no aceptables, deben ser reparadas o eliminadas. Si se reparan se debe cumplir con API 1104. Aplicación de métodos de END. T A B L A 13 6.4 .1 IM P E R F E C C IO N E S D E S O L D A D U R A S IN D IC A D A S P O R D IS T IN T O S M E T O D O S D E E X A M IN A C IO N Im p e r fe c c ió n F is u ra s u p e r f ic ia l F is u ra in te r n a So cavadura s u p e r f ic ia l R efuerzo de s o ld a d u r a P o ro s id a d DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 38 V isu a l X (N o ta 1 ) ............... X (N o ta 1 ) X (N o ta 1 ) X (N o ta 1 y 2 ) M T X (N o ta 1 ) PT X (N o ta 1 ) X (N o ta 1 ) ............... ... X X (N o ta 1 ) .................. (N o ta 1 y 2 ) (N o ta 1 y 2 ) RT X UT X X X X ......... X .......... X ......... X X X X X X X I n c lu s ió n d e X (N o ta 2 ) X (N o ta 2 ) X es c o r ia (N o ta 2 ) F a lt a d e f u s ió n X X X (N o ta 1 y 2 ) (N o t a 1 y 2 ) (N o t a 1 y 2 ) ( s u p e r f i c i a l) F a lt a d e f u s ió n . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . in t e r n a .... .... . P e n e t r a c ió n X (N o ta 1 ) X (N o ta 1 ) X (N o ta 1) in c o m p le t a N otas: 1 ) C u a n d o la s u p e rficie a in sp eccio n a r e s rea lm en te exa m in a ció n . 2) S i la s d isco n tin u id a d e s es tá n a b ie rta s a la su p e rficie ( m a g n ética s p u ed en se r su b su p erficia le s) X X a c ce sib le pa ra P a r a p a rtícu la s ASME B31.8 Rollino 38 EJEMPLO DE POSIBILIDAD DE DETECCION A TRAVES DE DISTINTOS METODOS DE END Imperfección Visual Partícula Magnética X (Nota 1) Líquidos Penetrantes X (Nota 1) Radiografía Ultrasonido Fisura superficial X (Nota 1) X X Fisura interna ............... X X Socavadura X (Nota 1) X (Nota 1) X (Nota 1) X ......... superficial Refuerzo de X (Nota 1) .................. .................. .......... X soldadura Porosidad X (Nota 1 y 2) X (Nota 1 y 2) X (Nota 1 y 2) ......... X Inclusión de X (Nota 2) X (Nota 2) X (Nota 2) X X escoria Falta de fusión X (Nota 1 y 2) X (Nota 1 y 2) X (Nota 1 y 2) X X (superficial) Falta de fusión ................... ................... ................... X X interna Penetración X (Nota 1) X (Nota 1) X (Nota 1) x X incompleta Notas: 1) Cuando la superficie a inspeccionar es realmente accesible para examinación. 2) Si las discontinuidades están abiertas a la superficie ( Para partículas magnéticas pueden ser sub superficiales) Ing. Rubén Rollino – rollinor@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” R4 Pagina 66 Parte 5 Diseño, Instalación y Ensayo. Diseño, Instalación y Ensayo. ¶ Diseño, Instalación y Ensayo. ¶ Tubos de acero.(Visto en parte 2) ¶ Otros materiales ¶ Estaciones compresoras ¶ Contenedores ¶ Control y limitación de presión ¶ Válvulas /Trincheras / Cámaras ¶ Medidores para consumidores y reguladores ¶ Líneas de servicio. ASME B31.8 Rollino 39 Introducción El Capítulo IV del Código fija los lineamientos y requerimientos aplicables para el diseño, instalación y ensayos de sistemas de tuberías para el transporte y distribución de gas. Para el caso de sistemas Offshore y sistemas para gas ácido debe consultarse los capítulos VIII y IX respectivamente en los que se encuentran con los prefijos A y B los puntos con requisitos específicos para estos sistemas. Este capítulo los lineamientos y requerimientos para el diseño, instalación y ensayo están divididos en los siguientes tópicos principales: ♦ ♦ ♦ ♦ ♦ ♦ ♦ ♦ ♦ ♦ Diseño, Instalación y Ensayo. Tubos de acero Otros materiales Estaciones compresoras Contenedores Control y limitación de presión Válvulas Trincheras / Cámaras Medidores para consumidores y reguladores Líneas de servicio. Diseño. (¶840) Los requerimientos de diseño incluidos por el Código en este capítulo referidos a factores de diseño y cálculo de tubos rectos de acero se encuentran en la parte 2 de este curso. Ing. Rubén Rollino – rollino@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” R4 Pagina 67 Instalación de líneas de acero (¶841.2) Instalación DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 40 ¶ ESPECIFICACIONES: º Los trabajos debe hacerse de acuerdo a especificaciones de construcción. ¶ INSPECCION: º La compañía operadora debe realizar una adecuada inspección º Los inspectores deben ser calificados por experiencia y/o entrenamiento. ASME B31.8 Rollino 40 ESPECIFICACIONES: En virtud de los diferentes requerimientos contenidos en este Código que influyen en los requisitos aplicables, alcance y tipo de inspección y ensayos, calificaciones requeridas y otros en función de factores de diseño y condiciones de servicio se hace imprescindible que los trabajos de construcción deban realizarse de acuerdo a especificaciones de construcción que cubran todas las fases de los trabajos y contengan los requisitos aplicables de este Código. Inspección. (¶841.221) Curvas y Piezas a gajos DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 42 ¶ Se admiten en función del ángulo y/o nivel de tensiones de operación. º Curvas en frío en obra. º Piezas a gajos ASME B31.8 Rollino 42 INSPECCION: La compañía operadora debe realizar una adecuada inspección. Los inspectores deben ser calificados por experiencia o entrenamiento y tener autoridad para ordenar reparaciones, remociones o reemplazo de componentes o soldaduras que no cumplan el estándar de aceptación previsto en el Código. La inspección de tuberías e instalaciones que trabajan con tensiones circunferenciales del 20% o más del SMYS deben ser sometidas al menos a las siguientes inspecciones para asegurar la calidad de los trabajos: (a) Inspección de la superficie del tubo previo a la aplicación de la protección superficial (¶841.242.a) (b) Inspección de la superficie pintada previo a la colocación del tubo en .la trinchera (zanja) (c) Inspección de la presentación de las juntas previo a soldar. (d) Inspección visual de la pasada de raíz. (e) Inspección de la soldadura terminada previo a la aplicación de pintura. (f) Inspección del fondo de la trinchera (zanja), previo a la colocación de tubos. (excepto Offshore) (g) Inspección de la fijación de tubos a la trinchera (zanja), previo al relleno (excepto Offshore) (h) Inspección de eventuales reparaciones o reemplazos antes del relleno. (i) Realización de ensayos especiales que sean requeridos por las especificaciones ( No destructivos, Ensayos eléctricos a la pintura, etc.) (j) Inspección del relleno previo al uso de acuerdo a procedimiento de relleno de forma tal de evitar daños a la pintura. Ing. Rubén Rollino – rollino@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” R4 Pagina 68 Curvas, Codos y Piezas a gajos (¶841.23) En tuberías de acero, las curvas deben estar exentas de pliegues, fisuras u otra evidencia de daños mecánicos. El máximo grado de doblado en frío, en obra puede ser determinado de acuerdo con la siguiente tabla: NPS <12 12 14 16 18 > 20 Deflexión del eje longitudinal, (grados) ¶841.231 (d) 3.2 2.7 2.4 2.1 1.9 Mínimo radio de doblado en diámetros de tubo (ver¶841.231.c) 18D 18D 21D 24D 27D 30D Doblado en frío en obra puede ser realizado a un diámetro menor si cumple todos los otros requerimientos de esta sección y el espesor de pared pos-doblado no es menor a lo indicado en ¶ 841.11 Esto puede demostrarse mediante ensayos. (referencias al espesor también se aplican para NPS < 12)(¶841.231.d) Si existen soldaduras circunferenciales en la zona de la curva debe ser radiografiada (excepto Offshore) Curvas en caliente deben ser realizadas de acuerdo a ASME B16.49. Para curvas con pliegues ver (¶841.231. Codos seccionados (Miter)s (¶841.232) Piezas a gajos DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 43 ASME B31.8 Rollino 43 Se admiten en función de lo siguiente: En sistemas que opera a 40% o más de SMYS los codos a gajos no son admitidos. Deflexiones causadas por desalineaciones de hasta 3º no se consideran como este tipo de piezas. En sistemas que operan entre 10% y <40% de SMYS el ángulo total de deflexión de cada gajo no debe superar 12,5º. En sistemas que operan a menos de 10% de SMYS el ángulo de deflexión de sección no debe superar 90º. En sistemas que operan a más de 10% de SMYS la distancia mínima entre secciones no debe ser menor a un diámetro de tubo medido en la zona menor del gajo. Ing. Rubén Rollino – rollino@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” R4 Pagina 69 ¶841.233 indica que codos forjados hechos en fábrica pueden ser utilizados si la longitud de arco medida en la zona menor es de al menos 1" para NPS 2 y mayores. Requerimientos superficiales (Para tensiones circunferenciales > 20% de SMYSS) (¶841.24) En este punto el Código detalla los requisitos aplicable al estado superficial de la tubería fundamentalmente los referidos a aquellas características que han sido encontradas como causas importantes en las fallas de sistemas de tuberías y defectos peligrosos que deben ser prevenidos, eliminados o. reparados Durante la construcción debe prevenirse el entallado y/o arranque de material de la tubería. Los puntos cubiertos por el Código referidos a este tema, son: Detección de entallas y/o faltas de material. Reparación de entallas y/o faltas de material. (esmerilado/amolado con bordes suaves y control de espesor) Abolladuras. Si afectan soldaduras deben ser eliminadas. Dimensión máxima permitida medida como la distancia entre la superficie abollada y la proyección del perfil circular teórico, no debe exceder 0.25 pulgada (6mm) para tubos no mayores a NPS12, ni 2% del diámetro para tubos mayores a NPS 12 (para relaciones de tensiones mayores al 40% de SMYS) Eliminación de golpes de arco (Por medios mecánicos únicamente y verificando su eliminación) Otras consideraciones (¶841.25/26/27) El manipuleo de los tubos debe realizarse con cuidado y equipamiento apropiado para evitar daños. Instalación en la trinchera: Es importante minimizar las tensiones residuales en la tubería producida por la construcción, fundamentalmente en las líneas que trabajan al 20% o más de la SMYS. La tubería debe ser fijada en la trinchera sin uso de fuerzas externas para mantenerla en posición (excepto Offshore) hasta que el relleno es completado. El relleno debe efectuarse de forma tal de no producir daños sobre la tubería ni la pintura. Si la trinchera es inundada para consolidar el relleno debe asegurarse que la tubería no flote y se mantenga firme sobre el fondo de la trinchera. Cuando se realiza "Hot tap" debe utilizarse cuadrillas experimentadas. Deben tomarse precauciones especiales para evitar la explosión o incendio al realizar soldadura eléctrica o corte con llama en líneas y/o equipos asegurando que estén llenos de gas incombustible o aire. Si se deben realizar operaciones de soldadura y/o corte con llama en líneas llenas de gas el código recomienda un procedimiento a seguir que incluye a) asegurarse que existe un ligero flujo de gas durante estas operaciones b)controlar la presión en la zona de los trabajos, c) después del corte cerrar todos los extremos abiertos y no permitir que dos aberturas permanezcan abiertas al mismo tiempo con mayor razón si las aberturas están a diferentes niveles d) No realizar las operaciones si existe riesgo de mezcla del gas con aire (Si es necesario utilizar gas inerte) Cuando se pone en servicio una línea el aire debe ser desplazado por algún método recomendado como ser introducir un flujo de gas moderadamente rápido hasta que el gas venteado no contenga aire o si esto puede producir daño puede introducirse un tapón de gas inerte entre el aire y el gas y monitorearse el venteo hasta que se este venteando una cantidad de gas. Existen otros métodos alternativos. Ing. Rubén Rollino – rollino@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” R4 Pagina 70 Pruebas y Ensayos posteriores a la construcción (¶841.3) Ensayos posteriores a instalación ¶ Prueba hidrostática y/o neumática: DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 44 ºSistemas que operan a < 30% SMYS ºSistemas que operan a > 30% SMYS ¶ Pruebas de fuga o pérdidas ASME B31.8 Rollino 44 Todos los sistemas de tuberías deberán ser ensayados para verificar que cumplen los requerimientos del Código, excepto los subconjuntos que se hallan ensayado previamente. Las soldaduras circunferenciales en conexiones "tie-in" no ensayadas con presión después de la construcción, deben ser inspeccionadas por radiografía u otro método de END aceptado de acuerdo con ¶826.2. Conexiones "tie-in" no soldadas y no ensayadas con presión, deberán ser sometidas a un ensayo de fugas a una presión no menor a la disponible cuando sea puesta en servicio. Prueba de Presión. Ensayos requeridos para prueba de tensión en sistemas que operan con tensiones circunferenciales > al 30% de la SMYS del tubo. (¶841.32) Deben ser ensayadas después de la construcción y antes de la operación durante al menos dos horas. Localización Ensayo Localización clase 1 div. 1 Hidrostáticamente a 1,25 veces la presión de diseño si MOP>72% SMYS (Ver ¶841.36) Localización clase 1 div. 2 Con aire o gas a 1,1 MOP o Hidrostáticamente al menos a 1,1 veces MOP si MOP>72% SMYS(Ver ¶841.36) Localización clase 2 Con aire a 1,25 MOP o Hidrostáticamente al menos a 1,25 veces MOP (Ver ¶841.36) Localización clase 3 y 4 Hidrostáticamente a 1,4 MOP ( No se aplica si la temperatura del tubo es < 32ºF o si esto puede ocurrir durante la prueba. Tampoco se aplica si no se dispone de agua de calidad necesaria) En este caso se aplica prueba con aire a 1,1 MOP (Sin limitaciones de tabla Notas Los requerimientos de ensayos están resumidos en la tabla 841.322(f) Al seleccionar el nivel de ensayo el diseñador debe considerar la relación entre presión de ensayo y de operación si se prevé el incremento de edificaciones previstas para la ocupación por humanos Para otras previsiones ver ¶841.323/324/325 La compañía operadora debe mantener en sus archivos los protocolos de prueba con referencias al procedimiento ut8ilizado y la MAOP. Ing. Rubén Rollino – rollino@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” R4 Pagina 71 Ensayos requeridos para prueba de tensión en sistemas que operan con tensiones circunferenciales < al 30% de la SMYS del tubo y la presión > 100psi. (¶841.33) Localización clase 1 Localización clase 2, 3 y 4 Al menos prueba de fuga de acuerdo a ¶841.34 De acuerdo a tabla 841.322(f) excepto que puede utilizarse gas o aire como medio de ensayo dentro de los límites de la tabla 841.33 TABLA 841.322 (f) Requerimientos de ensayo para líneas que operan con tensiones circunferenciales > a 30% de MSYS del tubo. Presión de ensayo prescrita Mínimo Máximo Localización clase Fluido de ensayo admitido MAOP (El menor de) TP / 1.25 ó DP 1 div. 1 Agua 1.25 x MOP Ninguno 1 div. 2 Agua Aire Gas 1.1 x MOP 1.1 x MOP 1.1 x MOP Ninguno 1.1 x DP 1.1 x DP TP / 1.1 ó DP 2 Agua Aire 1.25 x MOP 1.25 x MOP Ninguno 1.25 x DP TP / 1.25 ó DP 3 y 4 (Nota 1) Agua 1.4 x MOP Ninguno TP / 1.4 ó DP Nota1: Ver excepciones en ¶841.322d MOP: Máxima presión de operación. DP: Design Pressure (presión de diseño) TP: Test Pressure (Presión de ensayo) TABLA 841.33 Máxima tensión circunferencial admitida durante el ensayo Clase de localización - % de SMYS Medio de ensayo 2 3 4 Aire 75 50 40 Gas 30 30 30 Prueba de fugas o pérdidas. (¶841.34/35) Líneas que operan a presión > 100 psi. Deben ensayarse después de la construcción y demostrarse que no poseen pérdidas. Si estas existen deben ser localizadas y eliminadas a menos que no sean peligrosas para la seguridad del público. Ing. Rubén Rollino – rollino@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” R4 Pagina 72 En todos los casos en que la línea se somete a una tensión de ensayo de al menos 20% de SMYS del tubo y el medio de ensayo es gas o aire, una prueba de fuga debe ser realizada en el orden de 100 psi antes de que se alcance una tensión circunferencial del orden de 20% de SMYS . Líneas que operan a presión < 100 psi. Deben ensayarse después de la construcción y demostrarse que no poseen pérdidas. Puede utilizarse gas como medio de ensayo a la máxima presión disponible en el sistema de distribución al momento del ensayo. En este caso debe ser utilizado un dispositivo detector de fugas en todas las soldaduras circunferenciales accesibles. (Esto puede ser no suficiente en sistemas con pintura de protección aplicada. En estos casos debe utilizarse una presión de prueba de 100 psi. Deben aplicarse las medidas de seguridad necesarias durante el ensayo de forma tal de proteger la seguridad de los empleados y el público. Cuando se utiliza gas o aire como medio de ensayo y preverse que no existan personas en el área de ensayo cuando las tensiones se encuentran entre el 50% de SMYS y la máxima presión de ensayo. Otros materiales, instalaciones y componentes. Otros materiales. (¶842) Otros materiales. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 45 vEl párrafo 842 contiene requisitos aplicables a: ºTuberías de hierro dúctil. ºTuberías plásticas. ºTuberías de cobre. ASME B31.8 Rollino 45 En esta parte del Código se pueden encontrar los requisitos aplicables a espesores, cálculo de espesores, Juntas de unión, instalación y ensayos referidos a los siguientes materiales: Tuberías de hierro dúctil Tuberías plásticas. Tuberías de cobre. Estaciones compresoras (¶843) Estaciones compresoras. ²Se establecen requerimientos referidos a: º Diseño, ubicación, salidas y construcción de edificios. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 46 º Aplicación de la sección VIII para separadores de líquidos (no de tubos) y recipientes. º Aplicación de B31.1 para tuberías de agua y vapor. º Aplicación de B31.3 para tuberías de aire y fluidos hidráulicos. º Aplicación de NFPA 70 para instalación eléctricas. º Limitación y alivio de presión. º Sistemas de detección y alarmas. ASME B31.8 Rollino 46 Ing. Rubén Rollino – rollino@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” R4 Pagina 73 En esta parte el Código establece requisitos específicos referidos a: Diseño de la estación compresora. 9 Ubicación 9 Salidas 9 Construcción de edificios y áreas cercadas Instalación eléctrica (Aplicación de ANSI/NFPA 70) Equipamiento Instalaciones de tratamiento de gas(incluida la aplicación del Código ASME VIII para separadores de líquidos no construidos de tubo. Tuberías de la estación compresora ( Establece entre otros: Factores de diseño, requisitos especiales para materiales, construcción y ensayos, Aplicación del ASME B31.3 para tuberías de aire, fluidos hidráulicos y aceite, del ASME B31.1 para tuberías de agua y vapor y del ASME VIII para recipientes que reciben o almacenan aire.) Protección contra fuego Dispositivos de seguridad. Requerimientos para limitación de presión. Control de combustible Prevención de explosiones. Sistemas de detección de gas y alarma Tuberías de la estación compresora.(Gas, combustible, aire, lubricantes, agua, vapor e hidráulicos) Otros componentes e instalaciones. Otros requerimientos contenidos en este capítulo, son los referidos a: Otros componentes e instalaciones. ²Recipientes y contenedores de almacenaje. ²Control y limitación de presión de gas. ²Válvulas. ²Cámaras. ²Medidores de consumidores y reguladores. ²Líneas de servicio. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 47 ASME B31.8 Rollino 47 1) Recipientes y contenedores de almacenaje (¶844) Se establecen los requisitos para el diseño, factores de diseño, ubicación, materiales, construcción y ensayos. 2) Control y limitación de presión de gas (¶845) Se establecen los requisitos a considerar para la protección contra sobrepresión accidental, el control y limitación de presión de gas tanto en las líneas principales como en las de entrega a consumidores considerándose distintos materiales y calificaciones para establecer la MAOP. También se incluyen los requisitos para el diseño de las instalaciones incluso los referidos a capacidades, instrumentación y "upraring" 3) Válvulas (¶846) Ing. Rubén Rollino – rollino@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” R4 Pagina 74 En esta parte el Código fija los requerimientos para 9 Espaciado de válvulas en líneas de transmisión y líneas mayores de distribución de alta y baja presión 9 Localización de válvulas (Transmisión y distribución) Ing. Rubén Rollino – rollino@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” Pagina 73 a MAOP en función de la Presión de ensayo.(845.213) Ing. Rubén Rollino – rollino@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” Pagina 73 b Calificación de líneas de acero para establecer la MAOP (845.214) Aplica para líneas para gas natural existentes o líneas que serán convertidas a servicio con gas natural y cuando uno o más factores de la fórmula de diseño son desconocido. (ver para. 84 I . 11 ), (MOP > 100). La MAOP debe ser establecida por ensayo de presión y limitada a la presión obtenida dividiendo la presión de ensayo por el factor dado en las tablas siguientes (845.214.b) : Debe determinarse también que todos los componentes tienen el rating adecuado < 100 psi Ing. Rubén Rollino – rollino@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” Pagina 73 c > 100psi Ing. Rubén Rollino – rollino@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” R2 Pagina 74 4) Cámaras. (¶847) Se establecen los requerimientos para el diseño estructural, accesibilidad, sellado, impermeabilización, venteo y ventilación y construcción de cámaras subterráneas o fosos , para válvulas, estaciones de alivio de presión o reguladoras de presión, etc. 5) Medidores de consumidores y reguladores. (¶848) Se establecen los requerimientos para la localización, presiones de operación, protección e instalación de los medidores de consumidores y reguladores. 6) Servicio de gas (¶849) Se establecen los requerimientos y lineamientos para el diseño, instalación ensayo e interconexión con líneas principales de: 9 Líneas de servicio de acero 9 Líneas de servicio de hierro dúctil. 9 Líneas de servicio de cobre 9 Líneas de servicio de materiales plásticos Puesta en servicio de instalaciones. (¶841.4) Puesta en Servicio ¶ Procedimientos DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 48 ¶ Limpieza y Secado ¶ Ensayos funcionales ¶ Puesta en Marcha y llenado con gas. ASME B31.8 Rollino DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 49 ¶ ¶ ¶ ¶ ¶ ¶ 48 Procedimientos de Puesta en Marcha Sistema mecánicamente completo y operativo Ensayos funcionales realizados y aceptados. Sistemas de seguridad operativos. Procedimientos de operación disponibles. Sistema de comunicación establecido. Transferencia de la línea a los responsables de operación ¶ Documentación ASME B31.8 Rollino 49 Deben establecerse procedimientos para la puesta en servicio. Estos procedimientos deben contemplar las características del gas a ser transportado, la necesidad de aislar la línea de otras instalaciones conectadas y la transferencia de la línea a los responsables de operación. Debe asegurarse que no se introducirán en la línea elementos o componentes incompatibles con el gas a ser transportado o con los materiales de los componentes de la línea. Ing. Rubén Rollino – rollino@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” R2 Pagina 75 Procedimientos. Los procedimientos deben contemplar: Limpieza y secado (más allá del medio de ensayo) Ensayos funcionales de equipos y sistemas: Tubería, Estaciones compresoras, Equipamiento de monitoreo y control, etc. Puesta en marcha e introducción del gas a transportar. Este procedimiento debe contemplar al menos: (a) Sistema mecánicamente completo y operativo. (b) Ensayos funcionales realizados y aceptados. (c) Sistemas de seguridad operativos. (d) Procedimientos de operación disponibles. (e) Sistema de comunicación establecido. (f) Transferencia de la línea a los responsables de operación Documentación Los siguientes registros deben ser mantenidos como permanentes (a) .Procedimientos de limpieza y secado (b) Resultados de limpieza y secado (c) Registros de ensayos de funcionamiento (d) Sistemas de control de equipos (e) Listas de chequeo pre-opracionales completadas. En forma similar a los requisitos aplicables a tubos de acero, esta sección del Código contiene requisitos aplicables a: Ensayo hidrostático de líneas en el sitio Prácticas recomendadas para el ensayo hidrostático de líneas en el sitio. Apéndice M Este capitulo del Código provee lineamientos para la ejecución de prueba hidrostáticas de líneas en el sitio y cubre la determinación de la presión a la que el tubo alcanza la SMYS. Esta debe alcanzarse solamente cuando es necesaria tal determinación. En esta parte del curso solo se indican los lineamientos que mayor influencia pueden tener en el ensayo y no mencionado en los capítulos anteriores. 1) Temperatura del medio: En condiciones de baja temperatura puede ser necesario calentar el fluido de ensayo o agregar anticongelante. 2) El llenado debería ser monitoreado y controlado el volumen. 3) La presión debe incrementarse hasta el 80% de la presión prevista y esperar un tiempo para verificar que no existan fugas mayores. 4) verificar si se producen desvíos de la línea recta de la línea 5) Luego de alcanzar la presión especificada, y estabilizada, comienza el periodo de espera y puede agregarse fluido de ensayo para mantener la presión mínima. 6) La verificación de si es alcanzada la SMYS se realiza mediante el monitoreo continuo de puntos de la línea de tal forma de determinar el apartamiento de estos. Para controlar la máxima presión de ensayo Ing. Rubén Rollino – rollino@asme.org , r_rollino@yahoo.com ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” R2 Pagina 76 cuando se excede el 100% de SMYS puede controlarse a través de la comparación de volumen inyectado con el incremento de presión. 7) Debe elaborarse el registro del ensayo. Ing. Rubén Rollino – rollino@asme.org , r_rollino@yahoo.com Parte 6 Operación, Mantenimiento y Control de Corrosión. Procedimientos de Operación y Mantenimiento Procedimientos de Operación y Mantenimiento DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 50 ASME B31.8 Rollino ¶ Procedimientos Instalaciones. afectan 50 la seguridad de ¶ Mantenimiento de gasoductos y reparaciones. ¶ Mantenimiento de tuberías de distribución. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 51 ¶ Mantenimiento de instalaciones menores. ¶ Clases de localización y cambios. ¶ Concentración en localizaciones clase 1 y 2. ¶ Conversiones de líneas en servicio. ASME B31.8 Rollino 51 El capítulñp V del Código, comprende los siguientes temas aplicables a sistemas e instalaciones en operación: 9 Procedimientos de Operación y Mantenimiento que afectan la seguridad de Instalaciones de transmisión y distribución de gas (¶850) 9 Mantenimiento de líneas. (¶851) 9 Mantenimiento de tuberías de distribución. (¶852) Mantenimiento de instalaciones menores. (¶853) 9 Clases de localización y cambios en la cantidad de edificaciones destinadas a la ocupación humana. (¶854) 9 Concentración de personas en localizaciones clase 1 y 2. (¶855) 9 Conversiones de líneas en servicio (¶856) Procedimientos de Operación y Mantenimiento. (¶850) En esta parte el Código se refiere a los procedimientos de Operación y Mantenimiento que afectan la seguridad de Instalaciones de transmisión y distribución de gas. Ing. Rubén E Rollino r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org Debido a la cantidad de variables, el Código no considera posible ni recomendable establecer una serie de procedimientos de operación y mantenimiento que sean en todos los casos adecuados desde el punto de vista de seguridad pública sin que en algún caso sean innecesariamente onerosos e imprácticos. Por esto el Código establece los requisitos básicos aplicables y cada empresa operadora debe desarrollar los procedimientos necesarios desde el punto de vista de la seguridad pública aplicables a la operación y mantenimiento de las instalaciones bajo su responsabilidad y basados en experiencia y conocimiento de sus instalaciones y condiciones bajo las que operan. Requisitos básicos. (¶850.2) Cada compañía operadora debe: Tener un plan de emergencia escrito que cubra la falla de las instalaciones y otras emergencias. Operar y mantener sus instalaciones de acuerdo al plan establecido. Actualizar periódicamente los planes en función de la experiencia, considerando la exposición pública y los cambios que se requieran en las condiciones de operación. Prever el entrenamiento necesario a sus empleados para la correcta aplicación de los procedimientos bajo su responsabilidad. Mantener los registros de administración del plan y entrenamiento. Rasgos esenciales del plan de operación y mantenimiento. (¶850.3) El plan de operación y mantenimiento debe incluir: Planes e instrucciones detalladas para empleados cubriendo procedimientos de operación y mantenimiento de instalaciones de gas, durante operaciones normales reparaciones y emergencias. Los ítems recomendados por el Código como necesarios para ser incluidos en este plan se indican en los puntos: ¶ 851.2 a .6 y ¶861(d) Rasgos esenciales del plan para emergencias. (¶850.4) El plan para emergencias debe contener procedimientos que cubran como mínimo lo siguiente: Sistema de recepción, identificación y clarificación d emergencias que requieran inmediata respuesta de la compañía. Clara indicación de la responsabilidad de instrucción a los empleados sobre los procedimientos y el entrenamiento necesario para su aplicación. Indicar claramente la responsabilidad por la actualización del plan. Implementación de un plan para un adecuado manejo de las llamadas que involucren emergencias ya sea de clientes, público, compañías, empleados, etc. Implementación de un plan para una pronta y efectiva respuesta a los avisos de emergencia. Control de situaciones de emergencia incluyendo las acciones a tomar por el primer empleado que llegue al lugar. Diseminación de la información al público. Restablecimiento seguro de la operación de las instalaciones. Análisis de causas para minimizar la posibilidad de recurrencia de fallas, Información y registros de la emergencia. Mantenimiento de gasoductos (¶851) Deben establecerse: Ing. Rubén E Rollino r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org Procedimientos para vigilancia periódica de las instalaciones: Incluyendo estudios y acciones ante condiciones inusuales de operación o mantenimiento, tal como fallas, pérdidas, corrosión interior o cambios en los requerimientos de protección catódica. En función de esto puede ser necesario el establecimiento de un programa de reacondicionamiento, ensayos o abandono de las instalaciones. Patrullaje de las instalaciones: Condiciones de la superficie sobre y adyacentes a las servidumbres de paso del gasoducto por ejemplo cruce de rutas, ferroviarios, etc. requieren patrullaje más frecuentes que las tuberías en campo abierto. Vigilancia de pérdidas. El método debe ser efectivo para determinar fugas peligrosas. La extensión y la frecuencia son función de la antigüedad de la línea, la localización y también de la eventualidad de transportar gas sin odorizado. Frecuencia de Patrullaje: Localización clase 1 y 2: Al menos una vez al año Localización clase 3: Al menos una vez cada seis meses. Localización clase 4: Al menos una vez cada tres meses. Procedimientos de reparación de tuberías de acero: Lo siguiente aplica para tuberías de acero que operan con tensiones circunferenciales iguales o mayores al 40% de SMYS: Ante la presencia de defectos que puedan ocasionar fallas deben tomarse urgentes medidas preventivas para proteger la propiedad y al público. Si no es posible realizar las reparaciones apropiadas inmediatamente, debe procederse como se indica a continuación. El uso de parches "patch" está prohibido, excepto cuando se admite en ¶851.43.e. Si la línea no se saca de servicio la presión debe ser disminuirse a un nivel seguro durante la reparación. Notas: Defectos superficiales como entallas o disminución de espesor son considerados como peligrosos si supera el 10% del espesor nominal del tubo ( Ver también ¶ 841.113.b) Las abolladuras si son suaves no requieren en general reparaciones salvo que contenga un concentrador de tensión, afecte la curvatura del tubo en una soldadura longitudinal o circunferencial o su profundidad supere el 6% del diámetro del tubo. Areas corroídas que no producen perdidas que serán reparadas de acuerdo a ¶862.213.no son consideradas graves. El uso de parches "patch" está prohibido, excepto cuando se admite en ¶851.43 Una montura que envuelve totalmente a la tubería debe tener una presión de diseño al menos igual que la MAOP y no deben tener menos de 4 pulgadas de ancho. Si la zona defectuosa no produce pérdidas la soldadura de filete es opcional. Reparaciones permanentes de defectos graves (¶851.41) Las abolladuras, entallas y defectos similares graves deben ser eliminadas, reforzadas o la presión de operación disminuida. Todas las soldaduras circunferenciales que tengan defectos no admisibles por API 1104 deben ser reparadas (Ver ¶827) con la línea fuera de servicio. Si se efectúan reparaciones de soldaduras sin pérdidas con la línea en servicio la presión debe ser disminuida de forma tal de no ocasionar tensiones superiores al 20% de SMYS y el defecto pueda ser eliminado por amolado y quedando un espesor remanente de 1/8" Si una soldadura no puede ser reparada puede instalarse una camisa con soldaduras de filete. Para otros detalles ver ¶851.4. Reparaciones de áreas corroídas con y sin pérdidas. (¶851.43) Ing. Rubén E Rollino r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org Si es posible la línea debe ser retirada de servicio y reemplazada la parte afectada por un tubo de igual o mayor resistencia. Si no es posible retirar de servicio la línea puede utilizarse un encamisado, a menos que sea admitido un parche (Ver más abajo) Si la pérdida es producida en una zona con pitting puede utilizarse una pieza abulonada (bolted) tipo abrazadera (bolt-on leak clamp) Areas corroídas con o sin pérdidas sobre tubos de no más de 40.000 psi de SMYS pueden ser reparadas utilizando un parche de chapa con esquinas redondeadas y con una dimensión que no exceda la mitad de la circunferencia del tubo soldada con filete. Pequeñas áreas corroídas pueden ser reparadas por relleno utilizando electrodos de bajo hidrógeno Las reparaciones permanentes de fisuras por Hidrógeno o por corrosión bajo tensiones deben en lo posible ser realizadas sacando la línea de servicio y reemplazando la parte dañada por un nuevo tramo de tubo. Si esto no es posible puede utilizarse un encamisado. Para otros detalles ver ¶851.4 Todas las reparaciones deben ser ensayadas de acuerdo a ¶851.5 Las partes reemplazadas deben ser sometidas a ensayos de presión. También puede realizarse un ensayo de presión al nuevo tramo de tubo antes de instalarse y radiografiarse las soldaduras circunferenciales de unión a los tramos existentes (Ver ¶826) Los defectos reparados por soldadura de acuerdo a P851.4 deben ser sometidos a END de acuerdo a ¶826. Retiro y reposicionamiento en servicio de líneas (¶851.8/9) Cada compañía debe tener previsto entre sus procedimientos de operación y mantenimiento el retiro de servicio de líneas e instalaciones incluyendo su desconexión, purgado de gas y precauciones para asegurar que no permanecen hidrocarburos no líquidos. Para el caso de reposición al servicio de líneas abandonadas debe considerarse : Deflexión Diámetro, espesor de pared y especificación de los tubos. Presión de la línea Tipo de soldaduras circunferenciales. Pruebas e historial de operación. Presencia de defectos. Curvaturas y curvas existentes. Válvulas y accesorios. Condiciones del terreno y suelo. Consideraciones de seguridad para el personal. Eventuales tensiones adicionales por el reposicionamiento en servicio de la línea. Consideraciones similares a las vistas para operación y mantenimiento de gasoductos son tenidas en cuenta para líneas de servicio e instalaciones. Cambio de clase de localización. Clases de localización y cambios en la cantidad de edificaciones destinadas a la ocupación humana. (¶854) Las líneas que operan por encima del 40% de la SMYS deben ser monitoreadas para determinar si se construyen mayor cantidad de edificaciones previstas para el uso humano y tomarse las medidas necesarias en caso de que el incremento se acerque a la clase de localización superior.(ver tabla 854.1.c) Concentración de personas en localizaciones clase 1 y 2. (¶855). Debe considerase la consecuencia de una eventual falla, verificar necesidad de aplicar restricciones a la relación de tensiones, ejecutar pruebas de presión a 100% o 90% de SMYS, según corresponda. (Ver punto completo en el código) Ing. Rubén E Rollino r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 6:"Operación, Mantenimiento y Control de Corrosión” R3 Pag.79 a Defectos graves y reparaciones. (resumen) Los capítulos IV (Instalación) y V (Mantenimiento) definen defectos y métodos de reparación aceptables y no aceptables.Con el fin de evitar duplicación en este curso fueron agrupados: Los siguientes defectos son cubiertos: 9 Entallas, rasguños, etc. 9 Aplastamiento. 9 Golpes de arco. 9 Areas corroídas. Requerimientos superficiales en tubos: Sh > 20% of SMYS (Durante la construcción) (841.24) Entallas, rasguños, etc (con disminución de espesor): Deben ser prevenidos, reparados o eliminados. Pueden ser esmerilados/amolados con contornos suaves si el espesor remanente es igual o mayor al mínimo requerido. (se admite reducción de hasta el 10% del espesor nominal) Insertar parches está prohibido. Aplastamientos con profundidad que excede 1/4in para NPS < 12, o 2% del diámetro para NPS > 12 y Sh > 40% de SMYS, deben ser removidos. Aplastamientos que contengan concentradores de tensiones o afecten la curvatura del tubo en soldaduras longitudinales o circunferenciales, deben ser removidos. Golpes de arco Deben ser eliminada la entalla metalurgica producida. El espesor remanente debe ser igual o mayor al mínimo requerido y debe verificarse la eliminación de sus efectos, puliendo y atacando con Nithal o presulfato de amoniaco al 20%. Defectos graves y Reparaciones en la etapa de operación (851.41/2) Entallas y daños mecánicos: son consideradas graves cuando superan en 10% el espesor nominal del tubo. Estos defectos deben ser removidos o reforzados o la presión debe ser reducida. El uso de parches es prohibido con ciertas excepciones. (851.43.e). Si es posible debe eliminarse un tramo completo de tubo y reemplazado. Si no es posible pueden realizarse reparaciones. - Colocando una camisa que cubra toda la circunferencia, con o sin filetes circunferenciales. - Eliminando el defecto por hot taping. - Por esmerilado/amolado siempre que el espesor remanente sea mayor al requerido (No aplica para aplastamientos) Aplastamientos suaves, no requieren reparación a menos que: (a)Contenga concentradores de tensiones. (b) afecte la curvatura del tubo en una soldadura, o (c) Su profundidad exceda 6% del diámetro del tubo. (d) Su profundidad excede 2% del diámetro del tubo si afecta a una soldadura. Excepto que se considere aceptable por un análisis de ingeniería que incluya END Procedimientos de reparación para aplastamientos, entallas y daños mecánicos exteriores: Ing. Rubén E Rollino r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 6:"Operación, Mantenimiento y Control de Corrosión” R3 Pag.79 b Si el aplastamiento no es eliminado puede ser reparado colocando una camisa que envuelva toda la circunferencia del tubo. La zona entre el aplastamiento y la camisa debe ser rellenada o la presión ecualizada: Si se realizan los filetes circunferenciales, la soldadura longitudinal de la camisa debe ser a tope. Si los filetes no son realizados la soldadura longitudinal de la camisa puede ser de filete. La zona entre el tubo y la camisa debe ser rellenada para prevenir la corrosión. Si la camisa debe soportar la presión, debe tener al menos igual resistencia que el tubo que es reparado. El largo mínimo de la camisa es 4 pulgadas. Daños mecánicos exteriores incluyendo fisuras/grietas, pueden ser reparados por esmerilad/amolado. Si están asociados con un aplastamiento este no debe tener una dimensión que supere el 4% del diámetro del tubo. Si la profundidad del esmerilado/amolado no supera el 10% del espesor nominal es aceptable independientemente de su longitud y ancho. Si la profundidad (a) del esmerilado/amolado supera el 10% pero no el 40% del espesor nominal del tubo su longitud máxima está limitada a la calculada con la siguiente ecuación: 2 ⎡⎛ a/t ⎞ ⎤ L = 1.12 ( Dt ) ⎢⎜ ⎟ ⎥ −1 ⎢⎣⎝ 1.1a / t − 0.11 ⎠ ⎥⎦ 1/ 2 Reparación permanente de soldaduras (851.42) (operación) Debe ser de acuerdo con API 1104. Preferentemente la línea debe ser retirada de servicio. Si la reparación es realizada con la línea en servicio y sin pérdidas, la presión debe ser reducida a Sh < 20% of SMYS. El esmerilado del área debe limitarse de tal forma que exista un espesor remanente de al menos 1/8 in.. Si esto no es practicable puede utilizarse un encamisado. También debe aplicarse una camisa si se encuentra un defecto de fabricación en soldadura doble arco sumergido o ERW 851.42 da requerimientos adicionales. Areas corroídas. Pueden ser reparadas utilizando electrodo de bajo H2 . Para reparaciones mayores, es preferible el reemplazo del tramo afectado. Si no es posible la reparación puede ser realizada instalando una camisa ( a menos que se admitan parches) o depositando material de soldadura. Al igual que en los casos anteriores los filetes circunferenciales de la camisa son opcionales y función de si el área tiene perdidas o no. La camisa puede ser atornillada si es para reparar pérdidas por picaduras. Una pérdida pequeña puede ser reparada soldando un nible o accesorio adecuado. (venteando el gas) Areas corroídas con o sin perdidas en tubos con SMYS no mayor a 40000 psi pueden ser reparadas con parches de esquinas redondeadas y no excediendo media circunferencia. Pequeñas áreas corroídas pueden ser reparadas mediante soldaduras y utilizando electrodos de bajo hidrogeno. A mayor presión y mayor caudal menor es la posibilidad de perforar. Con 20V y 100A es improbable perforar con los siguientes espesores: Ing. Rubén E Rollino r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 6:"Operación, Mantenimiento y Control de Corrosión” R3 Pag.79 c Debe atenderse la posibilidad de fractura frágil. Hot tap (841.26) Los hot taps deben ser realizados por equipos de trabajo entrenados y con experiencia. Los procedimientos de soldadura deben calificarsese de acuerdo a API 1104 apéndice B. END. (851.52) Los defectos reparados por soldadura de acuerdo a 851.4, deben ser examinados de acuerdo a: 826. Ensayos de reparaciones de líneas de acero que operan a Sh > 40% SMYS. (851.5) Reemplazo de tubo: Debe ser sometido a ensayo de presión de acuerdo a una línea nueva en igual ubicación. El ensayo puede ser sobre las partes antes de instalarla en la línea siempre y cuando se cumplan los requerimientos de 826 para todas las soldaduras circunferenciales realizadas en sitio. (ver para. 851.52.) Ing. Rubén E Rollino r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 6:"Operación, Mantenimiento y Control de Corrosión”R2 Pagina 80 Conversiones de líneas en servicio. (¶856) Esta parte del Código provee requerimientos para que el operador pueda calificar bajo este Código a una línea en servicio no cubierta por este Código. Para esto debe realizarse un estudio del historial de operación incluyendo registros de inspecciones, fallas, fugas, protección catódica y corrosión. Deberá realizarse también una inspección la condición física de los tramos visibles, identificación de materiales reemplazo de partes dañadas y un estudio de los niveles de tensión en operación, teniendo en cuenta las localizaciones. También deberá efectuarse una prueba de fugas y dentro del año de convertida la línea debe instalarse una protección catódica de acuerdo con ¶ 862.2. (A menos que exista) Todos los pasos necesarios deberán constar en un procedimiento de conversión escrito y los registros deberán guardarse Control de corrosión (¶860) Control de corrosión ¶ Exterior ºInstalaciones nuevas DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 52 ºInstalaciones existentes ¶ Interior ¶ Servicios a alta temperatura ¶ Corrosión bajo tensiones y otros. ¶ Determinación de resistencia remanente. ASME B31.8 Rollino 52 El Capitulo VI de Código fija los requerimientos mínimos para el control de la corrosión de sistemas de tuberías y componentes metálicos expuestos, enterrados y sumergidos. El capítulo contiene los procedimientos y requerimientos mínimos para controlar la corrosión externa, incluida la atmosférica, y la corrosión interna y eso aplicable al diseño y construcción de sistemas nuevos y a la operación y mantenimiento de sistemas existentes. La aplicación del contenido de este capítulo requiere de la participación de personal capacitado en este tema. Muchas situaciones especificas no pueden ser anticipadas por eso es de suma importancia que la evaluación y aplicación de las prácticas de control de la corrosión incluya estudios e investigaciones tendientes a mitigar la corrosión. Está permitido desviarse de los requerimientos del Código, si la compañía operadora puede demostrar que los objetivos expresados en el Código son cumplidos. La Compañía operadora debe establecer procedimientos para implementar su programa de control de la corrosión el que en ciertos casos seguramente necesitará de practicas adicionales a las recomendadas en el Código. Ing. Rubén E Rollino r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 6:"Operación, Mantenimiento y Control de Corrosión”R2 Pagina 81 Control de corrosión exterior (¶862) En este punto el Código fija los requerimientos aplicables a instalaciones nuevas como existentes. Los tópicos mínimos que deben ser cubiertos se indican a continuación para diferentes tipos de instalaciones: Instalaciones nuevas 9 9 9 9 9 9 9 Instalaciones enterradas Requerimiento de protección superficial (Pintura) Protección Catódica Aislación eléctrica Conexiones eléctricas, puntos de monitoreo e interferencias. Revestimientos. Protección atmosférica. Instalaciones existentes Para instalaciones existentes enterradas se agregan entre otros los siguientes puntos: 9 Evaluación: ( Historial de pérdidas y vigilancia de áreas corroídas) 9 Acciones correctivas: (Provisión de protección catódica, Protección superficial, instalación de ánodos galvánicos u otro método efectivo) 9 Reparación de tubos corroídos. Control de corrosión interior (¶863) Cuando se transporta gas corrosivo incluyendo gas con agua libre en las condiciones de transporte deben tomarse medidas para proteger al sistema de tubería de la corrosión interior. Estas medidas pueden incluir: 9 9 9 9 9 Pintura interior Agregado de inhibidor de corrosión Programa de limpieza interior (Cerdos) Uso de probetas testigo de corrosión. Tratamiento del gas. Líneas para servicio a alta temperatura (¶865) Deben tenerse consideraciones especiales en las líneas que trabajan a alta temperatura (>150ºF) debido a que la temperatura elevada tiende a producir disminución de la resistividad de las tuberías enterradas o sumergidas y a incrementar la corrosión electroquímica debido a una actividad iónica o molecular acelerada. Las temperaturas elevadas ocurren por ejemplo aguas abajo de las estaciones compresoras. La pintura de protección superficial y las instalaciones de protección catódica, deben. ser seleccionada teniendo en cuenta estos factores. Ing. Rubén E Rollino r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 6:"Operación, Mantenimiento y Control de Corrosión”R2 Pagina 82 También debe prestarse atención a la corrosión interna debido a que cuando se transportan gas o una mezcla de gas y líquido, las reacciones se incrementan con la elevada temperatura y además no son estables. Corrosión bajo tensiones y otros fenómenos (¶866) Deben identificarse las causas potenciales de fallas como ser Fenómenos ambientales, Corrosión bajo tensiones, fisuras por hidrógeno (fatiga o embridamiento), etc. Cuando existan indicios de tales causas pueden existir debe establecerse un programa de investigación y solución para estas causa. El Código indica que la compañía operadora debe mantener actualizado de acuerdo al estado del arte su programa de control de la corrosión. Los siguientes tópicos deben ser considerados: niveles corrientes de protección catódica, calidad de la preparación y protección superficial de los tubos, temperaturas de operación, niveles de tensiones, condiciones del suelo Determinación de resistencia remanente de tubos corroídos. El apéndice L del Código incluye un método para determinar la resistencia remanente de tubos de acero corroídos que operan a tensiones del 40% de la SMYS o más. La resistencia remanente puede determinarse por medio del siguiente análisis: a) Determinar La profundidad de la corrosión, d (Ver figura L.1) 1) Si d es menor que el 10% del espesor nominal de pared (t), no es necesario considerar una reducción de la MAOP 2) Si d es mayor al 80% de t las partes afectadas deberían quitarse de servicio. b) Determinar la longitud efectiva, L, de corrosión a lo largo del eje longitudinal. Eje longitudinal de la tubería (Longitudinal axis of pipe) L Profundidad máxima de la corrosion (Maximum depth of corrosion) d t Fig. L1 Ing. Rubén E Rollino r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 6:"Operación, Mantenimiento y Control de Corrosión”R2 Pagina 83 c) Calcular el factor no dimensional, A: Donde D = Diámetro exterior nominal del tubo, in. c) Para valores de A menores o iguales que 4.0 P´= Máxima presión segura para el área corroída, psig. (No mayor que P) d) Para valores de A mayores que 4.0. P´= 1.1P(1-d/t) . (No mayor que P) Si la MAOP establecida es igual o menor que P´ la zona afectada puede permanecer en servicio, si es protegida contra futura corrosión Si es mayor que P´, la MAOP debe ser reducida hasta que no exceda P´, o la zona corroída debe ser reparada o reemplazada. Misceláneos (¶870) Varios ¶ Odorización DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 53 ¶ Gas de Petróleo licuado (LPG) ASME B31.8 Rollino 53 El este capitulo VII del Código establece los requerimientos referidos a odorización, gas de petróleo liquificado y líneas paralelas o bajo líneas de transmisión eléctrica Odorización, Requiere que el gas entregado a los consumidores o utilizado para propósitos domésticos en plantas compresoras deben tener un olor distintivo que permita su detección en la atmósfera en concentraciones de un quinto del punto explosivo inferior. Para proporciones mayores debe agregarse un odorizados. Ing. Rubén E Rollino r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 6:"Operación, Mantenimiento y Control de Corrosión”R2 Pagina 84 Como excepción el Código admite no utilizar odorizador en los siguientes casos siempre que esto sea perjudicial en caso de que también tenga otros usos: Gas bajo tierra u otro almacenaje. Gas que se utilizará en otro proceso donde el odorizador no es recomendable o perjudicial. Gas utilizado en operaciones de campo Ni el odorizador ni sus productos de combustión deben ser perjudiciales para los humanos ni los materiales involucrados y no debe ser soluble en agua en concentraciones mayores de 2 1/2 partes de odorizador en 100 partes de agua (En peso) Sistemas de gas de Petróleo Licuado (LPG) Generalmente incluyen Propano, butano y mezclas que pueden ser almacenadas como líquidos a presiones entre 80 psig a 250 psig a temperatura ambiente. El código solo se refiere a los casos en que puedan ser vaporizados y utilizados como combustibles gaseosos. Para el diseño, construcción operación y mantenimiento de instalaciones que involucren Butano, Propano o mezcla de estos gases son aplicables todos los requerimientos de ANSI/NFPA 58 y 59. Odorización: En general estos gases no son tóxicos. Sin embargo si son entregados a los consumidores o utilizados como combustibles, deben ser odorizados. Ventilación: Estos gases son más pesados que el aire por lo que deben preverse instalaciones de venteo a nivel del piso. Si se instalan en cámaras subterráneas o instalaciones similares deben preverse equipos de extracción.- También deben tomarse precauciones para ventear las descargas de válvulas de seguridad. Criterios para controlar escapes de gas. El apéndice M del Código, provee criterios para la detección, ponderación y control de escapes de gas. Dentro de los métodos de detección contemplados por el Código, se encuentran: 9 9 9 9 9 9 Vigilancia para detección en superficie: (Equipos de monitoreo atmosférico: 50ppm) Detección de escapes subsuperficiales. ( aberturas, agujeros, etc.) Vigilancia de la vegetación. Ensayo de presión para detección de perdidas. Ensayo de burbujeo. Ensayo de detección de fugas por ultrasonido. Las perdidas son clasificadas en 3 grados por el Código, en función de su peligrosidad para el público. Siendo la 1 la más peligrosa, 1 y 2 requieren reparación y la 3 puede permanecer en operación por no ser peligrosa. También se describen otros métodos , instrumentos y su sensibilidad para detección. Ing. Rubén E Rollino r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 6:"Operación, Mantenimiento y Control de Corrosión”R2 Pagina 85 Prácticas recomendadas para el ensayo hidrostático de líneas en el sitio. Apéndice M El apéndice M del Código provee lineamientos para la ejecución de prueba hidrostáticas de líneas en el sitio y cubre la determinación de la presión a la que el tubo alcanza la SMYS. Esta debe alcanzarse solamente cuando es necesaria tal determinación. En esta parte del curso solo se indican los lineamientos que mayor influencia pueden tener en el ensayo y no mencionado en los capítulos anteriores. 9 Temperatura del medio: En condiciones de baja temperatura puede ser necesario calentar el fluido de ensayo o agregar anticongelante. 9 El llenado debería ser monitoreado y controlado el volumen. 9 La presión debe incrementarse hasta el 80% de la presión prevista y esperar un tiempo para verificar que no existan fugas mayores. 9 verificar si se producen desvíos de la línea recta de la línea 9 Luego de alcanzar la presión especificada, y estabilizada, comienza el periodo de espera y puede agregarse fluido de ensayo para mantener la presión mínima. 9 La verificación de si es alcanzada la SMYS se realiza mediante el monitoreo continuo de puntos de la línea de tal forma de determinar el apartamiento de estos. Para controlar la máxima presión de ensayo cuando se excede el 100% de SMYS puede controlarse a través de la comparación de volumen inyectado con el incremento de presión. 9 Debe elaborarse el registro del ensayo. Ing. Rubén E Rollino r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.4-8 - : "Apéndice 1 B31.G Pag 1 ASME B31.4-8 - : "Apéndice 1 B31.G Pag 2 ASME B31.4-8 - "Apéndice 1 B31.G Pag 3 ASME B31.4-8 - : "Apéndice 1 B31.G Pag 4 ASME B31.4-8 - : "Apéndice 1 B31.G Pag 5 ASME B31.4-8 - : "Apéndice 1 B31.G Pag 6 ASME B31.4-8 - : "Apéndice 1 B31.G Pag 7 ASME B31.4-8 - : "Apéndice 1 B31.G Pag 8 ASME B31.4-8 - : "Apéndice 1 B31.G Pag 9 ASME B31.4-8 - : "Apéndice 1 B31.G Pag 10 ASME B31.4-8 - : "Apéndice 1 B31.G Pag 11 ASME B31.4-8 - "Apéndice 1 B31.G Pag 12 ASME B31.8 - Parte 7"Transmisión Offshore y Gas Acido” R2 Pag 86 Parte 7 Transmisión Offshore y Gas Acido Transmisión de gas Offshore. (¶A800) Offshore-1 ¶ Calificación de materiales y equipos. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 54 º No se admite el uso de tubos no identificados, plástico y hierro dúctil. ¶ Especificaciones de materiales. º Requisitos adicionales para tubos con concreto y flexibles. º Pueden ser necesarias consideraciones adicionales respecto a propiedades mecánicas, dureza, composición química, espesores y/o pruebas. ¶. ASME B31.8 Rollino 54 El Capítulo VIII del Código establece requisitos aplicables específicamente a sistemas de transmisión Offshore. Los requerimientos contenidos en los Capítulos I a VI del Código también se aplican a los sistemas Offshore a menos que estén específicamente modificados en este capítulo del Código. El capítulo VII no es aplicable. Con excepción de los puntos A840 a 842, A844 y A847 los restantes puntos de este Capítulo tienen la misma numeración que la de los capítulos I a VI. A continuación se resumen algunos de los principales requerimientos contenidos en este capítulo: Calificación de materiales y equipos. (¶A811) No debe utilizarse para transporte de gas natural tubos no identificados, de plástico, de plástico con refuerzo metálico ni de hierro dúctil. Especificaciones de materiales. (¶A814) Tubos revestidos con concreto deben cumplir al menos con los requerimientos de ASTM. Los tubos flexibles deben construirse con materiales que cumplan con ASTM o ASME. Ing. Rubén Rollino – r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 7"Transmisión Offshore y Gas Acido” R2 Pag 87 Debido a que en la tubería Offshore pueden presentarse distintas condiciones respecto de la Onshore como ser presión exterior e interior, temperatura, condiciones de carga, etc. Puede ser necesario suplementar los requerimientos de los tubos y componentes como ser en lo referido a: 9 9 9 9 9 9 9 Tolerancia de espesor de pared Tolerancia de ovalización Tolerancia de diámetro exterior Tensión de fluencia máxima y mínima. Carbono equivalente máximo. Dureza Ensayo hidrostático en fábrica. Soldadura. (¶A821 y A823) Offshore-2 DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 55 ¶ ¶ ¶ ¶ ¶ Soldadura Alivio de tensiones Soldaduras inspección y ensayos Diseño, instalación, ensayos y pruebas Operación y Mantenimiento ASME B31.8 Rollino 55 Esta parte se refiere a la soldadura de materiales de acero al carbono. La soldadura puede ser realizada bajo condiciones atmosféricas o hiperbáricas. Requerimientos: a) Antes de realizar operaciones de soldadura debe contarse con una WPS escrita y el procedimiento calificado. El procedimiento aprobado debe contener los detalles aplicables listados en API 1104. b) Para el caso de soldadura en condiciones hiperbáricas el procedimiento calificado debe incluir los detalles aplicables de API 1104 y la norma ANSI/AWS D3.6. c) Los soldadores y operadores de soldadura, deben ser calificados antes de realizar cualquier operación de soldadura sujeta a los requerimientos del Código. La calificación debe realizarse de acuerdo a API 1104 para soldaduras realizadas en condiciones atmosféricas y suplementada de acuerdo a AWS D3.6 para soldadura bajo agua. d) Las calificaciones de procedimiento y soldadores u operadores son válidas únicamente dentro de los limites del procedimiento de soldadura. Si se efectúan cambios más allá de lo previsto en las "Variables esenciales" se requiere una calificación suplementaria. Las variables esenciales de API 1104 deben prevalecer en tanto y en cuanto no sean afectadas por el ambiente submarino. En este caso gobiernan las variables de AWS D3.6. e) Para instalaciones donde se requiere la aplicación del ASME BPVC Sección VIII. Las calificaciones de procedimientos y soldadores deben ser de acuerdo a la sección IX. Ing. Rubén Rollino – r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 7"Transmisión Offshore y Gas Acido” R2 Pag 88 f) Para la calificación de soldadores y procedimientos se aplica ¶823 excepto ¶823.1 y .2. Alivio de tensiones. (¶A825) En función del espesor de pared y si ha sido demostrado a través de la calificación de un procedimiento sin PWHT, en forma satisfactoria, puede ser obviado. Tal demostración debe ser realizada sobre materiales y en condiciones que simulen lo mas aproximadamente posible las condiciones reales de ejecución en obra. Deben medirse las propiedades de tracción, tenacidad y dureza. No se requiere tratamiento térmico de alivio de tensiones si: a) Las mediciones indican que las propiedades metalúrgicas y mecánicas se mantienen dentro de los limites especificados para los materiales y condiciones de servicio y b) Un análisis de ingeniería es realizado para determinar que las propiedades mecánicas y las tensiones residuales sin PWHT son satisfactorias para las condiciones de servicio. Puede ser requerido efectuar medición de tensiones residuales. Inspección y ensayos de soldaduras. (¶A826) Offshore: Soldadura DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 56 ¶ Calificación de Procedimientos y Soldadores ¶ WPS ¶ API 1104 ¶ ANSI/AWS D3.6 ¶ ASME IX ASME B31.8 Rollino 56 Offshore Inspección, Ensayos y Pruebas DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 57 ¶ Extensión de END ¶ API 1104 / ASME VIII ¶ Ensayo de Presión ASME B31.8 Rollino 57 El 100% de la longitud de las soldaduras circunferenciales Offshore deben ser inspeccionadas por medio de END, si es posible, pero nunca menos del 90%. Los criterios de aceptación deben satisfacer los requerimientos de API 1104 o ASME BPVC sección VIII como sea aplicable a la soldadura o reparación. Como alternativa los límites de aceptación de defectos puede establecerse en base a estudios basados en análisis de fractura mecánica. Requerimientos adicionales en la calificación de procedimientos de soldadura o END adicionales a los especificados. Ing. Rubén Rollino – r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 7"Transmisión Offshore y Gas Acido” R2 Pag 89 Componentes de tubería. (¶A831) Se limita el uso de fundición de hierro y hierro dúctil para accesorios y se establecen criterios en cuanto a cargas que deben soportarse. Diseño, instalación y ensayos. (¶A840 a ¶A843) El diseño, instalación y ensayo de las líneas Offshore deben realizarse de acuerdo al capítulo IV con las modificaciones específicas que introduce este capítulo VIII. Las previsiones del capítulo IV, relacionadas con la clase de localización, no se aplican., excepto para la zona lindera con las instalaciones de tierra. Estas zonas deben adicionalmente diseñarse y ensayarse de acuerdo con la clase de localización de acuerdo con ¶840, excepto: Para localizaciones clase 3 y 4 puede efectuase alternativamente un ensayo a una presión no menor de 1,25 veces la MOP, cumpliendo con lo indicado A826 para soldaduras y ensayos. Además ¶A847 (Ensayos) reemplaza a ¶841.32. Condiciones de diseño Existe una cantidad de parámetros físicos que gobiernan el diseño de sistemas Offshore, algunos tienen influencia durante la instalación, otros durante la operación y otros en ambas situaciones. Algunos de estos son: Olas, corriente, suelo marino, viento, hielo, actividad sísmica, movimientos de las plataformas, temperatura, presión, Peso de equipos de construcción, movimientos de recipientes, etc. A menudo las condiciones de diseño de las líneas Offshore son controladas más por las condiciones de instalación que por las de operación. Consideraciones de diseño durante la instalación y operación Las siguientes consideraciones deben ser tomadas en cuenta en la instalación. 9 Peso de la línea o partes (En aire y sumergida) 9 Perfil(Forma) 9 Cargas ambientales (Viento, olas, corriente, hielo, carga sísmica y otros fenómenos naturales) 9 Cargas impuestas por los equipos utilizados en la construcción y movimiento de recipientes. 9 Característica del suelo. 9 Cargas operacionales (Peso de luces no soportadas, fijaciones, Presión interior y exterior, Expansión y contracción térmica, fuerza ascencional, etc.) Consideraciones de resistencia. (¶A842) Los análisis de diseño e instalación, deben basarse en métodos de ingeniería aceptados, resistencia de materiales y condiciones de diseño. Instalación: Algunas consideraciones de resistencia durante la instalación son: Pandeo, Colapso debido a presión externa Máximas tensión longitudinal admisible debida a cargas axiales y de flexión, fatiga durante la instalación, Ensambles especiales, Tensiones residuales, etc. Operación: Las tuberías Offshore y las instalaciones que conectan a estas con las plataformas deben diseñarse contra los siguientes posibles modos de falla: Ing. Rubén Rollino – r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 7"Transmisión Offshore y Gas Acido” R2 Pag 90 Fluencia excesiva Pandeo Falla por fatiga Fractura dúctil Fractura frágil Pérdida de estabilidad Propagación de fractura Corrosión Colapso Impacto debido a objetos extraños, bloques de hielo, soportes, etc. Estabilidad lateral y vertical (En el fondo) Mayores detalles, factores y fórmulas aplicables puede verse en los puntos ¶A842.22 a ¶A842.31 del Código. Estaciones compresoras (¶A843.1) En este punto el Código fija lineamiento para el diseño de instalaciones compresoras abarcando la localización, protecciones, salidas, instalaciones eléctrica y equipamiento, siendo todos ellos de clara interpretación para la resolución de casos específicos. Válvulas. (¶846) Las líneas deben equiparse con válvulas u otros componentes que cierren el flujo de gas a tierra en caso de emergencia. Deben estar accesibles y protegidas. Pruebas y Ensayos (¶A847) Ensayo de presión (847.3)¶ La tubería instalada debe ensayarse al menos a 1,25 veces la MAOP. La tubería de las plataformas y "Risers" debe ensayarse al menos a 1,4 veces la MAOP Partes prefabricadas de tuberías de plataformas que han sido ensayadas al menos a 1,4 veces la MAOP no necesitan volver a ensayarse después de la instalación si son unidas con bridas o con soldaduras radiografiadas 100%. Medio de ensayo. (¶A847.4) El medio de ensayo para todas las líneas Offshore debe ser agua. Puede ser considerado el agregado de aditivos para mitigar la corrosión y el congelamiento si son compatibles con el medio de ensayo. Procedimiento de ensayo y registros. (¶A847.4 y .5) La ejecución de la prueba hidrostática debe ser realizada de acuerdo a un procedimiento específico. Los siguientes requisitos deben estar contenidos: a) Ejecución del ensayo después de la instalación y antes de la operación inicial del sistema (Ver excepciones en ¶A847.2) b) Incluir en la prueba hidrostática tanto como sea posible a la línea de unión entre la tubería Offshore y la línea (Risers). c) Mantener las condiciones de ensayo por un mínimo de 8 horas continuas como mínimo a la presión especificada y registrar los resultados Toda variación de la presión debe ser considerada. d) En caso de producirse durante el ensayo una rotura o una pérdida (fuga) de magnitud que invalide el ensayo deberá reensayarse la zona después de la consiguiente reparación. Ing. Rubén Rollino – r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 7"Transmisión Offshore y Gas Acido” R2 Pag 91 e) La compañía operadora deberá mantener los registros de ensayos durante toda la vida útil de la línea. Estos registros deben indicar el procedimiento, el fluido la presión y duración del ensayo. f) Zonas de la línea con deformaciones, aplastamiento ,etc. deben ser ensayadas después de la instalación debiendo verificarse la deformación a través del pasaje de un dispositivo para la detección de deformaciones a través de la sección. Las zonas en que detecten deformaciones que puedan afectar el se deben ser reparadas o reemplazadas. También debe considerarse la reparación de zonas con excesiva ovalización que puedan interferir el pasaje interior de elementos (pigging) previstos por ejemplo para limpieza o la inspección interna. Tramos o partes insertadas (Tie-in) Se reconoce que los tramos que se insertan entre dos zonas de la línea ensayados no siempre son posibles de ser ensayados Hidrostáticamente. Estas soldaduras pueden ser eximidas del ensayo hidrostático si se inspeccionan por radiografía u otro método de END aceptable. Procedimientos de Operación y Mantenimiento que afecten a la seguridad. (¶A850) Offshore. Operación y Mantenimiento DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 58 ¶ ¶ ¶ ¶ ¶ Clases de localización Procedimientos Protección superficial Protección catódica Aislación eléctrica. ASME B31.8 Rollino 58 Los requisitos del capítulo V dependen de la clase de localización y no se aplican a las líneas Offshore de transmisión de gas, excepto en las zonas límites en las que adicionalmente deben ser operadas y mantenidas de acuerdo a la clase de localización de acuerdo a ¶640. Esencialmente el plan de Operación y Mantenimiento debe contener instrucciones para el personal sobre los procedimientos aplicables durante la operación normal y reparaciones prestando especial atención a aquellas zonas que representen mayor peligro para el público y el medio ambiente en el caso de una emergencia o en el caso de requerimientos extraordinarios de construcción o mantenimiento. También deben estar contempladas olas acciones requeridas en caso de emergencia. El plan de mantenimiento debe incluir; Patrullaje periódico, verificando indicios de fugas, actividades de construcción no realizadas por la firma y cualquier otro factor que pueda afectar la seguridad del público Este patrullaje debe ser realizado con la frecuencia necesaria para detectar corrosión debida a la atmósfera de agua salada y el humedecimiento y secado cíclico. Instalaciones submarinas. (¶A862.1 y .2) Diseño de protección superficial: El diseño de los sistemas de protección superficial debe considerar el tipo de ambiente en el cual la instalación será instalada. La selección debe basarse en: Ing. Rubén Rollino – r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 7"Transmisión Offshore y Gas Acido” R2 Pag 92 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) Baja absorción de agua Compatibilidad con el tipo de protección catódica aplicado al sistema. Compatibilidad con la temperatura de operación. Suficiente ductilidad para evitar fisuración. Suficiente resistencia para evitar daños durante la instalación. Resistencia las condiciones del ambiente submarino. Facilidad para reparaciones. Preparación superficial. Puede ser necesario una limpieza y preparación superficial adicional del sustrato metálico hasta un estado casi blanco y con un perfil de anclaje de forma de lograr una adherencia adecuada de las pinturas de base epoxy. Las soldaduras deben inspeccionarse y cualquier irregularidad que pueda afectar a la pintura, debe eliminarse. Es recomendable especificar el grado de limpieza, perfil de anclaje y adherencia requeridos. Aplicación e inspección: La aplicación debe ser efectuada en condiciones controladas. Es recomendable la verificación de que el procedimiento empleado logra la adherencia especificada. Debe utilizarse un detector apto para la pintura utilizada debe ser empleado para la inspección de defectos. Ver mayor información en NACE RP-06-75 Las soldaduras y aberturas realizadas en obra deben ser pintadas con un esquema compatible con el del resto de la línea. Los tubos deben ser inspeccionados en obra antes de la instalación para verificar defectos. Protección catódica (¶A862.13) Debe instalarse una protección catódica cuando se cumple una o más de las condiciones del apéndice A del Código (Ver en el Código). Esta protección puede ser efectuada a través de Anodos galvánicos, corriente impuesta u otra forma que contemple los efectos de las variaciones del contenido de oxigeno, temperatura, resistividad del agua y/o suelo, etc. Aislación eléctrica. (¶A862.14) Las líneas sumergidas deben estar aisladas eléctricamente de otras estructuras metálicas de tal forma que la protección catódica pueda ser efectiva, a menos que ambas sean protegidas como una unidad. Ing. Rubén Rollino – r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 7"Transmisión Offshore y Gas Acido” Pagina 93 Servicio de Gas Acido. (¶B800) Gas Acido. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 59 ²Gas que contiene H2S a 65 psia (4.5 bar) ó mayor a una presión parcial de 0.05 psia (3.5 m Bar) o mayor. (Ver NACE MR0175) ASME B31.8 Rollino 59 El capítulo IX del Código establece requerimientos que solo se aplican a los servicios con gas ácido. Estos contemplan como los efectos específicos de este tipo de fluidos afectan al diseño, instalación operación, mantenimiento y disponibilidad de las líneas. Términos utilizados en este Capítulo no contenidos en otros son: Gas ácido: Gas que contiene H2S a 65 psia (4.5 bar) o mayor a una presión parcial de 0.05 psia (3.4 m Bar) o mayor. (Ver NACE MR0175) Fisuración por tensión de sulfuros (SSC): Mecanismo de fisuración relacionado con la corrosión, ocasionado por la exposición de un material susceptible a los iones de sulfuros en presencia de agua libre. Dureza (Brinell, Rockwell, Vickers, Microdureza) Zona afectada por el calor. (HAZ) Fisuración inducida por hidrógeno (HIC) Sulfuro de Hidrógeno (H2S): Presión parcial: ( Multiplicación de fracción de moles de H2S en la presión total del sistema) Radio de exposición (ROE) Servicio de Gas Acido DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 60 ¶ Requerimientos especiales para: ºEspecificaciones de materiales, componentes y marcado. ºSoldadura ºInspección y Ensayos ºOperación y Mantenimiento ASME B31.8 Rollino 60 Ing. Rubén Rollino – r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 7"Transmisión Offshore y Gas Acido” Pagina 94 Especificaciones de materiales, componentes y marcado: (¶B813, B814 y B 830) Gas ácido: Materiales DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 61 Los materiales deben cumplir los requerimientos de NACE MR 0175. ASME B31.8 Rollino 61 Los materiales deben responder a NACE MR0175. Soldadura (¶B820) Gas ácido: Soldadura ² Calificación de Procedimientos y Soldadores. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 62 º Ensayos mecánicos destructivos º Dureza ² Precalentamiento. º Para eliminar hidrógeno, independientemente de otro precalentamiento recomendado. ² Alivio de tensiones. º Requerimientos adicionales de dureza. ASME B31.8 Rollino 62 Esta sección no se aplica a las soldaduras realizadas durante la fabricación de tubos pero el usuario debe prever que estas soldaduras sean aptas para el servicio ácido. Los criterios de aceptación son los establecidos en API 1104 Sección 6 o ASME BPVC Sección VIII División 1. Deben contemplarse requisitos adicionales para dureza y tensiones residuales, Las soldaduras de sello requieren un procedimiento calificado separado. La zona interior adyacente a la soldadura debe ser limpiada a metal brillante (1 pulgada desde el bisel) antes de soldar. Calificación de procedimientos y soldadores. (¶B823) Nota: Los requerimientos indicados en ¶ 823.1 y 823.11 del Capitulo II no se aplican a esta sección. Ing. Rubén Rollino – r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 7"Transmisión Offshore y Gas Acido” Pagina 95 Todas las calificaciones de procedimiento y soldadores deben estar basadas ensayos mecánicos destructivos. (¶B823.22) La dureza de todas las zonas de la soldadura incluyendo el metal de soldadura y zona afectada, de la probeta de calificación de soldadura, debe cumplir con los requerimientos de NACE MR0175. Para las aleaciones más comunes la dureza máxima admisible es 22 HRC. El usuario debe asegurar que la probeta de calificación de soldadura es representativa de las soldaduras de producción. (Presta atención a características que por ejemplo puedan afectar la velocidad de enfriamiento, entre otros fundamentalmente ∆t 8/5). Habitualmente para detectar finas zonas duras en la HAZ es utilizada microdureza. Un valor comúnmente aceptado y conservado es 250 HV 10. Precalentamiento. (¶B824) Los tubos que hán sido utilizados con gas ácido deben precalentarse previo a soldar a un mínimo de 400ºF (250ºC) durante 20 minutos, para eliminar el contenido de Hidrógeno del material,. Este precalentamiento es independiente de cualquier otro especificado en el procedimiento de soldadura. Alivio de tensiones. (¶B825) Todo el procedimiento de soldadura debe diseñarse para evitar superar los valores máximos de dureza especificados. Cuando se dude de la efectividad del procedimiento para lograrlo debe establecerse un mecanismo de alivio de tensiones en las soldaduras para servicio con gas ácido. En general la pasada de revenido, vibraciones o PWHT a baja temperatura no provee protección contra la fisuración en servicio equivalente a la de un tratamiento térmico de alivio de tensiones. El alivio de tensiones es habitualmente ejecutado a 1.100ºF (593ºC) para aceros al Carbono y 1.200ºF (649ºC) para aceros ferríticos aleados. Otros tratamientos pueden ser ejecutados si están soportados por evidencia metalúrgica. El rango exacto debe constar en la especificación de procedimiento de soldadura. Cuando se unen materiales disimiles prevalecen las condiciones más exigentes (Debe prestarse atención en el caso de soldar aceros austeníticos u otros de alta aleación) Las partes deben ser calentadas lentamente hasta la temperatura requerida y mantenida al menos por un periodo de tiempo de 1 hr/pulgada de espesor de pared pero nunca menos de ½ hora. El enfriamiento debe ser lento ( Nota este Código no indica velocidad de calentamiento ni enfriamiento como para indicar que significa “lento”. Pueden obtenerse referencias en otras secciones de este código B31 o el código ASME BPVC) Debe registrarse el ciclo térmico con que se realizó el tratamiento térmico. Un grupo de tres soldaduras cercanas (Ejemplo una Te) pueden controlarse con una sola termocupla. Inspección y ensayos. (¶B826) En adición a lo indicado en el capítulo II (¶826.2 (a) a (f) para líneas de gas ácido en localizaciones clase 3 o 4, estaciones de compresión y cruces de ríos navegables y cruces de vías férreas o carreteras debe Ing. Rubén Rollino – r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 7"Transmisión Offshore y Gas Acido” Pagina 96 verificarse el 100% de las soldaduras por medio END. Esta inspección puede realizarse previo al tratamiento térmico. Diseño, Instalación y Pruebas. (¶B840) Gas ácido-Diseño. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 63 ¶ Diseño: º Debe considerarse el control de fracturas. º No debe utilizarse factor de diseño 0,80. º Las curvas deben cumplir con NACE MR 0175. º Eliminación de golpes de arco. ASME B31.8 Rollino 63 Debe considerarse el control de fracturas y no debe utilizarse el factor de diseño F= 0.80 para gas ácido. Las curvas deben cumplir con los requerimientos de NACE MR 0175 en la condición después de curvada. (También puede requerirse esto para curvado en caliente). Es recomendable que el primer prototipo se ensaye para verificar la dureza y que tanto la tenacidad como resistencia mecánica, son aceptables. (Piezas a gajos no son aceptables para servicio ácido) Requerimientos superficiales. ( para tubos que operan a tensiones circunferenciales > al 20% de SMYS. Gas ácido. Inspección, instalación y ensayos. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 64 ¶ Inspección y Ensayos: º Requerimientos adicionales para localizaciones clase 3 y 4. ¶ Almacenaje: º El almacenaje de gas ácido no está incluido en el Código) ¶ Hot-taps: º Deben ejecutarse bajo un procedimiento escrito ASME B31.8 Rollino aprobado. 64 Deben eliminarse los golpes de arco ( Por ser concentradores de tensión) por amolado o maquinado. La cavidad resultante debe ser limpiada y examinada para determinar que se ha eliminado la zona afectada ( Con solución de 10% presulfato de amoniaco o 5% de ácido nítrico en alcohol.).Debe asegurarse que el espesor remanente se mantenga dentro de las tolerancias y que la transición sea suave. Hot taps (¶B841.26) Ing. Rubén Rollino – r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 7"Transmisión Offshore y Gas Acido” Pagina 97 Debido a que son requeridas especiales consideraciones desde el punto de vista de la salud y metalúrgicos, en adición a lo indicado en ¶841.271 del capítulo IV, para el caso de servicio ácido solo deben ser realizados bajo un procedimiento escrito aprobado. Las mismas consideraciones valen para las pruebas posteriores a la construcción con gas ácido adicionalmente a lo indicado en ¶841.31 del capítulo IV. Almacenaje (¶B844) El almacenaje de gas ácido se encuentra fuera del alcance de esta Código. Operación y Mantenimiento. (¶B850) Gas ácido. Operación y mantenimiento. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 65 ¶ Operación y Mantenimiento: º Se requieren procedimientos adicionales. ¶ Corrosión . º Se requiere especial atención a la corrosión bajo tensiones y otros fenómenos. ASME B31.8 Rollino 65 Se requieren procedimientos adicionales que contemplan las características de estos gases. Estos procedimientos deben considerar: Cálculo del radio de exposición (ROE) al H2S utilizando una ecuación apta de dispersión de aire, tal como Pascal-Giford. (Ver ¶B850) Para el plan de emergencia debe preverse además del entrenamiento convencional, que el personal debe ser entrenado sobre las características peligrosas del H2S, sus efectos sobre los componentes metálicos, medidas de precaución, operación de equipos de seguridad, sistemas de primeros auxilios, acciones correctivas y procedimientos de parada. Mantenimiento. (¶B851) Cuando se superan ciertas concentraciones y todas las instalaciones de superficie deben se señalizadas con carteles de “Gas Poison” (Esto es en ingles ver la escritura aplicable para el entendimiento e instrucción del público). Deben tenerse precauciones adicionales para la seguridad del público (¶B855) Corrosión. (¶B860) En este punto el Código efectúa recomendaciones adicionales referidas a corrosión interna y externa. Ing. Rubén Rollino – r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org ASME B31.8 - Parte 7"Transmisión Offshore y Gas Acido” Pagina 98 Como punto destacado que difiere de las otras partes del Código, el punto ¶B866 se refiere a la corrosión bajo tensiones y otros fenómenos. Las líneas que trabajan con gas ácido particularmente combinado con dióxido de carbono y agua salada pueden sufrir fenómenos severos de corrosión como ser los problemas relacionados con el Hidrogeno: La reacción corrosiva en presencia de ion sulfuro permite una alta liberación de átomos de Hidrogeno que entran en el acero causando diferentes fenómenos, como ser por un lado bajo tensiones por sulfuros (SSC), la fisuración inducida por Hidrogeno (HIC) con variantes como ser la de tensiones orientadas (SOHIC), etc. y por otro lado la fisuración por corrosión bajo tensiones debida a cloruros (Fundamentalmente en aceros autenticas o la corrosión inducida microbiológica. Apéndices Apéndices DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 66 ¶ D Tensión de fluencia mínima Apéndice L ¶ L Determinación de la resistencia remanente de tubos corroídos. . ¶ M Criterios para el control de fugas ¶ N Prácticas recomendadas para prueba hidrostática de líneas de tuberías en el sitio. ASME B31.8 Rollino 66 Los aplicables al curso se encuentran incorporados en las partes relacionadas. Ing. Rubén Rollino – r_rollino@yahoo.com , rollinor@asme.org

Curso ANSIASME B31 8 3

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