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Transmisión de gas
y distribución
Sistemas de tuberías
Código ASME para tuberías a presión, 831
UN CÓDIGO INTERNACIONAL DE TUBERÍAS®
Transmisión de gas
y distribución
Sistemas de tuberías
COMO YOCódigo
para tuberías de presión,831
UN CÓDIGO INTERNACIONAL DE TUBERÍAS®
Sociedad Americana de
Ingenieros mecánicos
Avenida dos parques
•
Nueva York, NY
•
10016EE.UU
Fecha de emisión: diciembre22, 2022
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Derechos de autor© 2022por
LA SOCIEDAD AMERICANA DE INGENIEROS MECÁNICOS
Reservados todos los derechos
Impreso en EE. UU.
CONTENIDO
viii
Prólogo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Lista del comité. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
X
Correspondencia con el8 3 1comité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
xiv
Introducción . .. . . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . .. . .. . .. . . . . . ..... . .. . . . . .. . .. . . . . . .
xvi
Resumen de Cambios . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .. . . . .. . . . . . .. . . . . . . . . .. . . . . . .. . . . . . . .... . .
Disposiciones generales y definiciones.
801
xviii
1
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . General
1
..........................................................
802
Alcance e intención. . . . . . . . . . .. . . . .. . .. . . . . . .. . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Definiciones de
803
sistemas de tuberías ... . .. . . . .. . . . . . . . . . . . ..... . .. . . . .. . . . .. . . . . Definiciones de
804
componentes de sistemas de tuberías. . . . . . . . . . . . ..... . . . . . . . . . . . . ... . . . Términos y
805
definiciones de diseño, fabricación, operación y prueba . . . . . . . . . . . . . . . Seguro de
806
calidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Formación y Cualificación
807
del Personal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Capítulo I
Materiales y equipamiento ...........................................
810
Materiales y equipamiento . . . . . . .. . . . . . . . . .. . .. . . . .. . . . .. . . . . . . .. . . . . . . Calificación de
811
Materiales y Equipos .. . .. . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . Materiales para uso en
812
aplicaciones de baja temperatura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
813
marcando . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . . . Especificaciones
814
de material . .. . . . .. . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . .. . . . . . . .. . . . .. . . . . Especificaciones del
.
.
.
.
.
.
.
815
equipo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Transporte de Line
816
Pipe. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Condiciones para la Reutilización de
817
Tubería. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Capitulo dos
Soldadura .................................................. ........
820
soldadura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
821
General . .. . . .. . . .. . . . . . .. . . . . .. . . . . . . . . . . . . .. . . .. . . . . .. . . .. . .. . . Preparación para la
822
Soldadura. . . .. . . .. . . .. . .. . ... . . . . . .. . . .. . . .. . . .. . .. . . . Habilitación de Procedimientos y
823
Soldadores .. . . . . . . . .. . .. . . . . . . . . . . .. . . . . . . . .
824
Precalentamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . .. . . . . . . .. . . . .. . .. . Aliviar el
825
estrés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Requisitos de examen de
.
.
.
soldadura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
827
Reparación o eliminación de soldaduras defectuosas en tuberías destinadas a operar a niveles de tensión circunferencial de
20%o más del límite elástico mínimo especificado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Capítulo III
Componentes del sistema de tuberías y detalles de fabricación ..................
830
General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Componentes
831
del sistema de tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Expansión y
832
Flexibilidad. . . . . . . . . .. . . . . . .. . .. . . . . . . . . .. . . . . . . .. . . . . . . Diseño para esfuerzos
833
longitudinales. . . . . . .. . . . .. . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . .. . Soportes y Anclaje para
834
Tubería Expuesta. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
iii
5
7
13
13
15
15
15
dieciséis
.
dieciséis
.
dieciséis
.
.
.
.
826
1
2
.
.
.
.
.
.
.
.
17
17
17
20
20
20
20
21
21
22
23
23
.
24
.
24
.
.
.
.
24
31
33
35
835
Anclaje para Tubería Enterrada. .. . ... . .. . ... . .. . . . . .. . . .. . . . . .. . . .. . . . . . Equipos de
836
Eliminación de Líquidos. .. . .. . . .. . . . . .. . .. . .. . . . . . .. . .. . . . . .. . . . . .
Capítulo IV
Diseño, instalación y prueba ...............................................
840
Diseño, Instalación y Pruebas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tubo de
38
.
.
.
36
37
38
841
acero . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Otros
40
842
materiales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Estaciones de
55
843
Compresión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Soportes tipo pipa y
844
tipo botella . . .. . .. . . . . . .. . .. . . . .... . . . . . . . . . . . . . . Control y Limitación de Presión de
845
Gas .... . .. . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .... .
846
válvulas . .. . . . . .. . .. . . . . . . . .. . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . .. . . . . .. . .. . .. . Bóvedas
847
63
.
.
.
66
68
74
74
............................................................
75
848
Contadores y Reguladores de Clientes. .. . . . . . .. . . . . . . .... . . . . ... . . . . . . .. . . . Líneas de
849
servicio de gas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
76
Capítulo V
Procedimientos de operación y mantenimiento ...................................
81
850
Procedimientos de operación y mantenimiento que afectan la seguridad de la transmisión de gas y
Instalaciones de Distribución. .. . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . .. . . .. . .. . ... . ... . . . . .
.
.
81
851
Mantenimiento de Ductos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
84
852
Mantenimiento de Tuberías de Distribución. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
91
853
Mantenimiento de Instalaciones Misceláneas. .. . . ... . . ... . . ... . . . ... . . .. . . .. . . . . Clase de
854
ubicación y cambios en el número de edificios previstos para ocupación humana. .
855
Conversiones de servicios de tuberías. .. . . . .. . . . . .... . . . . . . . .... . . . . .. . . . .. . .. .
856
Odorización. . .. . .. . .. . . . . .. . . . . ..... . . . . . .. . .. . .. . .. . .. . .. . .. . .. . .
857
Mejorando . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Capítulo VI
Control de la Corrosión .................................................. .
860
General . . . . . .. . . . . . .. . ... . ... . . . ... . ... . .. . .. . . .. . . . . .. . . .. . . . . . Control de Corrosión
861
Externa para Tuberías de Acero. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Criterios de protección
862
catódica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Operación y Mantenimiento de
863
Sistemas de Protección Catódica. . . . . . . . ... . . . . . . . . . Control de Corrosión
864
Interna. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tuberías de acero en ambientes
865
árticos. . . . . . . . . . .. . . .. . . . . .. . . . . . . ... . .. . Tuberías de acero en servicio de alta
866
temperatura ... . .. . . . . .. . . .. . . . . . . . . .. . . . . . Corrosión por tensión y otros
867
fenómenos. . . ... . . .. . . .. . . .. . . ... . . .. . . .. . . . Tuberías de Hierro Fundido, Hierro Forjado,
.
.
.
.
93
96
98
99
99
.
.
102
102
103
105
.
.
.
.
.
105
105
107
107
108
868
Hierro Dúctil y Otros Metálicos. . . . . . . . . . . . . . .
108
Capítulo VII
Dejadoen blanco intencionadamente .............................................
109
Capítulo VIII
Transporte de gas en alta mar ...............................................
110
A800
Transporte de gas en alta mar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
110
A801
General . . . . . .. . . . . . .. . ... . . .. . . . ....... . .. . .. . . .. . . . . .. . . .. . . . . . Alcance e
A802
intención. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . .. . .. . . . .. . .... . . . . . . . . . . . . . . Términos y definiciones de
A803
transmisión de gas costa afuera .. . ... . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Calificación de Materiales y
A81 1
Equipos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Especificaciones de
112
A814
material . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Condiciones para la
112
A817
Reutilización y Recalificación de Tubería. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Soldadura de tuberías
112
A820
en alta mar. .. . . .. . . .. . . .. . . . . . .. . . . . . .. . . .. . . . .. . .. . .
A82 1
General . . . . . .. . . . . . .. . ... . . .. . . . ....... . .. . .. . . .. . . . . .. . . .. . . . . . Habilitación de
A823
Procedimientos y Soldadores .. . . . . .. . .. . .. . .. . .. . . . . .. . .. . .. . .
IV
.
110
.
110
.
110
.
112
.
112
.
113
A826
Requisitos de examen de soldadura. .. . . . .. . . . . .. . .. . .. . . . . .. . . . . . . . . . . . . .. Componentes
113
A830
del sistema de tuberías y detalles de fabricación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . .
113
A83 1
Componentes del sistema de tuberías .. . . . . . . . . .. . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . ..
113
A832
Expansión y Flexibilidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Soportes y
1 13
A834
Anclaje para Tubería Expuesta. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Anclaje para Tubería
1 13
A835
Enterrada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diseño, Instalación y
1 14
A840
Pruebas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Consideraciones de
1 14
A841
diseño . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ... . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Consideraciones de
1 14
A842
fuerza. . . . . . . . . . . . . . .. . .. . . . . . . . . . . . . .. . .. . .. . . . . . . . . Estaciones de
115
A843
Compresión. . . . .... . . . . . . . .. . . . . . . ... . . . . . . . . . . . . . . . . . .... . . Estabilidad en el
119
A844
fondo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . .. . . . .. . . . .. . . . . . . .. . . . . . . .
120
A846
válvulas . .. . . . . .. . .. . .. . . . . .. . . . .. . . . . .. . .. . .. . . . . .. . . . . . . . . . . . . ..
121
A847
Prueba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Procedimientos
121
A850
de operación y mantenimiento que afectan la seguridad de las instalaciones de transmisión
1 22
A85 1
de gas Mantenimiento de Ductos .. . . ... . . .. . . . .. . . .. . . ... . . . ... . . .. . . .. . . .. . . . .. Clase de
1 22
A854
ubicación. . . . . . . . . .. . .. . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . .. . .... . . . . . . . . Control de Corrosión de
1 23
A860
Ductos Marítimos. . . . ... . . . . .... . . ..... . . .... . . . . . .. Control de Corrosión
1 23
A861
Externa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Criterios de protección
1 23
A862
catódica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Control de Corrosión
125
A864
Interna. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
125
Capítulo IX
Servicio de gas amargo .................................................. ....
126
B800
Servicio de gas amargo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
126
B801
General . ... . ... . .. . . . . . .. . . . . .. . . .. . . . . . . . . .. . . .. . . . . .. . . .. . .. . .. Alcance e
126
B802
intención. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Términos y definiciones
126
B803
de gas amargo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
126
B813
marcando . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . Especificaciones
1 27
B814
de material . .. . . . .. . .. . . . . . . . . . . . . . . .. . .. . . . . . . . . . . . .. . . . . . Soldadura de gasoductos
1 27
B820
amargos. . . . . . . . . . .... . . . . . .. . . . . . .. . . . . . . . . . . .... . .
1 27
B82 1
General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Preparación para
1 27
B822
la Soldadura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Calificación de
1 27
B823
Procedimientos y Soldadores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1 27
B824
Precalentamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Aliviar el
128
B825
estrés ... . . . . . . .. . . .. . . ... . . .. . . .. . .. . . .. . . . .. . . .. . . .. . . .. Requisitos de examen de
128
B826
soldadura. .. . . . .. . . . . .. . .. . .. . . . . .. . . . . . . . . . . . . .. Componentes del sistema de tuberías y
128
B830
detalles de fabricación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . Componentes del sistema de
128
B831
tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diseño, Instalación y
128
B840
Pruebas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tubo de
128
B841
acero . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Otros
128
B842
materiales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Estaciones de
129
B843
Compresión. . . . .... . . . . . . . .. . . . . . . ... . . . . . . . . . . . . . . . . . .... . . Soportes tipo pipa y tipo
129
B844
botella .. . . . .. . .. . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
129
B850
Consideraciones adicionales de operación y mantenimiento que afectan la seguridad del gas amargo
B851
Mantenimiento de Ductos .. . . ... . . .. . . . .. . . .. . . . .. . . . ... . . .. . . .. . . .. . . . .. Clase de
130
B854
ubicación y cambios en el número de edificios previstos para ocupación humana . . .
130
Tuberías. .. . . .. . . . . .. . .. . . . . . .. . .. . . . . . .. . . . . .. . . . . .. . . .. . . . . ..
v
130
B860
Control de Corrosión de Gasoductos de Gases Ácidos. . . . . .. . . . . . . . . . . . . .. . . . . .. . .. . .. . .
1 32
B861
Control de Corrosión Externa para Tuberías de Acero. . . . . . . . . .. . . . ... . . . . . . . . . . . . . .
1 32
B864
Control de Corrosión Interna. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Corrosión
B867
por tensión y otros fenómenos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1 32
.
1 32
Apéndices obligatorios
.......................................................
134
B
Números y temas de las normas y especificaciones que aparecen en el Apéndice A obligatorio
139
D
Límite elástico mínimo especificado para tuberías de acero de uso común en sistemas de
143
mi
tuberías. . . Factores de Flexibilidad e Intensificación del Estrés... . .. . . . . .. . . .. . . . . . . . . .. . . .. . .
F
Cabeceras extruidas y conexiones de derivación soldadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
GRAMO
Pruebas de soldadores limitadas al trabajo en líneas que operan con tensiones de aro de menos del 20 %
A
Referencias
.
146
.
del límite elástico mínimo especificado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
H
.
Prueba de aplanamiento para tubería. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
.
159
160
Preparaciones finales para soldadura a tope . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
161
Diagramas de alcance ... . . .. . .. . . ... . . . . . . . ... . . . . . . .. . . .. . . .. . . . .. . .. . ..
187
.
q
152
Apéndices no obligatorios
140
C
Publicaciones que no aparecen en el Código o en el Apéndice A obligatorio
j
L
Factores de conversión comúnmente utilizados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
172
Determinación de la resistencia remanente de tubería corroída. . .. . . . . . .. . . . . . . . .. . . . .
177
METRO
Criterios de control de fugas de gas. . . . . .. . .. . . . . . . . .. . . . . . . . . .. . . . . . . ... . .. . . Práctica
178
norte
recomendada para la prueba hidrostática de tuberías en el lugar. . . .. . . . .. . . . .
pag
Nomenclatura de figuras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Estimación de la
186
R
deformación en abolladuras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
191
.
..........
184
.
.
Cifras
85 1.4. 1 - 1
Alturas de ondulación permitidas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
87
F-1
Límites de la Zona de Refuerzo. . .. . . .. . . . .. . . . .. . . . ... . . . .. . . .. . . .. . . . .. Método para
153
F-2
establecer T0 cuando la forma cónica invade el radio de la entrepierna. . . ..... Ejemplo que
F-3
muestra el diámetro interior constante de la salida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ejemplo que
F-4
muestra el diámetro interior cónico de la salida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Reglas para el
F-5
refuerzo de conexiones de ramales soldados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura para los
F-6
Ejemplos 1 y 1M. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figura para los Ejemplos 2 y
F-7
2M.
yo -1
Detalles de soldadura para aberturas sin refuerzo que no sea en cabecera y ramal
153
.
.
.
.
Paredes
...
.
..
...
.
.
.
. . ......
.
.
.
. . . .
.
.
.
...
.
..
. . .
.
.
154
154
155
156
158
162
..........................................................
I-2
Detalles de soldadura para aberturas con refuerzo de tipo localizado. . . . . . . . . . . . . . . . Detalles de
162
I-3
soldadura para aberturas con envolvente completa Tipos de refuerzo . . . Diseño de soldadura de filete
163
164
I-3.1
en el extremo del manguito de refuerzo en T presurizado Hot Tap . . . . .. . . .. . . . . . Combinaciones
I-4
aceptables de preparaciones para extremos de tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diseño aceptable
165
I-5
para espesores de pared desiguales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Límites de compensación debido a
166
I-6
la desalineación en juntas de espesor desigual. . . . . . . . . . . . . . . . . Detalles de fijación recomendados de
168
yo -7
169
.
.
.
las bridas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Alcance de ASME B3 1.8 Tubería de transmisión costa
.
q-1
Q-2
afuera. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Alcance de ASME B3 1.8 Tuberías de transmisión en
.
tierra. . . . .. . . . ... . . ... . . ... . . .. Alcance de ASME B3 1.8 Tuberías de
189
Q-3
distribución . . . . . . . ... . .. . . .. . .. . . . . . .. . . .. . . . Método para estimar la deformación en
190
R- 1 - 1
abolladuras. . .. . . .. . . .. . . .. . . .. . . . .. . . .. . . . . . . .
vi
188
Mesas
817. 1 . 3-1
Ensayos de tracción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Refuerzo
83 1.4.2-1
de Conexiones de Ramales Soldados, Requerimientos Especiales . . . . . . . . . . . . .
832 . 2- 1
Expansión o Contracción Térmica de Materiales de Tubería - Carbón y Baja Aleación Alta Tensión
Acero y Hierro Forjado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
832 . 5-1
Módulo de elasticidad para aceros al carbono y de baja aleación. . .. . ........ . . . . . . . . . ..
841. 1.6-1
Factor de diseño básico,F ...............................................
841 . 1.6-2
Factores de diseño para la construcción de tuberías de acero... . . .. . . .. . . ... . . .. . . .. . . .... . .
.
.
.
.
.
.
841 .1.7-1
Factor de calidad de unión de soldadura longitudinal,mi.................................. Factor de reducción
841 .1.8-1
de temperatura,T,para tubería de acero. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Requisitos de cobertura
.
841 . 1 . 11 - 1
de tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Requisitos de doblado en frío del
.
841 . 2.3-1
campo de la tubería. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
.
841 . 3.2-1
Requisitos de prueba para tuberías y líneas principales de acero que operen con tensiones circunferenciales del 30 % o más
841 . 3.3-1
Esfuerzo circunferencial máximo permisible durante una prueba de aire o gas. . . . . . . . . . . . . . . . . .
.
842. 1 . 1- 1
Tabla de selección de espesor estándar para tubería de hierro dúctil. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Valores
.
842.2.9-1
nominales para coeficientes de expansión térmica de materiales termoplásticos para tuberías.
844. 3- 1
factores de diseño,F .................................................. ..
844.3-2
Espacio libre mínimo entre contenedores y límites cercados. .. . . . . . .. . . .. . . Presión
845.2.2-1
operativa máxima permitida para tuberías o líneas principales de acero o plástico. . . . . .
845.2.3-1
Presión operativa máxima permitida para tuberías que funcionan a 100 psig (690 kPa) o
845.2.3-2
Presión operativa máxima permitida para tuberías que funcionan a menos de 100 psig
(690kPa) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
del límite elástico mínimo especificado de la tubería. . . . .. . . . .. . . . . . . .. . . . .
Más
.
.
.
.
.
.
Espesor de la pared para la ocurrencia improbable de quemado total. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
.
854. 1 - 1
Clase de ubicación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Espesor de pared
.
857.4-1
permitido para mejorar un sistema o tubería principal de alta presión de hierro dúctil . Factores
A842.2. 2-1
de diseño para tuberías costa afuera, tuberías de plataforma y elevadores de tuberías. . .... . . .
ROE de 100 ppm. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ROE de 500
ppm. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ejemplo de métrica para 100
B850. 1-3
ppm de ROE. . . .. . ... . . .. . . . .. . . .. . . .. . . .. . . .... . . Ejemplo de métrica para 500 ppm de
B850. 1-4
ROE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Límite elástico mínimo especificado para
32
32
43
43
44
44
47
49
53
54
56
67
67
69
69
851 .4.4-1
B850. 1-2
30
60
..........................................................
B850. 1-1
18
.
.
.
.
.
.
D-1
tuberías de acero de uso común en sistemas de tuberías. . Valores HOB para materiales
D-2
termoplásticos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . factor de flexibilidad,k,y factor de
E-1
intensificación del estrés,i ....................... Bridas
.
yo -1
ligeras .. . ... . . .. . . . .. . ... . . .. . . .. . . ... . . .. . . .. . . .... . . Bridas ligeras (dimensiones
.
.
.
1 -1M
métricas) . .. . . . . .. . . . . . . . . .. . . . . .. . . . . .. . . Factores de conversión comúnmente
J-1
utilizados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Lista de unidades SI para uso con código
J-2
ASME B3 1. 8 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Instrumentos de detección de fugas: tipo y uso
.
M-4-1
general. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Clasificación de Fugas y Criterios de Actuación: Grado
.
M-5.3-1
1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Clasificación de Fugas y Criterios de Actuación: Grado
.
M-5.3-2
2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Clasificación de Fugas y Criterios de Actuación: Grado
M-5.3-3
3 . . . . . . ....... . . . ..... . . . . . . .
.
.
.
.
69
88
97
101
116
131
131
131
131
144
145
147
170
171
173
175
180
182
183
183
193
Índice
viii
PREFACIO
La necesidad de un código nacional para tuberías a presión se hizo cada vez más evidente desde 1915 hasta 1925. Para satisfacer esta
necesidad, el Comité Estadounidense de Normas de Ingeniería [más tarde cambió a la Asociación Estadounidense de Normas, ahora el Instituto
Nacional Estadounidense de Normas (ANSI)] inició Proyecto B3 1 en marzo de 1926 a pedido de la Sociedad Estadounidense de Ingenieros
Mecánicos (ASME) y con la Sociedad como único patrocinador. Después de varios años de trabajo del Comité Seccional B 3 1 y sus subcomités,
se publicó una primera edición en 1935 como Código Estándar Tentativo Estadounidense para Tuberías a Presión.
En 1937 se inició una revisión de la norma provisional original. Se dedicaron varios años más de esfuerzo para garantizar la
uniformidad entre las secciones, eliminar requisitos divergentes y discrepancias, mantener el Código al tanto de los desarrollos
actuales en la técnica de soldadura, calcular los cálculos de tensión e incluir referencias a nuevas dimensiones. y normas materiales.
Durante este período, se preparó una nueva sección sobre tuberías de refrigeración en cooperación con la Sociedad Estadounidense
de Ingenieros en Refrigeración y complementó el Código Estándar Estadounidense para Refrigeración Mecánica. Este trabajo culminó
en el Código estándar estadounidense para tuberías a presión de 1942.
Los Suplementos 1 y 2 del Código de 1942, que aparecieron en 1944 y 1947, respectivamente, introdujeron nuevos estándares de
dimensiones y materiales, una nueva fórmula para el espesor de las paredes de las tuberías y requisitos más completos para las tuberías de
instrumentación y control. Poco tiempo después de que se emitiera el Código de 1942, se establecieron procedimientos para manejar consultas
que requerían una explicación o interpretación de los requisitos del Código y para publicar dichas consultas y respuestas enIngeniería Mecánica
para información de todos los interesados.
Para 1948, los aumentos continuos en la severidad de las condiciones de servicio combinados con el desarrollo de nuevos
materiales y diseños para cumplir con estos requisitos más altos justificaron cambios más extensos en el Código que los que
podrían proporcionarse solo con suplementos. La decisión fue tomada por la American Standards Association y el
patrocinador de reorganizar el comité seccional y sus diversos subcomités e invitar a los diversos organismos interesados a
reafirmar sus representantes o designar nuevos.
Debido al amplio campo involucrado, entre 30 y 40 sociedades de ingeniería diferentes, oficinas gubernamentales, asociaciones comerciales,
institutos y organizaciones similares tenían uno o más representantes en el comité seccional, además de algunos miembros generales para
representar los intereses generales. Las actividades del código se subdividieron de acuerdo con el alcance de las diversas secciones. La
dirección general de las actividades del Código recaía en los funcionarios del Comité de Normas y en un comité ejecutivo, cuyos miembros
consistían principalmente en funcionarios del Comité de Normas y presidentes de sección.
Luego de su reorganización en 1948, el Comité de Normas B3 1 realizó una revisión intensiva del Código de 1942 que
resultó en
(a)una revisión general y extensión de los requisitos para estar de acuerdo con la práctica actual
(b)la revisión de las referencias a las normas dimensionales y especificaciones de materiales existentes y la adición de
referencias a las nuevas
(C)la aclaración de requisitos ambiguos o conflictivos
Se presentó una revisión para votación con papeleta del Comité de Normas B31. Tras la aprobación por este organismo, el proyecto
fue aprobado por la organización patrocinadora y por la American Standards Association. Finalmente fue designado como un estándar
americano, con la designación B3 1 . 1 - 1951, en febrero de 1951 .
En su reunión anual del 29 de noviembre de 1951, el Comité de Normas B31 autorizó la publicación separada de una sección del
Código para Tuberías a Presión que aborda los sistemas de tuberías de transmisión y distribución de gas, para ser completada con las
partes aplicables de la Sección 2, Sistemas de Tuberías de Gas y Aire; Sección 6, Detalles de Fabricación; y Sección 7, Materiales - Sus
Especificaciones e Identificación. El propósito era proporcionar un documento integrado para las tuberías de transmisión y
distribución de gas que no requiriera referencias cruzadas con otras secciones del Código.
La primera edición de este documento integrado, conocido como Código estándar estadounidense para tuberías a presión, Sección
8, Sistemas de tuberías de transmisión y distribución de gas, se publicó en 1952 y consistió casi en su totalidad en material tomado de
las Secciones 2, 6 y 7 de la edición de 1951. del Código de Tuberías a Presión.
En 1952 se organizó un nuevo comité de sección para actualizar la Sección 8 según fuera necesario para abordar los materiales y métodos
modernos de construcción y operación.
viii
Después de una revisión por parte de los comités ejecutivo y de estándares 83 1 en 1955, se tomó la decisión de desarrollar y publicar
secciones de la industria como documentos de código separados del Código estándar estadounidense 8 3 1 para tuberías a presión. La edición
de 1955 constituyó una revisión general de la edición de 1952 con un alcance considerablemente ampliado. La experiencia adicional en la
aplicación del Código resultó en revisiones en 1958, 1963, 1966, 1967, 1968, 1969, 1975 y 1982.
En diciembre de 1978, el American National Standards Committee 831 se reorganizó como el Código ASME para tuberías a
presión, 83 1 Comité. La designación del código también se cambió a ANSI/ASME 831.
La edición de 1989 del Código fue una compilación de la edición de 1986 y los apéndices subsiguientes emitidos a la edición de
1986.
La edición de 1992 del Código fue una compilación de la edición de 1989, los tres apéndices subsiguientes y las dos erratas
especiales emitidas a la edición de 1989.
La edición de 1995 del Código fue una compilación de la edición de 1992 y los tres apéndices subsiguientes emitidos a la edición de
1992.
La edición de 1999 del Código fue una compilación de la edición de 1995 y las revisiones que se produjeron después de la emisión
de la edición de 1995.
La edición de 2003 del Código fue una compilación de la edición de 1999 y las revisiones que ocurrieron después de la emisión de la
edición de 1999.
La edición de 2007 del Código fue una compilación de la edición de 2003 y las revisiones que se produjeron después de la emisión de la
edición de 2003.
La edición de 2010 del Código fue una compilación de la edición de 2007 y las revisiones que se produjeron después de la emisión de la
edición de 2007.
La edición de 2012 del Código fue una compilación de la edición de 2010 y las revisiones que se produjeron después de la emisión de la
edición de 2010.
La edición de 2014 del Código fue una compilación de la edición de 2 0 1 2 y las revisiones que se produjeron después de la emisión de la
edición de 2012.
La edición de 2016 del Código fue una compilación de la edición de 2 0 14 y las revisiones que ocurrieron después de la emisión de la edición
de 2 0 14.
La edición de 2018 del Código fue una compilación de la edición de 2016 y las revisiones que ocurrieron desde la emisión de la
edición de 2016.
La edición 2020 del Código fue una compilación de la edición 2018 y las revisiones que ocurrieron desde la emisión de la
edición 2018.
La edición de 2022 del Código es una compilación de la edición de 2020 y las revisiones que se han producido desde la emisión de la
edición de 2020. ASME 83 1.8-2022 fue aprobado por ANSI el 17 de octubre de 2022.
ix
COMITÉ ASME 831
Código para tuberías de presión
(La siguiente es la lista del Comité al momento de la aprobación de este Código).
FUNCIONARIOS DEL COMITÉ DE NORMAS
CH Eskridge, Jr.,Silla
KA Vilminot,Vicepresidente
J. Ah,Secretario
PERSONAL DEL COMITÉ DE NORMAS
DD Anderson,Consultor
rj appleby,Consultor
KB Kaplan,Consultor
WJ Mauro,Consultor
JE Meyer,COM Smith - División Industrial
T. lunes,industrias del equipo, inc.
J. Ah,La Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos
KC Bodenhamer,Servicios de tuberías de TRC
R. Bojarczuk,Jubilado
señor braz,MRBraz y Asociados, PLLC
M. Burkhart,El Grupo Burkhart, Inc.
RD Campbell,Bechtel Energy, Inc.
J. Caylor,Caylor Ingeniería y Asociados, PLLC
JS mentón,Jubilado
DD cristiano,Victaulic
RP Deubler,Becht Ingeniería Co., Inc.
M. Engelkemier,Cargill
CH Eskridge, Jr.,Consultor
DJ Fetzner,Jubilado
Dr. Frikken,Becht Ingeniería Co., Inc.
RA Grichuk,S&B Ingenieros y Contratistas, Ltd.
RW Haupt,Tuberías de presión Engineering Associates, Inc.
GA alegre,Samshin, Ltd.
W. Olson,Ingeniería Interestatal del Golfo
DW Rahoi,Consultor
M. Rana,Consultor
R. Reamey,Turner Industries Group, LLC
MJ Rosenfeld,Soluciones de tubería RSI, LLC
JT Schmitz,Corporación de Gas del Suroeste
SK Sinha,SOCOTEC Ingeniería, Inc.
WJ Sperka,Servicios de ingeniería Sperka, Inc.
FW tártaro,Consultor
KA Vilminot,Commonwealth Associates, Inc.
P. Flenner,miembro contribuyente,Servicios de ingeniería Flenner
M. Nayyar,miembro contribuyente,LINDO
831 .8 COMITÉ EJECUTIVO
DD Anderson,Silla,Consultor
PD Stumpf,Secretario,La Sociedad Americana de Ingenieros
KG Leewis,Leewis and Associates, Inc.
MT caña,Consultor
Mecánicos
V. Romero,compañía de gas del sur de california
MJ Rosenfeld,Soluciones de tubería RSI, LLC
rj appleby,Consultor
KB Kaplan,Consultor
X
B31.8 COMITÉ DE LA SECCIÓN DE SISTEMAS DE TUBERÍAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE GAS
DD Anderson,Silla,Consultor
MJ Rosenfeld,Vicepresidente,Soluciones de tubería RSI, LLC
PD Stumpf,Secretario,La Sociedad Americana de Mecánica
V. Romero,compañía de gas del sur de california
ra schmidt,Canadoil
LC Thronson,Tecorp Internacional, PLLC
FRVolgstadt,Volgstadt y Asociados, Inc.
WJ Walsh,ES Ingeniería
Ingenieros
rj appleby,Consultor
BW Bingham,TD Williamson, Inc.
DW Wright,Servicios de tecnología de Wright, LLC
B.Albers,miembro contribuyente,Flúor
PM Dickenson,Corporación Tegre
sa fresco,Consultor
marcha RW,Consultor
mw gragg,ExxonMobil Production Co.
DW Haim,Consultor
KB Kaplan,Consultor
M. Kieba,DOT de EE. UU. - PHMSA
RW Kivela,Consultor
KG Leewis,Leewis and Associates, Inc.
DK Moore,trucha hidrodinámica, inc.
GE Ortega,Proyecto petroquímico de Ras Laffan
MT caña,Consultor
CA Bullock,miembro contribuyente,Soluciones de integridad, Ltd.
JS mentón,miembro contribuyente,Jubilado
AM Clarke,miembro contribuyente,Consultor
DJ Fetzner,miembro contribuyente,Jubilado
yo hovis,miembro contribuyente,Consultor
doctor huston,miembro contribuyente,Socios Oneok, LP
parlamentario Lamontagne,miembro contribuyente,Lamontagne Pipeline
Assessment Corp.
MJ Mechlowicz,miembro contribuyente,compañía de gas del sur de california
J.Zhou,miembro contribuyente,Oleoductos TransCanada, Ltd.
B31.8 SUBGRUPO DE DISEÑO, MATERIALES Y CONSTRUCCIÓN
MJ Rosenfeld,Silla,Soluciones de tubería RSI, LLC
KB Kaplan,Vicepresidente,Consultor
WJ Walsh,Secretario,ES Ingeniería
GE Ortega,Proyecto petroquímico de Ras Laffan
ra schmidt,Canadoil
LC Thronson,Tecorp Internacional, PLLC
B.Albers,miembro contribuyente,Flúor
A. Akmal,compañía de gas del sur de california
rj appleby,Consultor
BW Bingham,TD Williamson, Inc.
JS mentón,Jubilado
Su Majestad Al-Muslim,miembro contribuyente,Compañía petrolera de Arabia Saudita
PM Dickinson,Corporación Tegre
sa fresco,Consultor
marcha RW,Consultor
DW Haim,Consultor
M. Kieba,DOT de EE. UU. - PHMSA
ma aburrido,miembro contribuyente,DNVGL
D. Chairez,miembro contribuyente,Consultor
AM Clarke,miembro contribuyente,Consultor
Tarifa de TJ,miembro contribuyente,Consultor
DJ Fetzner,miembro contribuyente,Jubilado
RD Huriaux,miembro contribuyente,Richard D. Huriaux, PE, LLC
doctor huston,miembro contribuyente,Socios Oneok, LP
J. Mauritz,ajuste de soldadura
MJ Mechlowicz,miembro contribuyente,compañía de gas del sur de california
B31.8 SUBGRUPO DE DISTRIBUCIÓN
M. Kieba,DOT de EE. UU. - PHMSA
ek newton,compañía de gas del sur de california
FRVolgstadt,Volgstadt y Asociados, Inc.
D. Chairez,miembro contribuyente,Consultor
V. Romero,Silla,compañía de gas del sur de california
B. Tansey,Secretario,Asociación Americana de Gas
J. Elder,atmos energía corp.
sa fresco,Consultor
B31.8 SUBGRUPO DE REVISIÓN EDITORIAL
KG Leewis,Silla,Leewis and Associates, Inc.
KB Kaplan,Vicepresidente,Consultor
marcha RW,Consultor
DW Haim,Consultor
B31.8 SUBGRUPO DE PI PELINES MAR AFUERA
KK Emaba,Innovaciones GEIS
mw gragg,ExxonMobil Production Co.
KB Kaplan,Silla,Consultor
rj appleby,Consultor
R. Dotson,ADV Integridad, Inc.
xi
B31.8 SUBGRUPO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
MT caña,Silla,Consultor
RW Kivela,Secretario,Consultor
DD Anderson,Consultor
R. Dotson,ADV Integridad, Inc.
KK Emaba,Innovaciones GEIS
B. Hanna,DNV
Y. Huberto,Enbridge Pipeline, Inc.
V. Romero,compañía de gas del sur de california
D. Derrames,DOT de EE. UU.
primavera dw,El Grupo de Ingeniería de Equidad
B. Wolfe,WSB
DW Wright,Servicios de tecnología de Wright, LLC
A. Bhatia,miembro contribuyente,ROSEN Canadá, Ltd.
M. Aburrido,miembro contribuyente,DNV
CA Bullock,miembro contribuyente,Soluciones de integridad, Ltd.
M.Hovis,miembro contribuyente,Consultor
M. Lamontagne,miembro contribuyente,Lamontagne Pipeline Asset Corp.
E. Kostelka,Transferencia de energía
KG Leewis,Leewis and Associates, Inc.
C. Maier,TC Energía
DK Moore,trucha hidrodinámica, inc.
Una publicación,Consultor
B31.8 SISTEMAS DE TUBERÍAS DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE GAS
GRUPO DE TRABAJO INTERNACIONAL DE LA INDIA
BB Nallapaneni,Servicios de calidad VCS Pvt., Ltd.
vc patel,Atenea Powertech, LLP
sk pablo,Reliance Industries, Ltd.
j Sivaraman,Silla,Industrias de confianza limitada
R. Uprety,Vicepresidente,Dirección de Seguridad de la Industria Petrolera
S.Vyas,Secretario,Industrias de confianza, Ltd.
PK Chauhan,Infraestructura de tuberías, Ltd.
J. Jorge,GSPL India Transco, Ltd. (GITL)
A. Gurtu,Reliance Gas Pipelines, Ltd.
TS Kathayat,Welspun Corp., Ltd.
hv khan,Servicios de calidad VCS Pvt., Ltd.
R. Kishore,Ingenieros India, Ltd.
SP mandala,Certificación Ingenieros Internacional, Ltd.
GJ Murthy,Mahanagar Gas, Ltd.
KP Radhakrishnan,Petronet del estado de Gujarat, Ltd.
VT Randería,Gujarat Gas Co., Ltd.
RA Selvan,Gail India, Ltd.
K. Singh,KB Singh y asociados
Su Majestad Solanki,TD Williamson India Pvt., Limitado.
R. Suresh,Consultor
M. Sharma,miembro contribuyente,ASME India PVT., Ltd.
B31 .8 GRUPO DE REVISIÓN INTERNACIONAL
H. M. al-musulmán,Silla,saudí aramco
A. Esmaeili,Grupo APA
P. Feng,Petrochina Pipeline Co.
w.feng,Petrochina Pipeline Co.
BB Nallapaneni,Servicios de calidad VCS Pvt., Ltd.
W.Wu,China Petroleum Pipeline Engineering Corp.
Z. Yu,China Petroleum Pipeline Engineering Corp.
B31 COMITÉ DE FABRICACIÓN Y EXAMEN
RD Campbell,Silla,Bechtel Energy, Inc.
S. Findlan,Vicepresidente,Piedra y Webster, Inc.
U. D'Urso,Secretario,La Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos
B.Boseo,Burns y Mc Donnell
Dr. Frikken,Becht Ingeniería Co., Inc.
AD Nalbandian,Ingeniería Thielsch, Inc.
R. Reamey,Turner Industries Group, LLC
WJ Sperko,Servicios de ingeniería Sperko, Inc.
J. Sweezy, Jr.,Bureau Veritas Inspección y Seguros
P. Flenner,miembro contribuyente,Servicios de ingeniería Flenner
PM Davis,Grupo de madera EE. UU., Inc.
M. DeLong,IHI Energy Solutions, Inc.
R. Durán,Shell EE. UU.
B31 COMITÉ TÉCNICO DE MATERIALES
P. Deubler,Silla,Becht Ingeniería Co., Inc.
C.Henley,Vicepresidente,Kiewit Engineering Group, Inc.
C. Rodrigues,Secretario,La Sociedad Americana de Mecánica
L. Henderson, Jr.,Kiewit Engineering Group, Inc.
t hudson,Negro y Veatch
GA alegre,Samshin, Ltd.
CJ Melo,S&B Ingenieros y Constructores, Ltd.
K.Pham,Flúor
DW Rahoi,MCP2000
ra schmidt,Canadoil
S. Tonkins,BP Américas
DK Verma,Bechtel Energy, Inc.
Z. Djilali,miembro contribuyente,Sonatrach
Ingenieros
límites de BT,Bechtel Energy, Inc.
collins wp,Soluciones WPC, LLC
CH Eskridge, Jr.,Consultor
A. Esmaili,Grupo APA
RA Grichuk,S&B Ingenieros y Constructores, Ltd.
J. Gundlach,Tubos y tuberías sin soldadura de Michigan
aa hassan,PGESCo
M. Nayyar,miembro contribuyente,LINDO
xi
831 COMITÉ TÉCNICO DE DISEÑO MECÁNICO
M. Engelkemier,Silla,Cargill
D. Arnet,Vicepresidente,Investigación e ingeniería de ExxonMobil
R. Rahaman,Secretario,La Sociedad Americana de Mecánica
RW Haupt,Tuberías de presión Engineering Associates, Inc.
BP Holbrook,Consultor
ra leishear,Leishear Ingeniería, LLC
GD Mayers,serco, inc.
TQ McCawley,Consultor
jE. Meyer,CDM Smith - División Industrial
P.Moore,Burns y Mc Donnell
Ingenieros
GA Antaki,Becht Ingeniería Co., Inc.
R. Bethea,HOLA ! - Construcción naval de Newport News
D.jFetzner,Consultor
Fraser,Centro de Investigación Ames de la NASA
jA. Graziano,Consultor
jD. Hart,SSD, Inc
A. Paulín,Grupo de Investigación Paulín
MJ Rosenfeld,Soluciones de tubería RSI, LLC
H. Kosasayama,miembro contribuyente,JGC Corp.
XIII
CORRESPON DENCIA CON EL COMITÉ 831
General.Los estándares ASME se desarrollan y mantienen con la intención de representar el consenso de los intereses interesados.
Como tal, los usuarios de este Código pueden interactuar con el Comité solicitando interpretaciones, proponiendo revisiones o un
caso y asistiendo a las reuniones del Comité. La correspondencia debe dirigirse a:
Secretario, B3 1 Comité de Normas
La Sociedad Estadounidense de Ingenieros Mecánicos
Two Park Avenue
Nueva York, NY 10016-5990
http://go.asme.org/Inquiry
Propuesta de revisiones.Se realizan revisiones periódicas al Código para incorporar los cambios que parecen necesarios o
deseables, según lo demuestra la experiencia adquirida con la aplicación del Código. Las revisiones aprobadas se publicarán
periódicamente.
El Comité da la bienvenida a las propuestas de revisión de este Código. Dichas propuestas deben ser lo más específicas posible, citando
el(los) número(s) de párrafo, la redacción propuesta y una descripción detallada de las razones de la propuesta, incluida cualquier
documentación pertinente.
Proponiendo un Caso.Se pueden emitir casos para proporcionar reglas alternativas cuando esté justificado, para permitir la implementación temprana de
una revisión aprobada cuando la necesidad sea urgente, o para proporcionar reglas no cubiertas por las disposiciones existentes. Los casos entran en
vigencia inmediatamente después de la aprobación de ASME y se publicarán en la página web del Comité de ASME.
Las solicitudes de casos deberán proporcionar una declaración de necesidad e información de antecedentes. La solicitud debe identificar el
Código y el(los) número(s) de párrafo, figura o tabla, y estar escrita como Pregunta y Respuesta en el mismo formato que los Casos existentes.
Las Solicitudes de Casos también deben indicar la(s) edición(es) aplicable(s) del Código al que se aplica el Caso propuesto.
Interpretaciones.Previa solicitud, el Comité de Normas B 3 1 dará una interpretación de cualquier requisito del Código. Las
interpretaciones sólo pueden realizarse en respuesta a una solicitud por escrito enviada al Secretario del Comité de Normas
B3 1.
Las solicitudes de interpretación deben enviarse preferiblemente a través del Formulario de envío de interpretación en línea. Se puede
acceder al formulario en http://go.asme.org/InterpretationRequest. Al enviar el formulario, el Solicitante recibirá un correo electrónico
automático de confirmación de recepción.
Si el Solicitante no puede utilizar el formulario en línea, puede enviar la solicitud por correo al Secretario del Comité
de Normas B 3 1 a la dirección anterior. La solicitud de interpretación debe ser clara e inequívoca. Se recomienda
además que el Solicitante presente su solicitud en el siguiente formato:
Sujeto:
Cite los números de párrafo correspondientes y el tema de la consulta en una o dos
Edición:
palabras. Cite la edición aplicable del Código para el cual se solicita la interpretación.
Pregunta:
Formule la pregunta como una solicitud de interpretación de un requisito específico adecuado para
comprensión y uso general, no como una solicitud de aprobación de un diseño o situación
patentada. Proporcione una pregunta condensada y precisa, redactada de tal manera que sea
aceptable una respuesta de "sí" o "no".
Respuesta(s) propuesta(s):
Proporcione una(s) respuesta(s) propuesta(s) en forma de "Sí" o "No", con una explicación según sea necesario. Si
Información de contexto:
Proporcionar al Comité cualquier información de antecedentes que ayude al Comité a
ingresando respuestas a más de una pregunta, numere las preguntas y las respuestas.
comprensión de la consulta. El Inquirer también puede incluir cualquier plano o dibujo que sea necesario
para explicar la pregunta; sin embargo, no deben contener nombres o información de propiedad exclusiva.
Las solicitudes que no estén en el formato descrito anteriormente pueden ser reescritas en el formato apropiado por el Comité antes de ser
respondidas, lo que puede cambiar inadvertidamente la intención de la solicitud original.
xiv
Además, ASME no actúa como consultor para problemas de ingeniería específicos o para la aplicación o
comprensión general de los requisitos de la Norma. Si, con base en la información de la consulta presentada, es la
opinión del Comité que el Solicitante debe buscar asistencia, la consulta será devuelta con la recomendación de que se
obtenga dicha asistencia.
Los procedimientos de ASME prevén la reconsideración de cualquier interpretación cuando o si hay disponible información
adicional que podría afectar una interpretación. Además, las personas perjudicadas por una interpretación pueden apelar al Comité o
Subcomité ASME competente. ASME no "aprueba", "certifica", "califica" ni "respalda" ningún artículo, construcción, dispositivo
patentado o actividad.
Asistencia a las reuniones del comité.El Comité de Normas 83 1 celebra periódicamente reuniones y/o conferencias
telefónicas abiertas al público. Las personas que deseen asistir a cualquier reunión y/o conferencia telefónica deben
comunicarse con el Secretario del Comité de Normas 83 1.
XV
INTRODUCCIÓN
entre partes contratantes para utilizar otra edición, o
salvo que el órgano regulador competente imponga el
uso de otra edición o requisitos diferentes.
1General .El Código ASME para tuberías a presión consta de
muchas secciones publicadas individualmente, cada una de las cuales
es una norma nacional estadounidense. De ahora en adelante, en
esta Introducción y en el texto de esta Sección del Código, 83 1.8,
O U. S . Con esta edición, se pueden usar unidades habituales
cuando se utilice la palabra "Código" sin una identificación específica,
(USC) o unidades del Sistema Internacional (SI, también conocidas
significará esta Sección del Código.
como métricas). Las unidades tradicionales locales también pueden
El Código especifica los requisitos de ingeniería que se
consideran necesarios para el diseño y la construcción seguros
de tuberías a presión. Si bien la seguridad es la consideración
principal, este factor por sí solo no regirá necesariamente las
especificaciones finales de cualquier instalación u operación de
tuberías. El Código no es un manual de diseño. Muchas
decisiones que deben tomarse para producir una instalación de
tubería sólida y mantener la integridad del sistema durante la
operación no se especifican en detalle dentro de este Código. El
Código no reemplaza el buen juicio de ingeniería por parte de la
empresa operadora y el diseñador.
Se advierte a los usuarios de este Código que no hagan
uso de las revisiones sin asegurarse de que sean aceptables
para las autoridades de la jurisdicción donde se instalará la
tubería.
En la mayor medida posible, los requisitos del Código para el
diseño se establecen en términos de fórmulas y principios
básicos de diseño. Estos se complementan según sea necesario
con requisitos específicos para garantizar la aplicación uniforme
de los principios y para guiar la selección y aplicación de
elementos de tubería. El Código prohíbe los diseños y prácticas
que se sabe que son inseguros y contiene advertencias donde se
justifica la precaución, pero no la prohibición.
83 1, Código para tuberías a presión, que está organizado y
opera según los procedimientos de la Sociedad
Estadounidense de Ingenieros Mecánicos que han sido
acreditados por el Instituto Nacional Estadounidense de
Estándares. El Comité es continuo y mantiene todas las
Secciones del Código actualizadas con nuevos desarrollos en
materiales, construcción y prácticas industriales.
usarse para demostrar el cumplimiento de este Código. Un sistema
de unidades debe usarse consistentemente para los requisitos que se
aplican a una instalación específica. Las ecuaciones en este Código
pueden usarse con cualquier sistema de unidades consistente. Es
responsabilidad de la organización que realiza los cálculos garantizar
que se utilice un sistema coherente de unidades.
El Código está bajo la dirección del Comité ASME.
Cuando ninguna Sección del Código ASME para Tuberías a Presión
Esta Sección del Código incluye
(a)referencias a especificaciones de materiales aceptables y
cubre específicamente un sistema de tuberías, el usuario tiene la
estándares de componentes, incluidos los requisitos de
discreción de seleccionar cualquier Sección que se determine que es
propiedades mecánicas y dimensionales
de aplicación general; sin embargo, se advierte que pueden ser
conjuntos
(C)requisitos y datos para evaluar y limitar tensiones,
reacciones y movimientos asociados con presión,
cambios de temperatura y otras fuerzas
proporcionar un sistema de tuberías seguro para la aplicación
(b)requisitos para el diseño de componentes y
necesarios requisitos adicionales a la Sección elegida para
prevista. Las limitaciones técnicas de las diversas Secciones, los
requisitos legales y la posible aplicabilidad de otros Códigos o
Normas son algunos de los factores que el usuario debe considerar
(d) orientación y limitaciones en la selección y aplicación de
materiales, componentes y métodos de unión
para determinar la aplicabilidad de cualquier Sección de este Código.
tuberías
(f) requisitos para examinar, inspeccionar y probar
tuberías
2 Apéndices.Este Código contiene dos tipos de apéndices:
obligatorios y no obligatorios. Los anexos obligatorios
contienen información que el usuario necesita para llevar a
cabo un requerimiento o recomendación en el texto principal
del Código. Los apéndices no obligatorios, que están escritos
en lenguaje obligatorio, se ofrecen para su aplicación a
discreción del usuario.
(mi)requisitos para fabricar, ensamblar e instalar
(gramo)procedimientos de operación y mantenimiento que son
esenciales para la seguridad pública
(h)disposiciones para proteger las tuberías de la
corrosión externa e interna
Se pretende que esta edición de la Sección 831 del Código. 8
no ser retroactivo. La última edición emitida al menos 6 meses
antes de la fecha del contrato original para la primera fase de
actividad que cubre un sistema o sistemas de tuberías será el
documento rector, a menos que el acuerdo esté específicamente
3 Interpretaciones y revisiones.El Comité tiene
estableció un procedimiento ordenado para considerar las solicitudes
de interpretación y revisión de los requisitos del Código. Para recibir
consideración, las consultas deben hacerse por escrito y deben
proporcionar detalles completos. (VerCorrespondencia con
xvi
el Comité 8 3 1cubriendo la preparación de investigaciones
técnicas.)
fecha original del contrato o fue adoptado antes de la finalización de
la obra, y las partes contratantes acuerdan su uso.
Los materiales se enumeran en las Tablas de esfuerzo solo cuando
4 Casos.Un Caso es la forma prescrita de respuesta a una
se ha demostrado un uso suficiente en las tuberías dentro del
consulta cuando el estudio indica que la redacción del
Código necesita aclaración o cuando la respuesta modifica
los requisitos existentes del Código o otorga permiso para
usar nuevos materiales o construcciones alternativas. El
Caso se publicará el 8 3 1 . 8 P ágina del comité en http://
go.asme.org/B31committee.
alcance del Código. Los materiales pueden estar cubiertos por un
Caso. Las solicitudes de listado deberán incluir evidencia de uso
satisfactorio y datos específicos para permitir el establecimiento de
tensiones permisibles o clasificación de presión, límites de
temperatura máximos y mínimos y otras restricciones. Se pueden
encontrar criterios adicionales en las pautas para la adición de
Normalmente, un Caso se emite por un período limitado, después
nuevos materiales en el Código de recipientes a presión y calderas de
del cual puede renovarse, incorporarse al Código o dejar que
ASME, Sección II. (Para desarrollar el uso y ganar experiencia, se
caduque si no hay indicios de una mayor necesidad de los requisitos
pueden usar materiales no listados de acuerdo conparaca. 81 1.2.2.)
cubiertos por el Caso. Sin embargo, las disposiciones de un Caso
5 Fecha de vigencia.Esta edición, una vez emitida, contiene nuevas
pueden usarse después de su vencimiento o retiro, siempre que el
disposiciones del Código. Es una recopilación de la edición de 2 0 2 0
Caso haya entrado en vigencia el
y las revisiones de la edición de 2 0 2 0.
xvii
ASME 831.8-2022
RESUMEN DE CAMBIOS
Luego de la aprobación por parte del Comité ASME 83 1 y ASME, y luego de la revisión pública, ASME 83 1 .8-2022 fue aprobado por el
American National Standards Institute el 1 7 de octubre de 2022 .
A lo largo de este Código, la frase "estación(es) de alivio de presión" se ha cambiado a "estación(es) de alivio de presión" y la frase
"dispositivo(s) de alivio de presión" se ha cambiado a "dispositivo(s) de alivio de presión". ." Además, todo AP! Especificación
Los documentos a los que se hace referencia se han revisado a "AP! Spec
revisado a "AP! Estándarxxx, "dónde"
xxx
xxx
"
y todo AP! Los documentos estándar a los que se hace referencia han sido
"
es el AP! Número de especificación o estándar. Además, ASME 83 1 .8-2022 incluye lo siguiente
cambios identificados por una nota al margen, (22).
Página
Ubicación
Cambiar
1
802 . 1
( 1 ) Subpárrafo (a) revisado
(2) Nota al pie 1 revisada editorialmente
(3) Subpárrafo (b) (5) eliminado y subpárrafos subsiguientes
renumerado
2
802.2.6
Revisado
2
803. 1
(1) Definiciones dediseñadorydiseño de ingenieríaagregado
(2) Definiciones decompañía operadoraytuberíarevisado
5
804.6
Definiciones deresistencia a la tracción mínima especificada (SMTS)y
límite elástico mínimo especificado (SMYS) revisado
6
804.7.3
Subpárrafos (b) y (g) revisados
7
804.8
Título añadido
7
805. 1.3
Definicion derelación de dimensión estándar (SDR)revisado
8
805 . 2 . 1
(1) Definición deexamen HIDROSTATICOrevisado
(2) Definición deprueba neumáticaagregado
9
805.2.3
Definicion detensión del aroDefinición
9
805.2.4
revisada degubiarevisado Revisado
13
805.2.7
en su totalidad Referencias
dieciséis
814.1
actualizadas
17
816
Segundo párrafo revisado
18
817. 1 . 3
Títulos de los incisos. (c) y (d) revisado Se
20
822 . 1
agregaron los subpárrafos (c) a (t)
21
822 . 2
En la primera oración, se actualizó la referencia cruzada de la primera
22
825 . 3
cifra. Subpárrafo (b) revisado
22
825.6
Subpárrafo (c) revisado
23
826
Revisado en su totalidad
24
83 1 . 1 . 1
Revisado
25
83 1 . 1 .2
Revisado
25
83 1 . 2 . 1
Referencia para ASME 8 16.24 revisado
27
83 1 .2.4
Agregado
27
83 1 . 3 . 1
(1) En el subpárrafo. (b), última oración añadida
(2) En el subpárrafo. (c), última oración revisada
xviii
Página
Ubicación
Cambiar
28
83 1.3.7
En el subpárrafo (c), segundo párrafo revisado
28
83 1 .4.1
(1) En el subpárrafo. (c), definición dety primera oración del último
párrafo revisado
(2) Subpárrafo (e) revisado
29
83 1 .4.2
Subpárrafos (d) y (k) (l) revisado
38
840 . 1
Subpárrafo (h) agregado
41
841 . 1 . 2(d)
(1) En Precaución, tercera oración revisada
(2) En la nota, última oración revisada
44
841.1.9
Subpárrafo (a) revisado en su totalidad
46
841 . 1 . 10
(1) En el subpárrafo. (a), penúltima línea revisada
(2) En el subpárrafo. (c), tercera oración revisada
48
841.2.3
Revisado
49
Tabla 841.2. 3 - 1
Revisado
51
841 . 3 . 1
Revisado
52
841.3.2
Subpárrafo (c) revisado
53
Tabla 841.3.2-1
Notas revisadas
54
841.3.3
Última oración revisada
54
841.3.4
Subpárrafo (c) revisado
55
842 . 2
Penúltima oración añadida
57
842. 2 . 1
En la nomenclatura, las definiciones de DR, SOR ytactualizado
58
842 . 2 .4
Revisado
59
842. 2 .9(f)
Nota al pie 3 revisada
61
842. 3 .4
Subpárrafo (a) revisado
62
842.4.2
Subpárrafo (e) revisado
62
842.5
Agregado y párrafos subsiguientes redesignados En el
64
843. 2
segundo párrafo, referencia cruzada actualizada
64
843 .3.3
Revisado
sesenta y cinco
843 . 3 .4
Título y subpárrafos. (a) y (c) revisado
68
845 . 2 . 1
Subpárrafos (a) y (c) Título revisado y
72
845 . 3
subpárrafos. (a), (b) y (c) revisados
72
845.4.1
Subpárrafos (a) y (a)(4) revisados Revisado
81
850.2
84
851.4
Primero, segundo y cuarto párrafos siguientes al inc. (b}
Subpárrafos (c) (3), (c) (3) (-a), (c)(4) y (f) revisados
revisado
86
85 1.4.2
90
851 . 13
Agregado
92
852.5.1
Subpárrafo (a) revisado
104
861. 1.4
Subpárrafo (c) revisado
106
864.2.6
En el subpárrafo (b), primera referencia cruzada actualizada
1 10
A800
Revisado
112
A82 1. 2
Revisado
113
A823
Revisado
113
A826
Revisado
115
A842.1.2
Revisado
120
A843.3.4
Revisado
xix
Página
Ubicación
Cambiar
121
A847.2
Revisado
121
A847.6
Revisado
1 23
A860.2
Antiguo inciso. (b) redesignado como (e)
1 26
8802 . 1
Revisado
128
8825.6
Subpárrafo (c) revisado
128
8826
Revisado
134
Apéndice A obligatorio
Referencias actualizadas
140
Apéndice C no obligatorio
Referencias actualizadas
147
Tabla E-1
(1) En la Nota General, última oración revisada
152
F-1
Definiciones detuberculosisytrrevisado
152
F-2.1
Revisado
153
F-2.lM
Revisado
156
F-2. 2
Revisado
157
F-2.2.5
Revisado
157
F-2. 2M
Revisado
160
H-1
En el subpárrafo (c), tercera oración revisada
161
Yo-1. 2
Revisado
161
Yo-1. 3
Revisado
161
-1.4
Revisado
164
Figura I-3.1
Revisado
166
Figura I-5
Revisado
168
Figura I-6
Agregado
(2) Nota (12) revisada
169
Figura I-7
Antigua figura I-6 redesignada En la tercera
170
Cuadro I-1
columna, encabezado de columna revisado En la
171
Tabla I - lM
tercera columna, encabezado de columna revisado
185
N-7
subpárrafo (1)revisado Revisado
188
Figura Q-1
191
R-2
Primero y segundo párrafos revisados
193
Índice
Actualizado
XX
ASME 831.8-2022
Disposiciones generales y definiciones
801 GENERALIDADES
802 ALCANCE E I NTENCIÓN
801.1 Normas y especificaciones aprobadas
Alcance 802.1
Las normas y especificaciones aprobadas para su uso bajo
este Código y los nombres y direcciones de las organizaciones
No
patrocinadoras se muestran enApéndice Obligatorio
se considera factible referirse a una edición específica de cada
una de las normas y especificaciones en los párrafos individuales
del Código.
(a)Este Código cubre el diseño, fabricación, instalación,
inspección, examen y prueba de las instalaciones de tuberías
utilizadas para el transporte de gas. Este Código también cubre
los aspectos de seguridad de la operación y mantenimiento de
esas instalaciones. (VerApéndice Q obligatoriopara diagramas de
alcance.)
801.2 Uso de Normas y Especificaciones
seguridad de los gases licuados de petróleo cuando se vaporizan y se
Este Código se ocupa únicamente de ciertos aspectos de
Incorporado por referencia
utilizan como combustibles gaseosos. Todos los requisitos de NFPA
58 y NFPA 59 y de este Código relacionados con el diseño, la
Algunas normas y especificaciones citadas en Apéndice A
obligatoriose complementan con requisitos específicos en otras
partes de este Código. Se aconseja a los usuarios de este Código
que no intenten la aplicación directa de cualquiera de estos
estándares sin observar cuidadosamente la referencia del Código
a ese estándar.
construcción y la operación y el mantenimiento de las instalaciones
de tuberías se deben aplicar a los sistemas de tuberías que manejan
butano, propano o mezclas de estos gases.
(b)Este Código no se aplica a
(1) diseño y fabricación de recipientes a presión
cubiertos por el Código 8PV.1
(2) tuberías con temperaturas de metal superiores a 450 °F
Dimensiones estándar 801.3
( 2 3 2 ° C ) . (Para las consideraciones de baja temperatura, consulte
Se recomienda encarecidamente el cumplimiento de las
dimensiones del Instituto Nacional Estadounidense de
Estándares (ANSI) siempre que sea posible. Sin embargo, los
párrafos o anotaciones que especifiquen estas y otras normas
dimensionales en este Código no serán obligatorios, siempre
que se sustituyan por otros diseños de al menos la misma
resistencia y estanqueidad, capaces de soportar los mismos
requisitos de prueba.
sección 8 1 2.)
(3) tubería más allá de la salida del medidor del cliente
conjunto conjunto. (Consulte ANSI Z223 . 1/NFPA 54).
(4)tuberías en refinerías de petróleo o extracción de gasolina natural
plantas de procesamiento de gas, tuberías de plantas de tratamiento de gas que
no sean las tuberías principales de corriente de gas en deshidratación y todas las
demás plantas de procesamiento instaladas como parte de un sistema de
transmisión de gas, plantas de fabricación de gas, plantas industriales o minas.
(Consulte otras secciones aplicables del Código ASME para tuberías a presión, 83
801.4 Unidades de medida
1).
(Ensambles de cabeza de pozo SJ, incluidas válvulas de control, líneas de
Este Código establece valores en unidades USC y SI. Dentro del
flujo entre la cabeza de pozo y la trampa o el separador, tubería de instalaciones
texto, las unidades SI se muestran entre paréntesis o en tablas
separadas. Los valores establecidos en cada sistema no son
de producción de plataformas marinas, o revestimiento y tubería en pozos de
equivalentes exactos; por lo tanto, cada sistema de unidades debe
gas o petróleo. (Para tuberías de instalaciones de producción de plataformas
usarse independientemente del otro. Cuando se proporcionen
marinas, consulte AP! RP 14E. )
(6)el diseño y fabricación de artículos propios
de equipos, aparatos o instrumentos.
ecuaciones separadas para unidades USC y SI, esas ecuaciones se
ejecutarán usando variables en las unidades asociadas con la
(7)el diseño y fabricación de intercambiadores de calor.
ecuación específica. Los resultados obtenidos de la ejecución de estas
(Consulte el TEMA apropiado2estándar.)
ecuaciones pueden convertirse a otras unidades.
(8)sistemas de tuberías de transporte de petróleo líquido.
Cuando sea necesario convertir de un sistema de unidades a
otro, la conversión debe hacerse redondeando los valores al
número de dígitos significativos de precisión implícita en el valor
inicial, pero a no menos de cuatro dígitos significativos para usar
en los cálculos. Para conocer los factores utilizados en la
conversión de unidades USC a unidades SI, consulteApéndice J
no obligatorio.
(Consulte ASME 83 1.4.)
(9) sistemas de tuberías de transporte de lodos líquidos.
(Consulte ASME 83 1 .4.)
1Las referencias al Código BPV aquí y en todo este Código se refieren al Código ASME
para calderas y recipientes a presión.
2Asociación de fabricantes de intercambiadores tubulares, 25 North Broadway,
Tarrytown, NY 10591.
1
(22)
ASME 831.8-2022
dispositivos de seguridad y prácticas de trabajo seguras no
(1 0)sistemas de tuberías de transporte de dióxido de carbono.
(Consulte ASME 83 1 .4.)
pretenden ser suplantadas por este Código.
(1 1)Sistemas de tuberías de gas natural licuado. (Referirse a
802.2.4Aplicaciones retroactivas.no está destinado
NFPA 59A y ASME 83 1 . 3 .)
que este Código se aplique retroactivamente a aspectos de las
(12)Sistemas de tuberías criogénicas. (Consulte ASM E
instalaciones existentes como el diseño, la fabricación, la instalación y
83 1.3.)
las pruebas en el momento de la construcción. Además, no se
(1 3) sistemas de tuberías de hidrógeno. (Consulte ASM E
pretende que este Código se aplique retroactivamente a las
83 1 . 12 .)
presiones operativas establecidas de las instalaciones existentes,
excepto lo dispuesto enCapítulo V.
802.2 Intento
802.2.5Aplicación a Instalaciones Existentes.Provisiones
de este Código será aplicable a los procedimientos de operación
802.2.1Adecuación para condiciones normales.Allá
Los requisitos de este Código son adecuados para la seguridad bajo
y mantenimiento de las instalaciones existentes, y cuando se
las condiciones usuales que se encuentran en la industria del gas. No
actualicen las instalaciones existentes.
se pueden proporcionar específicamente los requisitos para todas las
condiciones inusuales, ni se prescriben todos los detalles de
802.2.6Cualificación de los que realizan la inspección
ciones o exámenes.Las personas que realicen inspecciones o
ingeniería y construcción; por lo tanto, las actividades que involucren
el diseño, construcción, operación o mantenimiento de tuberías de
(22)
exámenes deberán estar calificadas por capacitación y/o
experiencia para implementar los requisitos y
recomendaciones aplicables de este Código.
transmisión, recolección o distribución de gas deben llevarse a cabo
utilizando personal de supervisión que tenga la experiencia o el
conocimiento para tomar las medidas adecuadas para tales
802.2.7Más información.Para mayor información
sobre la integridad de la tubería, consulte el suplemento no
obligatorio ASME 83 1.SS.
condiciones inusuales y detalles específicos de ingeniería y
construcción. Todo el trabajo realizado dentro del alcance de este
Código deberá cumplir o superar los estándares de seguridad
expresados o implícitos en este documento.
802.3 Transmisión de gas en alta mar
802.2.2Análisis más completo.El Código en general
especifica un enfoque simplificado para muchos de sus
requisitos.
VerCapítulo VIIIpara conocer los requisitos adicionales y las
definiciones aplicables a los sistemas de transmisión de gas en alta mar.
(a)Para el diseño y la construcción, un diseñador puede
optar por utilizar un análisis más riguroso para desarrollar
los requisitos de diseño y construcción. Cuando el diseñador
decida adoptar este enfoque, deberá proporcionar a la
empresa operadora detalles y cálculos que demuestren que
el diseño, la construcción, el examen y las pruebas son
consistentes con los criterios de este Código. Estos detalles
serán adecuados para que la empresa operadora verifique la
validez de la aproximación y deberán ser aprobados por la
empresa operadora. Los detalles se documentarán en el
diseño de ingeniería.
803 DEFINICIONES DE SISTEMAS DE TUBERÍAS
803.l Términos generales y definiciones
dióxido de carbono:un gas pesado e incoloro que no favorece la
combustión, se disuelve en agua para formar ácido carbónico, y se
encuentra en algunas corrientes de gas natural.
diseñador:la persona u organización responsable del
diseño de ingeniería.
diseño de ingeniería:todas las especificaciones de diseño, dibujos
y documentos de respaldo necesarios para describir una tubería
o un sistema de tubería de manera que cumpla con los
requisitos a los que se aplicará de conformidad con el Código.
(b)Para la operación y el mantenimiento, una empresa
operadora puede optar por utilizar un análisis más riguroso para
desarrollar los requisitos de operación y mantenimiento. Cuando
la empresa operadora decida adoptar este enfoque, la empresa
operadora deberá proporcionar detalles y cálculos que
demuestren que tales prácticas alternativas son consistentes con
los objetivos de este Código. Los detalles se documentarán en
los registros operativos y se conservarán durante la vida útil de
la instalación.
ambiente:el entorno o las condiciones (físicas, químicas,
mecánicas) en las que existe un material.
gas:tal como se utiliza en este Código, cualquier vapor de
hidrocarburo o mezcla de vapores de hidrocarburos adecuados para
su uso como combustible doméstico o industrial o materia prima de
proceso, o para procesos que se conviertan en ellos, y que se
802.2.3Seguridad.Este Código se ocupa de
transmitan o distribuyan al usuario a través de un sistema de
(a)seguridad del público en general.
tuberías. Los tipos comunes son el gas natural, el gas manufacturado
(b)seguridad de los empleados en la medida en que se vea afectada por
y el gas licuado de petróleo distribuido como vapor, con o sin la
el diseño básico, la calidad de los materiales y la mano de obra, y los
mezcla de otros componentes.
requisitos para las pruebas, operaciones y mantenimiento de las
instalaciones de transmisión y distribución de gas. Los procedimientos de
seguridad industrial existentes relacionados con las áreas de trabajo,
2
(22)
ASME 831.8-2022
grifos calientes:Conexiones de tuberías secundarias hechas a tuberías
bóveda:una estructura subterránea a la que se puede ingresar y que
en operación, líneas principales u otras instalaciones mientras están
está diseñada para contener tuberías y componentes de tuberías
en operación. La tubería de derivación se conecta a la línea de
(como válvulas o reguladores de presión).
operación y la línea de operación se toma mientras está bajo presión.
803.2 Sistemas de tuberías
gas natural licuado:gas natural licuado por refrigeración o
componente:un artículo o elemento individual instalado en
línea con la tubería en un sistema de tuberías, como, entre
otros, válvulas, codos, tes, bridas y cierres.
presión.
gases licuados del petróleo (GLP):compuesto
predominantemente de los siguientes hidrocarburos (ya sea
solos o como mezclas): butano (butano normal o isobuteno),
butileno (incluidos los isómeros), propano, propileno y etano. El
GLP se puede almacenar como líquido bajo presiones de caudal
moderado [aproximadamente 80 psig (550 kPa) a 250 psig (1 720
kPa)] a temperatura ambiente.
instalación de tubería:tuberías nuevas y existentes, derechos
especificación enumerada:una especificación enumerada enApéndice
sección de tubería:un tramo continuo de tubería entre estaciones
componente de tubería:vercomponente.
de paso y cualquier equipo, instalación o edificio utilizado en
el transporte de gas o en el tratamiento de gas durante el
curso del transporte.
Obligatorio
compresoras adyacentes, entre una estación compresora y una
válvula de bloqueo, o entre válvulas de bloqueo adyacentes.
compañía operadora:tal como se usa en este Código, es el
individuo, sociedad, corporación, agencia pública, propietario,
agente u otra entidad responsable del diseño, construcción,
inspección, examen, prueba, operación y mantenimiento de las
instalaciones de tuberías.
segmento:una longitud de tubería o parte del sistema que tiene
características únicas en una ubicación geográfica específica.
campo de almacenamiento:un campo geográfico que contiene un pozo
o pozos que se completan y dedican al almacenamiento subterráneo
operador:vercompañía operadora.
de grandes cantidades de gas para su posterior recuperación,
invasión paralela:como se usa en este Código, es la parte de la ruta de
transmisión y uso final.
una tubería o tubería principal que se encuentra dentro, corre en una
línea de transmisión:un segmento de tubería instalado en un sistema de
dirección generalmente paralela y no necesariamente cruza los
transmisión o entre campos de almacenamiento.
derechos de paso de un camino, calle, carretera o vía férrea .
sistema de transmisión:uno o más segmentos de tubería, generalmente
interconectados para formar una red, que transporta gas desde un sistema de
petróleo:petróleo crudo, condensado, gasolina natural, líquidos
recolección, la salida de una planta de procesamiento de gas o un campo de
de gas natural, gas de petróleo licuado y productos de petróleo
líquido.
sistema de distribución de gas de gran tamaño. cliente de volumen, u otro
tubería:todas las partes de las instalaciones físicas a través de las cuales se
campo de almacenamiento.
almacenamiento hasta un sistema de distribución de alta o baja presión, un
mueve el gas en el transporte, incluidas las tuberías, válvulas, accesorios,
bridas (incluidos los pernos y las juntas), los reguladores, los recipientes a
803.3 Sistemas de distribución
presión, los amortiguadores de pulsaciones, las válvulas de alivio, los
distribución principal:un segmento de tubería en un sistema de distribución
accesorios conectados a las tuberías, las unidades compresoras, las
instalado para transportar gas a líneas de servicio individuales u otras
instalaciones de medición , estaciones reguladoras de presión, estaciones
tuberías principales.
limitadoras de presión, estaciones de alivio de presión y conjuntos
principal de gas:verdistribución principal.
fabricados. Se incluyen dentro de esta definición las líneas de transmisión
línea de servicio de gas:la tubería instalada entre una tubería principal,
y recolección de gas, que transportan el gas desde las instalaciones de
una tubería u otra fuente de suministro y el conjunto del medidor.
producción hasta las ubicaciones en tierra, y el equipo de almacenamiento
de gas del tipo de tubería cerrada que está fabricado o forjado a partir de
[Verparaca. 802 . (b)(3).]
tubería o fabricado a partir de tubería y accesorios.
sistema de distribución de alta presión:un sistema de tuberías de
distribución de gas que opera a una presión superior a la
presión de servicio estándar entregada al cliente. En tal sistema,
se requiere un regulador de servicio en cada línea de servicio
para controlar la presión entregada al cliente.
sistema de tuberías:ya sea toda la infraestructura de tuberías del
operador o grandes porciones de esa infraestructura que tienen
puntos de partida y parada definibles.
sistema de distribución de baja presión:un sistema de tuberías de
derechos de paso privados:como se usa en este Código, son derechos de paso
distribución de gas en el que la presión del gas en las líneas principales y
que no están ubicados en carreteras, calles o carreteras utilizadas por el público,
de servicio es sustancialmente la misma que la que se entrega a los
o en derechos de paso de ferrocarril.
electrodomésticos del cliente. En tal sistema, no se requiere un regulador
sistema:versistema de tuberías
de servicio en las líneas de servicio individuales.
transporte de gas:recolección, transmisión o distribución de
gas por tubería o almacenamiento de gas.
3
ASME 831.8-2022
montaje del juego de medidores:la tubería y los accesorios instalados
803.4 Sistemas de recolección
para conectar el lado de entrada del medidor a la línea de servicio de
línea de almacenamiento de gas:una tubería utilizada para transportar gas
gas y el lado de salida del medidor a la línea de combustible del
entre una estación compresora y un pozo de gas utilizado para almacenar
cliente.
gas bajo tierra.
regulador de vigilancia:un regulador de presión instalado en
serie con otro regulador de presión que automáticamente
asume el control de la presión aguas abajo de la estación, en
caso de que la presión supere un máximo establecido.
línea de reunión:un segmento de tubería instalado en un sistema de
recolección.
sistema de recogida:uno o más segmentos de tubería,
generalmente interconectados para formar una red, que
cumple uno o más de los siguientes criterios:
estación limitadora de presión:consiste en un equipo que bajo
condiciones anormales actuará para reducir, restringir o cerrar el
suministro de gas que fluye hacia un sistema para evitar que la
presión del gas exceda un valor predeterminado. Mientras
prevalecen las condiciones normales de presión, la estación
limitadora de presión puede ejercer algún grado de control del
flujo del gas o puede permanecer en la posición completamente
abierta. Se incluyen en la estación las tuberías y dispositivos
auxiliares, tales como válvulas, instrumentos de control, líneas de
control, el recinto y el equipo de ventilación, instalados de
acuerdo con los requisitos pertinentes de este Código.
(a)transporta gas desde una o más instalaciones de producción hasta la
entrada de una planta de procesamiento de gas. Si no existe una planta de
procesamiento de gas, el gas se transporta hasta el punto más aguas
abajo de uno de los siguientes:
(1) el punto de transferencia de custodia de gas adecuado para
entrega a un sistema de distribución
(2)el punto donde la acumulación y preparación de
se ha completado el gas de campos de producción geográficos
separados en una proximidad razonable
(b}transporta gas dentro del sistema de recolección para usos de
estación de regulación de presión:c onsiste en equipos
producción o recolección, como gas combustible para compresores,
instalados para reducir y regular automáticamente la
presión en la tubería o tubería principal aguas abajo a la que
está conectada. Se incluyen las tuberías y los dispositivos
auxiliares, como válvulas, instrumentos de control, líneas de
control, el recinto y el equipo de ventilación.
levantamiento artificial por gas, calefacción u otros procesos, cuya fuente
se encuentra dentro del sistema de recolección (es decir, aguas arriba de
un sistema de transmisión).
(C)está en conformidad con la definición de líneas de
recolección en tierra como se define en AP! RP 8 0 . Referirse
a Obligatorio Apéndice Q, Figuras Q-1yQ-2para aclaraciones
adicionales.
estación de alivio de presión:consiste en un equipo instalado
para ventilar el gas de un sistema que se protege para evitar que
la presión del gas exceda un límite predeterminado. El gas se
puede ventilar a la atmósfera o a un sistema de menor presión
capaz de absorber con seguridad el gas que se está
descargando. Se incluyen en la estación las tuberías y
dispositivos auxiliares, tales como válvulas, instrumentos de
control, líneas de control, el recinto y el equipo de ventilación,
instalados de acuerdo con los requisitos pertinentes de este
Código.
803.5 Sistemas Misceláneos
tubería de control:todas las tuberías, válvulas y accesorios utilizados para
interconectar aparatos de control de aire, gas o accionados
hidráulicamente o transmisores y receptores de instrumentos.
planta de procesamiento de gas:una instalación utilizada para extraer
productos comerciales del gas.
tubería de instrumentos:todas las tuberías, válvulas y accesorios
regulador de servicio:un regulador instalado en una línea de
servicio de gas para controlar la presión del gas entregado al
cliente.
utilizados para conectar instrumentos a tuberías principales, a otros
instrumentos y aparatos, o a equipos de medición.
planta de producción:tuberías o equipos utilizados en la producción,
extracción, recuperación, levantamiento, estabilización, separación,
803.7 Válvulas
tratamiento, medición asociada, compresión de campo,
válvula de bloqueo:una válvula instalada para bloquear o detener el flujo de gas en una
levantamiento por gas, inyección de gas o suministro de gas
tubería.
combustible. Las tuberías o equipos de las instalaciones de
producción deben usarse para extraer líquidos de petróleo o gas
la válvula de retención:una válvula diseñada para permitir el flujo en
natural del suelo y prepararlos para el transporte por tubería.
una dirección y cerrarse automáticamente para evitar el flujo en la
dirección opuesta.
tubería de muestra:todas las tuberías, válvulas y accesorios utilizados para
recolectar muestras de gas, vapor, agua o aceite.
válvula de bordillo:una válvula de cierre instalada debajo del nivel del suelo
803.6 Medidores, reguladores y estaciones de alivio de presión
través de una caja de bordillo o tubería vertical, y operable con una llave
en una línea de servicio en o cerca de la línea de la propiedad, accesible a
extraíble para cerrar el suministro de gas a un edificio. Esta válvula
también se conoce comocierre de bordilloofrenar la polla.
contador del cliente:un medidor que mide el gas entregado a
un cliente para consumo en las instalaciones del cliente.
4
ASME 831.8-2022
válvula de exceso de flujo:una válvula diseñada para detener o limitar
804.3 Términos generales y definiciones
automáticamente el flujo en una línea de servicio de gas cuando el
contenedor de tubería:una estructura hermética al gas ensamblada en un taller o
flujo de gas excede el flujo máximo anticipado durante las
en el campo a partir de tuberías y cierres de extremos.
operaciones normales.
elementos de propiedad:artículos fabricados y comercializados por una
válvula de línea de servicio:una válvula de cierre fácilmente operable y
empresa que tiene el derecho exclusivo o restringido de fabricarlos y
accesible para cerrar el paso del gas a la línea de combustible del cliente.
venderlos.
La válvula de cierre debe ubicarse en la línea de servicio delante del
regulador de servicio o delante del medidor, si no se proporciona un
804.4 Términos y definiciones de tuberías
regulador. La válvula también se conoce como cierre de línea de servicio,
tubería expandida en frío:tubería sin costura o soldada que se forma y luego se
grifo de línea de servicio o parada de medidor.
expande en frío mientras se encuentra en la fábrica de tuberías para que la
válvula de parada:verválvula de bloqueo.
circunferencia se incremente permanentemente en al menos un 0,50%.
inglete:dos o más secciones rectas de tubería emparejadas y
803.8 Equipo de almacenamiento de gas
unidas en una línea que biseca el ángulo de unión para
producir un cambio de dirección.
botella:tal como se usa en este Código, es una estructura hermética al gas
completamente fabricada de tubería con cierres de extremos estirados,
tubo:un producto tubular, incluidos los tubos, fabricado para la venta como
forjados o girados integralmente y probada en la planta del fabricante.
artículo de producción, utilizado principalmente para transportar un fluido
y, a veces, para almacenamiento. Los cilindros formados a partir de placas
soporte tipo botella:cualquier botella o grupo de botellas
durante la fabricación de equipos auxiliares no son tuberías según se
interconectadas instaladas en un lugar y utilizadas únicamente para
define en este documento.
almacenar gas.
soporte tipo tubo:cualquier contenedor de tubería o grupo de contenedores
804.5 Términos y definiciones dimensionales
de tubería interconectados instalados en un lugar y utilizados únicamente
diámetro:el diámetro exterior de la tubería tal como se produjo o
para almacenar gas.
se especi ficó, que no debe confundirse con el NPS (DN)
adimensional. Por ejemplo, la tubería NPS 12 (DN 300) tiene un
diámetro exterior especificado de 12 . 750 pulg. (323,85 mm),
NPS 8 (DN 200) tiene un diámetro exterior especificado de 8 .
625 pulg. (2 19,08 mm) y la tubería NPS 24 (DN 600) tiene un
diámetro exterior especificado de 24 000 pulg. (609,90 mm) .
804 DEFINICIONES DE LOS COMPONENTES DE LOS SISTEMAS DE TUBERÍAS
804.1 Términos y definiciones de plástico
plástico [sustantivo]:un material que contiene como ingrediente
esencial una sustancia orgánica de peso molecular alto a ultra alto,
diámetro nominal (DN):un designador adimensional de tubería.
es sólido en su estado terminado y en alguna etapa de su fabricación
Indica un tamaño de tubería estándar cuando va seguido del
número apropiado [p. ej., NPS 1 1/2 (DN 40), NPS 1 2 (DN 300)].
Consulte ASME 836.lOM, página 1 para obtener información
adicional sobre NPS.
o procesamiento puede ser moldeado por flujo. Los dos tipos
generales de plástico a los que se hace referencia en este Código son
los termoplásticos y los termoendurecibles.
termoplástico:un plástico que es capaz de ablandarse repetidamente
longitud:un trozo de tubería de la longitud entregada desde el molino.
por el aumento de la temperatura y endurecerse por la disminución
Cada pieza se llama longitud, independientemente de su dimensión real.
de la temperatura.
Esto a veces se llama articulación, pero se prefiere la longitud.
plástico termoestable:plástico que es capaz de convertirse
diámetro exterior nominal:verdiámetro. tamaño nominal de
en un producto sustancialmente infusible o insoluble
cuando se cura bajo la aplicación de calor o medios
químicos.
la tubería (NPS):verdiámetro nominal (DN).
espesor de pared nominal, t:el espesor de la pared calculado por o
utilizado en la ecuación de diseño enparaca. 841 . 1 . 1oparaca. A842 .
804.2 Términos y definiciones de hierro
2 . 2 (un). De acuerdo con este Código, la tubería se puede ordenar
hierro fundido:se aplicará al hierro fundido gris, es decir, un material
con este espesor de pared calculado sin agregar tolerancia para
compensar la tolerancia de espesor inferior permitida en las
ferroso fundido en el que la mayor parte del contenido de carbono se
especificaciones aprobadas.
presenta como carbono libre en forma de escamas dispersas por
todo el metal.
804.6 Propiedades Mecánicas
hierro dúctil:a veces llamado hierro nodular, un material ferroso
alargamiento mínimo especificado:el alargamiento mínimo
fundido en el que el grafito libre presente tiene forma esferoidal,
en lugar de forma de escamas. Las propiedades deseables del
hierro dúctil se logran mediante la química y un tratamiento
térmico de ferritización de las piezas fundidas.
(expresado en porcentaje de la longitud de referencia) en la
tracción espécimen de prueba, prescrito por las especificaciones
bajo las cuales se compra el material al fabricante.
5
(22)
ASME 831.8-2022
resistencia a la tracción mínima especificada {SMTS):expresada en
Elemento
Porcentaje
libras por pulgada cuadrada (megapascales), la resistencia
mínima a la tracción prescrita por la especificación bajo la cual se
compra el material al fabricante.
Cobre
Manganeso
1.65
límite elástico mínimo especificado {SMYS):expresado en
Silicio
0,60
libras por pulgada cuadrada (megapascales), el límite
elástico mínimo prescrito por la especificación bajo la
cual se compra el material al fabricante.
0,60
o
(b)se especifica o requiere un rango definido o una cantidad
mínima definida de cualquiera de los siguientes elementos dentro de
resistencia a la tracción:expresado en libras por pulgada cuadrada
los límites del campo reconocido de los aceros aleados para la
(megapascales), el esfuerzo de tracción unitario más alto (referido a
construcción:
la sección transversal original) que un material puede soportar antes
(1) aluminio
(2)boro
(3)cromo (hasta 3,99%)
(4)cobalto
[SJcolumbio
(6)molibdeno
(7)níquel
(8)titanio
de fallar.
límite elástico:expresada en libras por pulgada cuadrada (megapascales),
la resistencia a la que un material exhibe una deformación permanente
límite específica o produce un alargamiento total específico bajo carga. El
conjunto límite especificado o elongación generalmente se expresa como
un porcentaje de la longitud de referencia. Sus valores se especifican en
las diversas especificaciones de materiales aceptables según este Código.
(9)tungsteno
(10) vanadio
{11)circonio
804.7 Tubería de acero
(12)cualquier otro elemento de aleación añadido para obtener una
804.7.lAcero carbono.3Por costumbre común, el acero
se considera acero al carbono cuando no se especifica o
requiere un contenido mínimo de aluminio, boro, cromo,
cobalto, molibdeno, níquel, niobio, titanio, tungsteno,
vanadio, circonio o cualquier otro. otro elemento
añadido para obtener un efecto de aleación deseado;
cuando el mínimo especificado para el cobre no exceda
del 0,40%; o cuando el contenido máximo señalado para
alguno de los siguientes elementos no exceda de los
siguientes porcentajes:
Elemento
Cobre
efecto de aleación deseado
Pequeñas cantidades de ciertos elementos están
inevitablemente presentes en los aceros aleados. En muchas
aplicaciones, estos no se consideran importantes y no se
especifican ni se requieren. Cuando no se especifiquen o exijan,
no deberán exceder de las siguientes cantidades:
Elemento
Porcentaje
0,60
Manganeso
1.65
Silicio
0,60
Porcentaje
Cromo
0.20
Cobre
0.35
Molibdeno
0.06
Níquel
0.25
804.7.3Procesos de Fabricación de Tuberías.Tipos y
los nombres de las uniones soldadas se usan aquí de acuerdo con su uso
En todos los aceros al carbono, a veces se encuentran
pequeñas cantidades de ciertos elementos residuales
inevitablemente retenidos de las materias primas, pero no
se especifican ni requieren, como cobre, níquel, molibdeno,
cromo, etc. Estos elementos se consideran incidentales y
normalmente no se determinan o informado.
común según se define en AP! Especificaciones SL o AWS A3.0 o como se
define específicamente de la siguiente manera:
(a) Tubería de soldadura combinada (COW):tubería que tiene una o dos
costuras rectas o una costura helicoidal, producida por una combinación
de soldadura por arco metálico con gas y arco sumergido en la que el
cordón de soldadura por arco metálico con gas no se elimina por completo
mediante los pases de soldadura por arco sumergido. ¡Una especificación
804.7.2Aleación de acero.4Por costumbre común, el acero es
típica es AP! Especificaciones SL.
se considera acero aleado cuando
[a)el máximo del rango dado para el contenido de
elementos de aleación excede uno o más de los siguientes
límites:
(b) tubería soldada por fusión eléctrica [EFW]:Tubo fabricado con
una o dos juntas a tope rectas o una junta a tope helicoidal en la
que se produce coalescencia en el tubo preformado mediante
soldadura manual o automática por arco eléctrico. La soldadura
se puede hacer soldando desde un lado o ambos lados de la
unión y se puede hacer con o sin la adición de metal de aporte.
Las especificaciones típicas son ASTM A134 y ASTM A1 39, que
permiten soldaduras simples o dobles con o sin el uso de metal
de relleno. ASTM A6 7 1 , ASTM A672 y ASTM A69 1 requieren
soldadura de ambos
3Demanual de productos de acero,Sección6,American Iron and Steel
Institute, agosto de 1952, págs. 5 y 6.
4
Demanual de productos de acero,Sección6,Instituto Americano del Hierro y
el Acero, enero de 1952, págs.6y7.
6
(22)
ASME 831.8-2022
lados de la junta y el uso de metal de aporte. La tubería soldada
por fusión eléctrica más común es la tubería soldada por arco
sumergido (SAW), que se describe en(gramo), y se puede
encontrar en ASTM A 1 3 4, ASTM A 1 39 , ASTM A 3 8 1 , ASTM
A671, ASTM A672, ASTM A691 y AP! Especificaciones SL.
Informe de investigación de ASME, C RTD vol.43,"Historia de la fabricación de tuberías de
conducción en América del Norte".
804.8 Tubería de plástico
(22)
Para tubo de plástico, consulteparaca. años 80 1.3.
(c) tubería soldada por inducción eléctrica (EW):tubería que tiene una
costura longitudinal (recta o helicoidal) producida por soldadura
805 DISEÑO, FABRICACIÓN, OPERACIÓN Y
eléctrica de baja o alta frecuencia. El proceso de formación de una
TÉRMINOS Y DEFINICIONES DE LA PRUEBA
costura se realiza mediante soldadura por resistencia eléctrica, en la
que los bordes que se van a soldar se presionan mecánicamente
805.1 generales
entre sí y el calor para soldar se genera mediante la resistencia al
805.1.lÁrea
flujo de corriente eléctrica aplicada por inducción (sin contacto
eléctrico) o conducción. . ¡Las especificaciones típicas son ASTM AS3,
ubicación de la clase:un área geográfica a lo largo de la tubería
ASTM A13S, ASTM A333 y AP! Especificaciones SL.
clasificada de acuerdo con el número y la proximidad de los edificios
(1)tubería soldada por alta frecuencia (HFW):tubo EW
previstos para la ocupación humana y otras características que se
producido con una frecuencia de corriente de soldadura igual o
consideran cuando se prescriben factores de diseño para la
superior a 70 kHz como se indica en AP! Especificaciones SL.
construcción, presiones operativas y métodos de prueba de tuberías
(2)tubería soldada de baja frecuencia (LFW):tubo EW
y tuberías principales ubicadas en el área y aplicando ciertas
producido con una frecuencia de corriente de soldadura inferior a 70 kHz
condiciones operativas. y requisitos de mantenimiento.
como se indica en AP! Especificaciones SL.
clase de ubicación:verubicación de la clase.
NOTA:360Hz había sido un límite superior común para la tubería
LFW fabricada antes de1980.
derecho de vía (ROW):una franja de tierra en la que se construyen
tuberías, vías férreas, líneas eléctricas, carreteras, autopistas y
otras instalaciones similares. El acuerdo ROW garantiza el
derecho a traspasar la propiedad de otros. Los acuerdos de ROW
generalmente permiten el derecho de entrada y salida para la
operación y el mantenimiento de la instalación y la instalación de
la instalación. El ancho del derecho de vía puede variar según los
requisitos de construcción y mantenimiento del operador de la
instalación y, por lo general, se determina con base en la
negociación con el propietario del terreno afectado por acción
legal o por la autoridad que otorga el permiso.
(d) tubería soldada por resistencia eléctrica (EW o ERW):ver tubería
soldada por inducción eléctrica (EW).
(e) tubería de soldadura continua (CW) soldada a tope en horno:
tubería soldada en horno producida en tramos continuos a partir de
chapa enrollada y posteriormente cortada en tramos individuales. La
unión a tope longitudinal de la tubería se suelda por forja mediante
la presión mecánica desarrollada al hacer rodar el armazón formado
en caliente a través de un conjunto de rodillos de soldadura de paso
redondo. ¡Las especificaciones típicas son ASTM AS3 y AP!
Especificaciones SL.
(f) tubería sin costura (SMLS):tubería sin costura soldada, producida
805.1.2Términos y definiciones de investigación de fugas.
por un proceso de formación en caliente, al que puede seguir un
Para conocer las definiciones de los términos de investigación de los criterios de control
dimensionamiento en frío, un acabado en frío y/o un tratamiento
de fugas de gas, consulteApéndice M no obligatorio.
térmico para producir la forma, las dimensiones y las propiedades
805.1.3Términos y definiciones de plástico
deseadas. ¡Las especificaciones típicas son ASTM AS 3 , ASTM A 1 0 6,
ASTM A333 y AP! Especificaciones SL.
unión adhesiva:una unión hecha en tubería de plástico mediante el
(g) tubería soldada por arco sumergido (SAW):Tubería que ha
sido soldada desde un lado o desde ambos lados de una
junta de soldadura utilizando el proceso de soldadura por
arco sumergido. La tubería puede tener una o dos costuras
rectas o una costura helicoidal. Cuando se suelda desde
ambos lados, a veces se la denomina tubería soldada por
arco sumergido doble (OSAW). El proceso SAW produce
fusión y coalescencia de metales calentándolos con un arco
o arcos entre uno o más electrodos consumibles de metal
desnudo y el trabajo, donde el arco y el metal fundido están
protegidos por una capa de flujo granular. No se usa presión
y parte o todo el metal de aporte se obtiene de los
electrodos. Las especificaciones típicas son ASTM A134,
ASTM A1 39, ASTM A381, ASTM A67 1, ASTM A672, ASTM
A691 y AP. Especificaciones SL.
uso de una sustancia adhesiva que forma una unión continua entre
las superficies de contacto sin disolver ninguna de ellas.
relación de dimensión (DR):la relación entre el diámetro exterior de la
tubería y espesor de pared de tubería termoplástica. Se calcula
dividiendo el diámetro exterior especificado de la tubería por el
espesor de pared mínimo especificado.
unión por termofusión:una junta hecha en tubería termoplástica
calentando las partes lo suficiente para permitir la fusión de los
materiales cuando las partes se presionan juntas.
base de diseño hidrostático (HDB):uno de una serie de valores
de tensión establecidos (especificados en ASTM 0 2 8 3 7)
para un compuesto plástico obtenido al categorizar la
resistencia hidrostática a largo plazo determinada de
acuerdo con ASTM 02837. ¡Los HOB establecidos se
enumeran en PP! TR-4.
NOTA: La información sobre los procesos históricos de fabricación de tuberías, incluidas
las costuras heredadas, como la soldadura por traslapo, la soldadura por destello
eléctrico, la soldadura por arco sumergido simple, etc., se puede encontrar en
7
(22)
ASME 831.8-2022
fuerza hidrostática a largo plazo:la tensión circunferencial estimada en
soldadura de costura:la costura longitudinal (recta o helicoidal) en la
libras por pulgada cuadrada (MPa) en una pared de tubería de
tubería, hecha en la fábrica de tuberías con el propósito de hacer una
plástico que provocará la falla de la tubería en un promedio de 100
sección transversal circular completa.
000 h cuando se somete a una presión hidrostática constante. (Ver
aliviar el estrés:calentar un metal a una temperatura adecuada,
Apéndice D obligatorio.)
mantener esa temperatura el tiempo suficiente para reducir las
unión de cemento solvente:una unión hecha en tubería termoplástica
tensiones residuales y luego enfriar lo suficientemente lento para
mediante el uso de un solvente o cemento solvente que forma una
minimizar el desarrollo de nuevas tensiones residuales.
unión continua entre las superficies de contacto.
soldadura de arco sumergido:un proceso de soldadura por arco
relación de dimensión estándar (SDR):la relación entre el diámetro
que utiliza un arco o arcos entre un electrodo o electrodos de
metal desnudo y el baño de soldadura. El arco y el metal fundido
están protegidos por una capa de fundente granular sobre las
piezas de trabajo. El proceso se usa sin presión y con metal de
aporte del electrodo y, a veces, de una fuente suplementaria
(varilla de soldadura, fundente o gránulos de metal).
exterior de la tubería y el espesor de la pared de la tubería
termoplástica. Se calcula dividiendo el diámetro exterior
especificado de la tubería por el espesor de pared mínimo
especificado correspondiente a un valor de un sistema de
numeración común que se derivó de la serie de números
preferidos ANS I R 10.
vinculación:una conexión donde se deja un espacio para dividir una
tubería en secciones de prueba, o para instalar una sección de reemplazo
805.1.4Términos y definiciones de fabricación
probada previamente, o en la construcción de una línea continua en un
soldadura por arco:una soldadura hecha por uno de un
lugar como un cruce de río o carretera.
grupo de procesos de soldadura que produce
coalescencia de metales calentándolos con un arco. Los
procesos se utilizan con o sin la aplicación de presión y
con o sin metal de aporte.
soldadura de unión:una conexión de unión mediante una soldadura, normalmente una soldadura
circunferencial.
soldar:una coalescencia localizada de metales o no
metales producida ya sea por calentamiento de los
materiales a la temperatura de soldadura, con o sin la
aplicación de presión, o por la aplicación de presión sola
y con o sin el uso de material de relleno.
soldadura por arco:versoldadura por arco.
culata:una junta entre dos miembros alineados
aproximadamente en el mismo plano. Consulte las Figuras l (A},
2 (A}, 3, S l (A} y 5 1 (8) en AWS A3.0.
soldador:aquel que realiza soldadura manual o
soldadura a tope:un término no estándar para una soldadura en una junta a tope.
semiautomática.
brotación en frío:cuando se usa en el Código, la fabricación de
operador de soldadura:uno que opera equipo de soldadura de
tubería a una longitud real más corta que su longitud nominal y
forzándola en su posición de modo que se esfuerce en la
condición erigida, compensando así parcialmente los efectos
producidos por la expansión debido a un aumento en la
temperatura . El factor de resorte frío es la relación entre la
cantidad de resorte frío proporcionada y la expansión de
temperatura total calculada.
control adaptativo, automático, mecanizado o robótico.
procedimientos de soldadura:los métodos detallados y las prácticas
involucradas en la producción de una soldadura.
curva de arrugas:una curva de tubería producida por un proceso de campo
que introduce deliberadamente arrugas prominentes como medio para
acortar el radio de curvatura interior. Esta definición no se aplica a un codo
de tubería en el que están presentes ondulaciones suaves menores
filete de soldadura:una soldadura de sección transversal aproximadamente
incidentales.
triangular que une dos superficies aproximadamente en ángulo recto
forjado:Metal en estado sólido al que se le da la forma
entre sí en una junta de solape, junta en T o junta de esquina.
deseada mediante trabajo (laminación, extrusión, forja, etc.),
generalmente a una temperatura elevada.
soldadura circunferencial:Una soldadura a tope circunferencial completa que une
tuberías o componentes.
tratamiento térmico:calentar y enfriar un metal sólido o una aleación de tal
805.2 Diseño
manera que se obtengan las propiedades deseadas. El calentamiento con
805.2.1Términos y definiciones de presión
el único propósito de trabajar en caliente no se considera tratamiento
presión de diseño:la presión máxima permitida por este Código,
térmico. Si una pieza soldada se calienta y enfría de manera controlada,
según lo determinado por los procedimientos de diseño
aplicables a los materiales y lugares involucrados. Se utiliza en
cálculos o análisis para el diseño de presión de un componente
de tubería.
entonces se utiliza el término "tratamiento térmico posterior a la
soldadura".
factor de calidad de la junta soldada longitudinal, E:un valor de 1,00 o menos
aplicable a una soldadura de costura de tubería recta o helicoidal, según el
tipo de proceso de soldadura y los requisitos complementarios pertinentes
examen HIDROSTATICO:una prueba de presión que usa un líquido,
de NOE. Este factor de calidad de la junta de soldadura longitudinal no se
típicamente agua, como medio de prueba.
aplica a las soldaduras circunferenciales.
hidroensayo:verexamen HIDROSTATICO.
presión de diseño interna:verpresión de diseño.
8
(22)
ASME 831.8-2022
presión de funcionamiento máxima permitida {MAOP):la
presión máxima a la que se puede operar un sistema de
tubería de acuerdo con las disposiciones de este Código.
a lo largo de la longitud de un miembro como resultado del
presión de prueba máxima permitida:la presión de fluido interna
momento de flexión aplicado en ese punto.
máxima permitida por este Código para una prueba de presión
basada en el material y la ubicación involucrada.
estrés compresivo:la fuerza de empuje aplicada dividida por el
805.2.3Términos y definiciones de estrés
(22)
Esfuerzo de flexión:la fuerza por unidad de área que actúa en un punto
área de la sección transversal original.
presión máxima de funcionamiento {MOP):a veces
tensión circunferencial, SH [psi (MPa)]:la tensión en una tubería de
denominada presión operativa máxima real, la presión
más alta a la que se opera un sistema de tuberías
durante un ciclo operativo normal.
espesor de pared nominal,t [pulg. (mm)], actuando
circunferencialmente en un plano perpendicular al eje longitudinal de
la tubería, producido por la presión,PAG [psig (kPa)], del fluido en una
presión normal de funcionamiento:la presión pronosticada (suma de la
tubería de diámetro,D [pulg. (mm)]; está determinada por la fórmula
presión de cabeza estática, la presión requerida para superar las pérdidas
de Barlow:
por fricción y cualquier contrapresión) en cualquier punto de un sistema de
(Unidades habituales de EE. UU.)
tuberías cuando el sistema está operando bajo un conjunto de condiciones
de estado estacionario pronosticadas.
SH
protección contra sobrepresión:la prevención de que la presión en
el sistema o parte del sistema exceda un valor predeterminado y
generalmente se proporciona mediante un dispositivo o equipo
instalado en un sistema de tuberías de gas.
_ PD
2t
-
(Unidades SI)
s
H
prueba neumática:una prueba de presión utilizando un medio
-
.. .! !Z_
2 000 t
gaseoso para presurizar la tubería. El medio gaseoso puede ser aire,
Esfuerzo circunferencial máximo permisible:la tensión circunferencial
gas inerte o gas natural.
máxima permitida por este Código para el diseño de un sistema de
tuberías. Depende del material utilizado, la ubicación de la tubería,
presión:a menos que se indique lo contrario, se expresa en libras por
las condiciones de operación y otras limitaciones impuestas por el
pulgada cuadrada (kilopascales) por encima de la presión atmosférica
diseñador de conformidad con este Código.
(es decir, presión manométrica) y se abrevia como psig (kPa).
estrés operativo:la tensión en una tubería o miembro estructural bajo
test de presión:un medio por el cual se evalúa la integridad de
condiciones normales de operación.
una pieza de equipo (tubería), en el cual el elemento se llena con
un fluido, se sella y se somete a presión. Se utiliza para validar la
integridad y detectar defectos de construcción y materiales
defectuosos.
cualquier carga externa, generalmente como resultado de
procesos de fabricación o construcción.
presión de servicio estándar:a veces llamada presión de utilización normal, la
tensión secundaria:Esfuerzo creado en la pared de la tubería por
estrés residual:Esfuerzo presente en un objeto en ausencia de
presión de gas que una empresa de servicios públicos se compromete a
cargas distintas a la presión del fluido interno, como cargas de
mantener en los medidores de sus clientes domésticos.
relleno, cargas de tráfico, cargas causadas por peligros naturales (ver
paraca. 841 . 1. 10), acción de la viga en un tramo, cargas en los
prueba de presión de pie:un procedimiento utilizado para demostrar la
apoyos y en las conexiones a la tubería.
hermeticidad a las fugas de una línea de servicio de gas de baja presión,
estrés:la resistencia interna de un cuerpo a una fuerza aplicada
utilizando aire o gas como medio de prueba.
externamente, expresada en unidades de fuerza por unidad de área [psi
805.2.2Términos y definiciones de temperatura
(MPa)] . También puede denominarse tensión unitaria.
temperatura ambiente:la temperatura del medio circundante,
concentración de estrés :una discontinuidad en una estructura o
generalmente utilizada para referirse a la temperatura del aire en el
cambio en el contorno que provoca un aumento local de la tensión.
que se encuentra una estructura o funciona un dispositivo.
concentrador de tensión:verconcentración de estrés.
temperatura del suelo:la temperatura de la tierra a la profundidad de la
Nivel de estrés:el nivel de esfuerzo tangencial o tangencial,
tubería.
generalmente expresado como un porcentaje del límite elástico
temperatura mínima de diseño:la temperatura más baja
mínimo especificado.
anticipada del material durante el servicio. Se advierte al usuario
de este Código que pueden existir condiciones de temperatura
ambiente y de operación durante la construcción, puesta en
marcha o parada que requieran consideraciones especiales de
diseño o restricciones de operación.
esfuerzo de tracción:la fuerza de tracción aplicada dividida por el área
de la sección transversal original.
805.2.4Términos y definiciones de construcción, operación (22)
y mantenimiento
temperatura:expresado en grados Fahrenheit (°F}
abandonado:eliminado permanentemente del servicio.
[grados Celsius (°C}] .
9
ASME 831.8-2022
inclusión:una fase no metálica como una partícula de óxido,
anomalía accionable:una anomalía que puede exceder los límites
aceptables según el análisis de datos de anomalías y tuberías del
operador.
sulfuro o silicato en una tubería de metal.
indicación:un hallazgo de una técnica o método de ensayo no
destructivo que se desvía de lo esperado. Puede o no ser un
defecto.
anomalía:una desviación no examinada de la norma en el material de la
tubería, revestimientos o soldaduras.
análisis de datos de anomalías y tuberías:el proceso a través
del cual se integran y analizan los datos de anomalías y
tuberías para clasificar y caracterizar las anomalías.
inspección en línea (IL!):una técnica de inspección de tuberías de acero
que utiliza dispositivos conocidos en la industria como cerdos
inteligentes o inteligentes. Estos dispositivos corren dentro de la
tubería y brindan indicaciones de pérdida de metal, deformación y
relleno:material colocado en un hoyo o zanja para llenar el espacio
otros defectos.
excavado alrededor de una tubería u otros accesorios.
tubería en servicio:una tubería que contiene gas natural para
Certificación:testimonio escrito de calificación.
ser transportado. El gas puede o no estar fluyendo.
consecuencia:el impacto que una falla en la tubería podría tener en el
inspección:el uso de una técnica o método de ensayo no
destructivo.
público, los empleados, la propiedad y el medio ambiente.
grieta:Defecto muy estrecho y alargado causado por la
división mecánica en partes.
integridad:la capacidad de la tubería para soportar todas las cargas
previstas (incluida la tensión circunferencial debido a la presión de
defecto:una anomalía examinada físicamente con dimensiones o
operación) más el margen de seguridad establecido por esta sección.
características que superan los límites aceptables.
mella:una deformación permanente de la sección transversal
circular de la tubería que produce una disminución en el
diámetro y es cóncava hacia adentro.
evaluación de la integridad:un proceso que incluye la inspección de
las instalaciones de la tubería, evaluando las indicaciones
resultantes de las inspecciones, examinando la tubería usando
una variedad de técnicas, evaluando los resultados de los
exámenes, caracterizando la evaluación por tipo de defecto y
severidad, y determinando la integridad resultante de la tubería
a través del análisis.
discontinuidad:una interrupción de la estructura típica de un
material, como la falta de homogeneidad en sus características
mecánicas, metalúrgicas o físicas. Una discontinuidad no es
necesariamente un defecto.
evaluación:una revisión después de la caracterización de una
anomalía procesable para determinar si la anomalía cumple con
los criterios de aceptación especificados.
filtración:un escape involuntario de gas de la tubería. La fuente de la
examen:la inspección física directa de una tubería, que
puede incluir el uso de técnicas o métodos de examen no
destructivo (NOE).
o la extracción, o conexiones sueltas.
fuga puede ser agujeros, grietas (incluidas las que se propagan y las
que no se propagan, longitudinales y circunferenciales), la separación
daños mecanicos:un tipo de daño de metal en una tubería o revestimiento
de tubería causado por la aplicación de una fuerza externa. El daño
mecánico puede incluir abolladuras, eliminación de recubrimientos,
experiencia:actividades de trabajo realizadas en un método de
eliminación de metales, movimiento de metales, trabajo en frío del metal
prueba no destructivo (NOT) específico bajo la dirección de una
supervisión calificada, incluida la ejecución del método NOT y
actividades relacionadas, pero sin incluir el tiempo dedicado a
programas de capacitación organizados.
subyacente, perforaciones y tensiones residuales.
mitigación:la limitación o reducción de la probabilidad de
ocurrencia o consecuencia esperada para un evento en
particular.
falla:un término general usado para implicar que una pieza en
servicio se ha vuelto completamente inoperable; aún funciona,
pero es incapaz de realizar satisfactoriamente la función
prevista; o se ha deteriorado gravemente, hasta el punto de que
se ha vuelto poco fiable o inseguro para su uso continuado.
examen no destructivo (NDE):un método de prueba, como
radiográfico, ultrasónico, magnético, líquido penetrante, visual,
fuga, corriente de Foucault o emisión acústica, o una técnica de
prueba, como fuga de flujo magnético, inspección de partículas
magnéticas, ultrasonido de onda cortante , o ultrasonidos de
ondas de compresión de contacto.
fatiga:el proceso de desarrollo o agrandamiento de una
fisura como resultado de ciclos repetidos de tensión.
ensayos no destructivos (END):verexamen no destructivo
(NDE).
tenacidad a la fractura:la resistencia de un material a fallar por la
extensión de una fisura.
cerdo:un dispositivo que se ejecuta dentro de una tubería para limpiar o inspeccionar la
gubia:pérdida de material inducida mecánicamente que causa
tubería, o para dosificar fluidos.
ranuras o cavidades alargadas localizadas en una tubería de metal.
trampa para cerdos:un elemento auxiliar del equipo de la tubería,
molienda:remoción de material por abrasión, generalmente utilizando
como un lanzador o receptor, con tuberías y válvulas asociadas,
para introducir un raspador en una tubería o retirar un raspador
de una tubería.
un soporte abrasivo rígido, como un disco.
imperfección:una anomalía con características que no
exceden los límites aceptables.
10
ASME 831.8-2022
piqueteo:el uso de cualquier dispositivo, herramienta o vehículo
autónomo e independiente que se mueva por el interior de la
tubería para inspeccionar, dimensionar, limpiar o secar.
corrosión:el deterioro de un material, generalmente un
metal, que resulta de una reacción electroquímica con su
entorno.
calificación:conocimientos, destrezas y habilidades demostrados y
fatiga por corrosión:agrietamiento del metal por fatiga
causado por esfuerzos repetidos o fluctuantes en un
ambiente corrosivo y caracterizado por una vida útil más
corta que la que se encontraría como resultado del esfuerzo
repetido o fluctuante solo o del ambiente corrosivo solo.
documentados, junto con capacitación, experiencia documentada, o
ambos, necesarios para que el personal desempeñe adecuadamente
las funciones de un trabajo o tarea específica.
ruptura:una falla completa de cualquier parte de la tubería que
permita que el producto se escape al medio ambiente.
inhibidor corrosivo:Sustancia química o combinación de
sustancias que, cuando están presentes en el medio ambiente o
en una superficie, previenen o reducen la corrosión.
trampa raspador:vertrampa para cerdos
babosa:un volumen de líquido o gas, llenando completamente la sección
tasa de corrosión:la velocidad a la que procede la corrosión.
transversal de la tubería.
encuesta:mediciones, inspecciones u observaciones
corrosividad:la tendencia de un entorno a causar
destinadas a descubrir e identificar eventos o condiciones
que indiquen una desviación de la operación normal o una
condición no dañada de la tubería.
corrosión en grietas:Corrosión localizada de una superficie
corrosión o el grado o la velocidad a la que causa
corrosión.
metálica en, o inmediatamente adyacente a, un área que está
protegida de la exposición total al medio ambiente debido a la
proximidad del metal a la superficie de otro material.
capacitación:un programa organizado desarrollado para impartir el
conocimiento y las habilidades necesarias para la calificación.
ultrasónico:sonido de alta frecuencia. El examen ultrasónico se
curación:un proceso químico de desarrollo de las propiedades
utiliza para determinar el espesor de la pared y detectar la
presencia de defectos.
previstas de un revestimiento u otro material (por ejemplo, resina)
durante un período de tiempo.
mejora:la calificación de una tubería o tubería principal existente para
actual:un flujo de carga eléctrica.
una presión operativa máxima permisible más alta.
densidad actual:la corriente hacia o desde una unidad de área de la
805.2.5Términos y definiciones de control de corrosión
superficie de un electrodo o a través de una unidad de área de un
conductor o electrolito.
ánodo:el electrodo de una celda electroquímica en la que se produce
la oxidación. Los electrones se alejan del ánodo en el circuito externo.
despolarización:la eliminación de factores que resisten la corriente en
Por lo general, se produce corrosión y los iones metálicos ingresan a
una celda electroquímica.
la solución en el ánodo.
revestimiento dieléctrico:un revestimiento que no conduce la
ánodos de pulsera:ánodos galvánicos con geometría adecuada para la
electricidad.
fijación directa alrededor de la circunferencia de una tubería. Estos
metales diferentes:diferentes metales que podrían formar
pueden ser brazaletes de media concha que consisten en dos
una relación ánodo-cátodo en un electrolito cuando se
conectan por un camino metálico.
secciones semicirculares o brazaletes segmentados que consisten en
muchos ánodos individuales.
potencial eléctrico:una diferencia de voltaje que existe
entre dos puntos, como la tubería y su entorno.
protección catódica (CP):una técnica para reducir la corrosión de
una superficie metálica al convertir esa superficie en el cátodo
de una celda electromecánica.
interferencia eléctrica:cualquier perturbación eléctrica en una
estructura metálica en contacto con un electrolito causada por
corriente(s) parásita(s).
celúla:un sistema que consta de un ánodo y un cátodo
sumergidos en un electrolito para crear un circuito eléctrico.
El ánodo y el cátodo pueden ser metales diferentes o áreas
diferentes en la misma superficie metálica.
aislamiento eléctrico:la condición de estar eléctricamente
separado de otras estructuras metálicas o del medio ambiente.
revestimiento:una composición líquida, licuable o de masilla que,
célula electroquímica:vercelúla.
después de la aplicación a una superficie, se convierte en una película
también incluye envoltura de cinta.
electrodo:un conductor utilizado para establecer contacto con un
electrolito y a través del cual se transfiere corriente hacia o
desde un electrolito.
sistema de recubrimiento:el número completo y tipos de capas
electrólito:un medio que contiene iones que migran en un campo
adherente protectora, decorativa o funcional sólida. El revestimiento
aplicadas a un sustrato en un orden predeterminado. (Cuando se usa
eléctrico.
en un sentido más amplio, se incluyen la preparación de la superficie,
epoxy:tipo de resina formada por la reacción de polioles
los pretratamientos, el espesor de la película seca y la forma de
alifáticos o aromáticos (como el bisfenol) con epiclorhidrina y
caracterizada por la presencia de grupos terminales oxirano
reactivos.
aplicación).
11
ASME 831.8-2022
erosión:la pérdida progresiva de material de una superficie
sólida debido a la interacción mecánica entre esa superficie y un
fluido, un fluido multicomponente o partículas sólidas
transportadas con el fluido.
sobretensión:el cambio en el potencial de un electrodo desde su
valor de equilibrio o estado estacionario cuando se aplica
corriente.
pintar:un líquido o resina pigmentada aplicada a un sustrato como una
corriente de falla:una corriente que fluye de un conductor a
tierra oa otro conductor debido a una conexión anormal
(incluyendo un arco) entre los dos. Una corriente de falla que
fluye a tierra puede llamarse corriente de falla a tierra.
capa delgada que se convierte en una película sólida opaca después de la
aplicación. Se utiliza comúnmente como revestimiento decorativo o
protector.
potencial tubería-suelo:la diferencia de potencial eléctrico
entre la superficie de una estructura metálica enterrada
o sumergida y el electrolito que se mide con referencia a
un electrodo en contacto con el electrolito.
película:una capa delgada, no necesariamente visible de material.
estructura extranjera:cualquier estructura metálica que no esté
pensada como parte de un sistema bajo protección catódica.
picaduras:Corrosión localizada de una superficie metálica que está
confinada a un área pequeña y toma la forma de cavidades llamadas
ánodo galvánico:un metal que proporciona protección sacrificial
a otro metal que es más noble cuando se acopla eléctricamente
en un electrolito. Este tipo de ánodo es la fuente de electrones
en un tipo de protección catódica.
picaduras.
polarización:el cambio del potencial de circuito abierto como
resultado de la corriente a través de la interfaz electrodo/
electrolito.
corrosión galvánica:corrosión acelerada de un metal
debido a un contacto eléctrico con un metal más noble y/
o una sección localizada más noble del conductor
metálico o no metálico en un electrolito corrosivo.
capa protectora:un revestimiento aplicado a una superficie para
proteger el sustrato de la corrosión u otros daños.
resistividad:
(a)la resistencia por unidad de longitud de una sustancia con
grafitización:la formación de grafito en el hierro o el acero, por lo
sección transversal uniforme.
general a partir de la descomposición del carburo de hierro a
temperaturas elevadas. Esto no debe usarse como un término para
(b)una medida de la capacidad de un electrolito (p. ej., suelo) para
describir la corrosión grafítica.
resistir el flujo de carga eléctrica (p. ej., corriente de protección
catódica). Los datos de resistividad se utilizan para diseñar un lecho
día festivo:una discontinuidad en una capa protectora que
de tierra para un sistema de protección catódica.
expone la superficie desprotegida al medio ambiente.
óxido:producto de corrosión que consiste en varios óxidos de hierro y
fragilización por hidrógeno:una pérdida de ductilidad de un metal
óxidos de hierro hidratados. (Este término se aplica correctamente solo al
resultante de la absorción de hidrógeno.
hierro y las aleaciones ferrosas).
agrietamiento por tensión de hidrógeno:agrietamiento que resulta de la
blindaje:prevenir o desviar el flujo de corriente de
presencia de hidrógeno en un metal en combinación con tensión de
protección catódica de su camino natural.
tracción. Ocurre con mayor frecuencia con aleaciones de alta resistencia.
corriente extraviada:corriente a través de caminos distintos al
circuito previsto.
corriente impresionada:una corriente eléctrica suministrada por un
agrietamiento por corrosión bajo tensión (SCC):una forma de
ataque ambiental del metal que involucra una interacción de un
ambiente local corrosivo y esfuerzos de tensión en el metal,
resultando en la formación y crecimiento de grietas.
dispositivo que emplea una fuente de energía que es externa al sistema de
electrodos. (Un ejemplo es la corriente continua para protección catódica.)
ánodo de corriente impresa:Electrodo adecuado para su uso
como ánodo cuando se conecta a una fuente de corriente
impresa, que generalmente está compuesto de un material
sustancialmente inerte que conduce por oxidación del electrolito
y, por esta razón, no se corroe apreciablemente.
805.2.6Términos y definiciones de ingeniería
fractura por fragilidad:fractura con poca o ninguna deformación
plástica.
vida de diseño:un período de tiempo utilizado en los cálculos de
corrosión intergranular:corrosión preferencial en o a lo largo de
diseño, seleccionado para verificar que un componente reemplazable
los límites de grano de un metal (también conocida como
corrosión intercristalina).
o permanente es adecuado para el período de servicio previsto. La
vida útil de diseño puede no pertenecer a la vida útil de un sistema
ion:un átomo o grupo de átomos cargados eléctricamente.
de tuberías porque un sistema de tuberías debidamente mantenido y
pérdida de metales:Cualquiera de una serie de tipos de anomalías en la
protegido puede brindar servicio indefinidamente.
tubería en las que se ha eliminado metal de la superficie de la tubería,
ductilidad:una medida de la capacidad de un material para
generalmente debido a la corrosión o al desgarro.
deformarse plásticamente antes de fracturarse.
noble:la dirección positiva del potencial del electrodo,
distorsión elástica:cambios de dimensiones de un material
asemejándose así a los metales nobles como el oro y el platino.
ante la aplicación de un esfuerzo dentro del rango elástico.
Después de la liberación de una tensión elástica, el
12
ASME 831.8-2022
material vuelve a sus dimensiones originales sin ninguna
deformación permanente.
Los sistemas y procedimientos consisten en auditorías y verificaciones
periódicas que aseguran que el sistema de Control de Calidad cumplirá
con todos los propósitos establecidos.
Límite elástico:la tensión máxima a la que se puede someter un
La integridad de un sistema de tuberías puede mejorarse
mediante la aplicación de sistemas de garantía de calidad.
Estos sistemas deben aplicarse a las actividades de diseño,
adquisición, construcción, prueba, operación y
mantenimiento en las aplicaciones de este Código.
material sin retención de ninguna deformación permanente
después de que se elimina la tensión.
elasticidad:la propiedad de un material que le permite recuperar sus
dimensiones originales después de la deformación por un esfuerzo
por debajo de su límite elástico.
Las organizaciones que realizan el diseño, la fabricación, el
ensamblaje, el montaje, la inspección, el examen, las pruebas, la
instalación, la operación y la aplicación de mantenimiento para
los sistemas de tuberías 8 3 1.8 deben tener un sistema de
garantía de calidad por escrito. de acuerdo con los documentos
aplicables. El registro o certificación del sistema de Garantía de
Calidad debe ser por acuerdo entre las partes contratantes
involucradas.
evaluación de ingeniería:una evaluación documentada
utilizando principios de ingeniería del efecto de variables
relevantes sobre el servicio o la integridad de un sistema de
tuberías y realizada por o bajo la supervisión de una persona
competente con comprensión y experiencia demostradas en
la aplicación de principios de ingeniería y gestión de riesgos
relacionados con el tema que se está evaluando.
evaluación crítica de ingeniería:un procedimiento analítico
basado en la mecánica de la fractura que permite la
determinación de los tamaños máximos tolerables para las
imperfecciones, y realizado por o bajo la supervisión de una
persona competente con comprensión demostrada y experiencia
en la aplicación de los principios de ingeniería relacionados con
el problema que se está evaluando .
807 CAPACITACIÓN Y CUALIFICACIÓN DE
PERSONAL
Programa 807.l
Cada empresa operadora deberá contar con un programa
para gestionar la calificación del personal que realice actividades
de operación, mantenimiento y construcción que puedan afectar
la seguridad o integridad de un ducto. El programa abordará,
como mínimo, los siguientes elementos:
(a)Identifique aquellas tareas para las cuales se aplican las
disposiciones de calificación del programa. Las tareas incluirán
actividades de operación, mantenimiento y construcción que
podrían afectar la seguridad o integridad de una tubería.
módulo de elasticidad:una medida de la dureza o rigidez de un
material. En realidad, es la relación entre la tensión y la deformación
en la región elástica de un material. Si se determina mediante una
prueba de tensión o compresión, también se denomina módulo de
Young o coeficiente de elasticidad.
probabilidad:la probabilidad de que ocurra un evento.
riesgo:una medida de la pérdida potencial en términos tanto de la
{b)Para cada tarea cubierta por el programa, identifique las
probabilidad del incidente (verosimilitud) de ocurrencia como de la
condiciones anormales de funcionamiento y describa el proceso
magnitud de las consecuencias.
utilizado para garantizar que las personas que realizan estas tareas
durar:una sección de la tubería que no tiene soporte.
puedan reconocer y reaccionar ante tales condiciones. Una condición
de funcionamiento anormal se define en ASME B3 1Q como una
cepa:el cambio en la longitud de un material en respuesta a una fuerza
condición que puede indicar un mal funcionamiento de un
aplicada, expresado en base a una unidad de longitud [por ejemplo,
componente o una desviación de las operaciones normales que
pulgadas por pulgada (milímetros por milímetro)] .
pueden
vibración inducida por vórtice:el desprendimiento periódico de vórtices
(1) indicar una condición que excede los límites de diseño
de fluido del flujo de aire o agua que inciden en la tubería que
(2)resultar en peligro(s) para las personas, la propiedad o el
pueden introducir fuerzas oscilatorias en la tubería y el consiguiente
ambiente
daño por fatiga. También llamado golpe de desprendimiento de
[C)Identificar los requisitos de capacitación para el personal
vórtice.
(22)
involucrado en la realización de las tareas cubiertas por el programa.
[d)Describir el proceso de evaluación y los criterios utilizados para
805.2.7 Términos y definiciones misceláneos
determinar
puede:usado para denotar permiso; ni un requisito ni una
(1) calificación inicial
(2)calificación posterior o en curso
(3) suspensión o revocación de calificaciones
recomendación.
deberá:se utiliza para denotar un requisito. debería:se
(4)restablecimiento de calificaciones
utiliza para denotar una recomendación.
[mi)Establezca responsabilidades organizativas para llevar
a cabo cada elemento del programa.
(f) Establecer un proceso para evaluar periódicamente la
efectividad del programa de calificación, incluyendo
disposiciones para actualizar el programa basado en los
resultados de las evaluaciones de efectividad.
806 GARANTÍA DE CALIDAD
Los sistemas de control de calidad consisten en aquellas acciones
planificadas, sistemáticas y preventivas que se requieren para
garantizar que los materiales, productos y servicios cumplan con los
requisitos especificados. Seguro de calidad
13
ASME 831.8-2022
(g) Describa cómo se comunican los requisitos del
programa a las personas afectadas y cómo se gestionan
y comunican los cambios en los requisitos del programa.
funciones La capacitación deberá ser integral y estar
diseñada para preparar a los empleados para el servicio en
su área de responsabilidad.
(h) Identificar los requisitos de documentación necesarios para
administrar adecuadamente el programa.
Referencia 807.3
807.2 Funciones de Operación y Mantenimiento
Una referencia útil para administrar las calificaciones del
personal es ASME 83 1Q.
Además de los requisitos enparaca. 807 . 1, cada empresa
operadora deberá brindar capacitación a los empleados en los
procedimientos establecidos para la operación y el mantenimiento
14
ASME 831.8-2022
CapítuloI
Materiales y equipamiento
811.2.2No Conformidad (Artículos Importantes).Importar
810 MATERIALES Y EQUIPO
elementos importantes de un tipo para los cuales se hace referencia a
Se pretende que todos los materiales y equipos que se
convertirán en parte permanente de cualquier sistema de
tuberías construido según este Código serán adecuados y
seguros para las condiciones en las que se utilizan. Todos estos
materiales y equipos deberán estar calificados para las
condiciones de su uso mediante el cumplimiento de ciertas
especificaciones, normas y requisitos especiales de este Código,
o de otro modo según lo dispuesto en este documento.
normas o especificaciones en este Código, como tuberías, válvulas y
bridas, pero que no cumplen con las normas o especificaciones a las que
se hace referencia en este Código [verparaca. 81 1 . yo (b)] se calificará de
la siguiente manera:
Se puede utilizar un material que cumpla con una
especificación escrita que no varíe sustancialmente de un
estándar o especificación de referencia y que cumpla con los
requisitos mínimos de este Código con respecto a la calidad
de los materiales y la mano de obra. Este párrafo no se
interpretará para permitir desviaciones que tiendan a afectar
adversamente la soldabilidad o la ductilidad. Si las
desviaciones tienden a reducir la resistencia, en el diseño se
preverán todas las tolerancias para la reducción.
811 CALIFICACIÓN DE MATERIALES Y
EQUIPO
811.1 Categorías
Los materiales y equipos se clasifican en las siguientes seis categorías
811.2.3No Conformidad (Artículos Sin Importancia).relación
artículos sin importancia que no se ajustan a un estándar o
especificación [verparaca. 8 1 1 . yo (c)] puede utilizarse,
siempre que
(a)se prueban o investigan y se encuentran adecuados
para el servicio propuesto
correspondientes a los métodos de calificación para su uso conforme a
este Código:
(a)elementos que se ajustan a las normas o especificaciones a las que se hace
referencia en este Código
(b) artículos que son importantes desde el punto de vista de la
seguridad, de un tipo para el cual se hace referencia a estándares o
(b)se utilizan con tensiones unitarias no superiores al 50 % de
especificaciones en este Código pero que específicamente no se ajustan a
las permitidas por este Código para materiales comparables
(C)su uso no está específicamente prohibido por este Código
un estándar referenciado (por ejemplo, tubería fabricada con una
especificación no mencionada en este Código)
811.2.4No se hace referencia a normas ni especificaciones.
(C)artículos de un tipo para los cuales se hace referencia a
estándares o especificaciones en este Código pero que no
cumplen con los estándares y son relativamente poco
importantes desde el punto de vista de la seguridad debido a su
pequeño tamaño o a las condiciones bajo las cuales se van a usar
Elementos de un tipo para los cuales no se hace referencia a normas
o especificaciones en este Código [verparaca. 8 1 1 . yo (d)] y artículos
patentados [verparaca. 8 1 1 . yo] puede ser calificado por el usuario
proporcionado
(a)el usuario lleva a cabo una investigación y pruebas (si es
necesario) que demuestran que el elemento de material o
equipo es adecuado y seguro para el servicio propuesto (p.
ej., tubería de acero inoxidable revestida o dúplex); o
(d) artículos de un tipo para el cual no se hace referencia a ninguna
norma o especificación en este Código (por ejemplo, compresor de gas)
(mi)artículos patentados (ver definición,paraca. 804.3)
(F)
tubería no identificada o usada
(b) el fabricante afirma la seguridad del artículo recomendado
para ese servicio (por ejemplo, compresores de gas y
dispositivos de alivio de presión)
811.2 Procedimientos para la Calificación
Los procedimientos prescritos para calificar cada una de estas
seis categorías se dan en los siguientes párrafos.
811.3 Tubería no identificada o usada
811.2.lConformidad.Elementos que se ajustan a las normas o
Tubería no identificada o usada [verparaca. 8 1 1. l (t)] puede
ser utilizado y está sujeto a los requisitos desección 817.
especificaciones a las que se hace referencia en este C odigo
[ ver paraca. 8 1 1 . yo (un)] puede usarse para aplicaciones
apropiadas, según lo prescrito y limitado por este Código sin
más calificación. (Versección 814.)
15
ASME 831.8-2022
812 MATERIALES PARA USO A BAJA TEMPERATURA
APLICACIONES
Algunos de los materiales que se ajustan a las especificaciones a
las que se hace referencia para su uso en virtud de este Código
pueden no tener lazos adecuados para operar a bajas temperaturas.
Se advierte a los usuarios de este Código que consideren los efectos
de las bajas temperaturas y el impacto potencial en el desempeño de
la fractura a bajas temperaturas.
Siempre que la temperatura mínima de diseño esté por debajo
- 20°F (-29°C), se debe establecer un programa de control de fracturas. El
programa abordará los materiales originales, la soldadura de costura del
material original (si está presente), las soldaduras a tope circunferenciales,
las soldaduras de fijación y cualquier zona afectada por el calor de la
soldadura (HAZ).
De primordial importancia en el programa de control de fracturas
es la prevención de la iniciación de fracturas frágiles que pueden
(a)Al menos una o más de las múltiples marcas
incluyen una especificación de material (o grado, clase o
tipo) permitida por este Código, y el material cumple con
todos los requisitos de esa especificación.
(b) Se deben usar los valores de diseño apropiados y las
propiedades materiales de solo la especificación aplicable
seleccionada (o grado, clase o tipo). Los valores de diseño y las
propiedades del material de otras especificaciones, grados,
clases o tipos para los que está marcado el material, incluidos
aquellos aceptables para este Código, no deben usarse ni
sustituirse por los de la especificación seleccionada.
(C)Todos los demás requisitos de este Código se cumplen para el
material seleccionado.
El marcado múltiple deberá estar de acuerdo con la especificación
del material, si está permitido. De lo contrario, el marcado múltiple se
realizará de acuerdo con las pautas establecidas en el Código BPV,
Sección II, Parte D, Apéndice 7.
ocurrir en concentraciones de tensión pequeñas. Como mínimo, el
programa de control de fracturas requerirá pruebas de energía de
impacto Charpy a la temperatura mínima de diseño o por debajo de
814 ESPECIFICACIONES DE MATERIALES
ella. El requerimiento de energía específica es una función de la
Para obtener una lista de todas las especificaciones de materiales a las que se
resistencia del material, su espesor y el esfuerzo de diseño. Ver
hace referencia, consulte ObligatorioApéndicePara obtener una lista de
paraca. 841.1.2para conocer los requisitos adicionales relativos al
estándares para otros materiales de uso común que no se mencionan, consulte
control de fracturas para tuberías.
Apéndice no obligatorio
Proporcionó la prueba de resistencia a la fractura del material
de referencia del fabricante (estándares de materiales y
especificaciones referidas enApéndice A obligatorioo Apéndice C
no obligatorio) se realiza a la temperatura mínima de diseño de
la tubería o por debajo de ella y cumple con los requisitos del
plan de control de fracturas, no se requieren pruebas adicionales
de tenacidad del material. El procedimiento de soldadura para
soldaduras circunferenciales debe calificarse como conforme al
programa de control de fracturas mediante la prueba Charpy a
la temperatura mínima de diseño o por debajo de ella.
814.1 Tubería que cumple con las normas y especificaciones de
Tubería que está calificada bajoparaca. 8 1 1 . yo (un)puede ser usado.
814.1.lTubo de acero
(a)Se puede utilizar tubería de acero fabricada de
acuerdo con las siguientes normas:
SL de especificaciones de API
Tuberia
ASTM A53/A53M
Tubo, Acero, Negro y Caliente
Sumergido, recubierto de zinc,
813 MARCADO
813.1 Alcance
Todas las válvulas, accesorios, bridas, pernos, tuberías y
tubos deben estar marcados de acuerdo con las secciones
de marcado de las normas y especificaciones con las que se
fabricaron los artículos o de acuerdo con los requisitos de
MSS SP-25.
813.2 Troquelado
soldado y sin costura
ASTM A106/A106M
ASTM A134
Tubería, Acero, Fusión Eléctrica
Tubería soldada (por arco) (tamaños NPS
16 y superiores)
ASTM A135/A135M
Soldadura por resistencia eléctrica
ASTM A139/A139M
Soldadura por fusión eléctrica (arco)
Tubo de acero
Tubería de acero (tamaños NPS 4 y
superiores)
ASTM A333/A333M
Tubería de acero sin costura y soldada
para servicio de baja temperatura
813.3 Marcado múltiple de materiales o
componentes
Tubería de acero al carbono sin costura para
Servicio de alta temperatura
El troquelado, si se usa, se debe hacer con troqueles que tengan bordes
romos o redondeados para minimizar las concentraciones de tensión.
(22)
referencia
ASTM A38 1
Los materiales o componentes marcados como que cumplen
con los requisitos para dos o más especificaciones (o grados,
clases o tipos) son aceptables, siempre que
Tubería de acero soldada por arco metálico para
Usar con alta presión
Sistemas de Transmisión
dieciséis
ASME 831.8-2022
Tabla continuación
814.2 Componentes de tuberías de acero, hierro fundido y
ASTM A671/A671M
hierro dúctil
Acero soldado por fusión eléctrica
Tubería para Temperaturas
Atmosféricas y Bajas
ASTM A672/A672M
Requisitos específicos para estos componentes de tubería que
califican bajoparaca. 8 1 1 . yo (un)se encuentran enCapítulo III.
Acero soldado por fusión eléctrica
Tubería para Alta Presión
Servicio en Moderado
815 ESPECIFICACIONES DEL EQUIPO
A excepción de los componentes de tuberías y materiales
estructurales enumerados enApéndice A obligatorioyApéndice C
no obligatorio, no se pretende incluir en este Código
especificaciones completas para el equipo. Ciertos detalles de
diseño y fabricación, sin embargo, se refieren necesariamente a
equipos, como colgadores de tuberías, amortiguadores de
vibraciones, instalaciones eléctricas, motores, compresores, etc.
Aquí se proporcionan especificaciones parciales para tales
elementos de equipos, particularmente si afectan la seguridad
del sistema de tuberías en el que se van a instalar. En otros casos
en los que este Código no proporciona especificaciones para el
elemento de equipo en particular, la intención es que las
disposiciones de seguridad de este Código rijan, en la medida en
que sean aplicables. En cualquier caso, la seguridad de los
equipos instalados en un sistema de tuberías será equivalente a
la de otras partes del mismo sistema.
Temperaturas
ASTM A691/A691M
Tubería de acero al carbono y aleado,
Soldado por fusión eléctrica para
servicio de alta presión a altas
temperaturas
(b)La tubería expandida en frío deberá cumplir con los requisitos
obligatorios de API Spec SL.
814.1.2Tubería de hierro dúctil.Fabricación de tubería de hierro dúctil
turado de acuerdo con ANSI A2 1 . Se puede utilizar S2, tubería de
hierro dúctil, fundición centrífuga, para gas.
814.1.3Tubos y componentes de plástico
(a)Se pueden utilizar tuberías y componentes de plástico
fabricados de acuerdo con las siguientes normas:
816 TRANSPORTE DE TUBO DE LÍNEA
(1)Para tubería de polietileno (PE), utilice
Se deben tomar medidas para proteger la tubería, los biseles, el
Tubo de presión de gas de polietileno (PE) ASTM D2S1 3,
revestimiento contra la corrosión y el revestimiento de peso (si corresponde)
Tubos y accesorios
contra daños durante cualquier transporte (carretera, ferrocarril y/o agua) de la
tubería de conducción.
Cualquier tubería de conducción que se vaya a transportar por
camión, ferrocarril, vías navegables interiores o transporte
marítimo se cargará y transportará de acuerdo con API RP SLT,
API RP SLl o API RP S LW, según corresponda. Cuando no sea
posible establecer que la tubería se cargó y transportó de
acuerdo con la práctica recomendada mencionada
anteriormente, la tubería debe someterse a una prueba
hidrostática durante al menos 2 h a al menos 1 . 2S veces la
presión operativa máxima permitida si se instala en una
ubicación de Clase 1, o al menos a 1 . S veces la presión operativa
máxima permitida si se instala en una ubicación de clase 2, 3 o 4.
(2)Para tubo de poliamida- 1 1 (PA- 1 1), utilice
ASTM D2S17
Presión de gas de resina epoxi reforzada
ASTM F294S
Tubo de presión de gas de poliamida 11,
Tubería y accesorios
Tubos y accesorios
(b)Las tuberías, tuberías, accesorios y cementos termoplásticos
que cumplan con la norma ASTM D2S13 se deben producir de
acuerdo con el programa de control de calidad en la planta
recomendado en el Anexo A3 de esa especificación.
814.1.4Cualificación de materiales de tuberías de plástico
817 CONDICIONES PARA LA REUTILIZACIÓN DE TUBERÍA
(a)Además de cumplir con las disposiciones de paraca. 8 14. 1 .
817.1 Reutilización de tubería de acero
3, el usuario deberá investigar minuciosamente el tubo, la
tubería o el accesorio de plástico específico que se utilizará y
deberá determinar la capacidad de servicio del material para las
condiciones previstas. El material seleccionado deberá ser
adecuadamente resistente a los líquidos y atmósferas químicas
que puedan encontrarse.
(b)Cuando se unen tuberías, tuberías o accesorios de plástico
de diferentes especificaciones de materiales, se debe realizar
una investigación minuciosa para determinar que los materiales
sean compatibles entre sí. Verparaca. 8 4 2 . 2 . 9para los
requisitos de unión.
817.1.lNivel de servicio equivalente.Eliminación de una porción
de una línea de acero existente y se permite la reutilización de la
tubería, en la misma línea o en una línea que opere a la misma
presión nominal o menor, siempre que la tenacidad a la fractura
de la tubería removida sea proporcional o exceda la de la línea
que opera a la misma o menor presión nominal y la tubería
usada cumple con las restricciones depárrs. 817 . 1 . 3 (un),
8 1 7. 1 . 3 f), y
Reutilización de la tubería en el mismo
Se permite una línea o en una línea que opere a la misma o menor
presión y a la misma o mayor temperatura sujeto a las mismas
paraca. 817. 1 . 3restricciones citadas en este documento y cualquier
17
(22)
ASME 831.8-2022
deraciones requeridas porMesa
(d) Factor de calidad de la unión por soldadura longitudinal, E.Si el tipo
Tubería eliminada
que se reinstala en la misma ubicación no necesita volver a
probarse. La tubería usada instalada en otro lugar está sujeta a
párrs. 817 . 1 . 3 (yo)y817 . 1.3 (j).
de junta longitudinal se puede determinar con certeza, el factor de
calidad de la junta de soldadura longitudinal correspondiente,mi (ver
Cuadro 841 . 1 . 7-1), puede ser usado. De lo contrario,mise tomará
como 0,60 para tubería NPS 4 (DN 100) y más pequeña, o 0,80 para
817.l.2 Nivel de servicio de tensión circunferencial baja [menos de
tubería más grande que NPS 4 (DN 100) .
6000 psi (41 MPa)].La tubería de acero usada y la tubería de acero nueva
(e) Soldabilidad.La soldabilidad se determinará como sigue. Un
no identificada se pueden usar para servicio de nivel de bajo esfuerzo
soldador calificado deberá realizar una soldadura circunferencial en
[esfuerzo circunferencial inferior a 6000 psi (41 MPa)] donde no se va a
la tubería. ¡Luego, la soldadura debe probarse de acuerdo con los
realizar un enrollado cerrado o una flexión cerrada, siempre que
requisitos de AP! Estándar 1 1 04 . La soldadura de calificación deberá
(a)un examen visual cuidadoso indica que está en
buenas condiciones y sin costuras rotas u otros defectos
que podrían causar fugas
hacerse bajo las condiciones más severas bajo las cuales se permitirá
la soldadura en el campo y usando el mismo procedimiento que se
usará en el campo. La tubería se considerará soldable si se cumplen
(b)si la tubería se va a soldar y es de especificación desconocida,
los requisitos establecidos en AP! Se cumple el estándar 1 104. Se
deberá pasar satisfactoriamente las pruebas de soldabilidad
debe realizar al menos una soldadura de prueba de este tipo por
prescritas enparaca. 817 . yo 3 (e)
(22)
cada 100 tramos de tubería en tamaños superiores a NPS 4 (DN 100).
817.l.3 Nivel de servicio de tensión de aro de rango medio
[Mayor de 6000 psi (41 MPa) pero menos de 24 000 psi (165
En los tamaños NPS 4 (DN 100) y más pequeños, se requerirá una
MPa)].La tubería de acero no identificada y la tubería de acero nueva no
se pueden cumplir los requisitos de API Std 1 104, la soldabilidad se
prueba por cada 400 tramos de tubería. Si al probar la soldadura no
identificada pueden calificarse para uso a niveles de tensión circunferencial
puede establecer haciendo pruebas químicas para carbono y
superiores a 6000 psi (41 MPa) o para servicio que involucre enrollado cerrado o
manganeso (ver paraca. 8 2 3 .2 . 3), y procediendo de conformidad
con lo dispuesto en el Código BPV, Sección IX. El número de pruebas
doblado cerrado según los procedimientos y dentro de los siguientes límites:
químicas será el mismo que se requiere para las pruebas de
soldadura circunferencial establecidas en este documento.
(a) Inspección.Todas las tuberías se limpiarán por dentro y por
fuera, si es necesario, para permitir una buena inspección. Todos los
(F)
tubos deben inspeccionarse visualmente para determinar que sean
Defectos Superficiales.Todos los tubos deben ser examinados
razonablemente redondos y rectos y para descubrir cualquier
en busca de muescas, ranuras y abolladuras y deben ser calificados
defecto que pueda afectar su resistencia o hermeticidad.
de acuerdo con las disposiciones deparaca. 841.2.4.
(b) Propiedades de flexión.Para tuberías NPS 2 (DN SO) y
(g) Determinación del límite elástico.Cuando se desconoce el
límite elástico mínimo especificado por el fabricante, la
resistencia a la tracción o el alargamiento para la tubería, y no se
realizan pruebas físicas, el límite elástico mínimo para el diseño
debe tomarse como no más de 24,000 psi (16S MPa).
Alternativamente, las propiedades de tracción pueden
establecerse como sigue:
más pequeñas, se debe doblar en frío una longitud
suficiente de tubería a 90 grados alrededor de un mandril
cilíndrico, cuyo diámetro sea 12 veces el diámetro nominal
de la tubería, sin desarrollar grietas en ninguna parte y sin
abriendo la soldadura.
Para tubería más grande que NPS 2 (DN SO), las pruebas de
aplanamiento según lo prescrito enApéndice H obligatoriose hará. La
(1) ¡Realice todas las pruebas de tracción prescritas por AP! Especificaciones
tubería deberá cumplir con los requisitos de esta prueba, excepto que el
SL, excepto que el número de dichas pruebas será el que se muestra
número de pruebas requeridas para determinar las propiedades de
enMesa
aplanamiento deberá ser el mismo que se requiere en(gramo)para
(2) Todos los especímenes de prueba se seleccionarán al azar.
determinar el límite elástico.
(3)Si la relación fluencia-tracción excede 0.8S, la tubería
no se utilizará, salvo lo dispuesto enparaca. 817 . 1 . 2.
(c) Determinación del espesor de pared nominal.A menos que
se conozca con certeza el espesor nominal de la pared, se
debe determinar midiendo el espesor en cuartos de punto
en un extremo de cada pieza de tubería. Si se sabe que el
lote de tubería es de grado, tamaño y espesor nominal
uniformes, la medición se debe realizar en no menos del
10% de las longitudes individuales, pero no menos de 10
longitudes; El espesor de las otras longitudes se puede
verificar aplicando un calibre ajustado al espesor mínimo.
Tras dicha medición, se tomará como espesor de pared
nominal el siguiente espesor de pared comercial por debajo
de la media de todas las mediciones realizadas, pero en
ningún caso superior a 1 . 1 4 veces el espesor mínimo
medido para todas las tuberías inferiores a NPS 20 (DN SOO)
y no superiores a 1 . 1 1 veces el espesor mínimo medido
para todas las tuberías NPS 20 (DN SOO) y mayores.
(h) Valor S.Para tubería de especificación desconocida, el límite
elástico, que se utilizará como S en la fórmula deparaca. 841.1.1, en
lugar del límite elástico mínimo especificado, será de 24 000 psi (16 S
MPa), o se determinará de la siguiente manera.
Tabla 817.1.3-1
Ensayos de tracción
Lote
Número de pruebas de tracción, todos los tamaños
10longitudes o menos
1conjunto de pruebas de cada longitud
11 a100longitudes
1conjunto de pruebas para cada5longitudes, pero
Mas grande que100longitudes
1conjunto de pruebas para cada10longitudes, pero
no menos que10
no menos que20
18
ASME 831.8-2022
Determine el valor promedio de todas las pruebas de límite
817.2 Reutilización de Tubería de Hierro Dúctil
elástico para un lote uniforme. El valor deSentonces se tomará como
817.2. 1Nivel de servicio equivalente.La eliminación de un
el menor de los siguientes:
parte de una línea existente de especificaciones desconocidas y se
(1)80% del valor medio del límite elástico
permite la reutilización de la tubería en la misma línea o en una línea
pruebas
que opere a la misma o menor presión, siempre que una inspección
(2)el valor mínimo de cualquier ensayo de límite elástico,
disponiéndose, sin embargo, que en ningún casoStomarse como
cuidadosa indique que la tubería está en buenas condiciones, permite
la formación de juntas herméticas y tiene una Espesor neto real de la
mayor que 52,000 psi (359 MPa)
pared igual o superior a los requisitos de paraca.
(i) Prueba hidrostática.Las tuberías nuevas o usadas de
La tubería se someterá a prueba de fugas de acuerdo
especificación desconocida y todas las tuberías usadas, cuya
baila conparaca. 841 . 3 .4oparaca. 841.3.5.
resistencia se vea afectada por la corrosión u otro deterioro, deben
volver a probarse hidrostáticamente, ya sea longitud por longitud, en
817.2.2Especificaciones Conocidas.Tubería usada de conocido
una prueba tipo molino o en el campo después de la instalación
las especificaciones pueden reutilizarse de acuerdo con las
antes de ponerse en servicio. La presión de prueba utilizada deberá
disposiciones y especificaciones deparaca. 842. 1siempre que una
establecer la presión de funcionamiento máxima permitida, sujeta a
inspección cuidadosa indique que la tubería está en buen estado y
las limitaciones descritas enparaca. 841.1.3.
permite realizar juntas apretadas.
(j)Control y Arresto de Fracturas.Sin ensayos de tenacidad a la
fractura porparaca. 841 . 1 . 2, la tubería de acero no identificada y la
817.3 Reutilización de Tuberías de Plástico
tubería nueva o usada de especificación desconocida no deben
Las tuberías y tuberías de plástico usadas de especificaciones y
usarse en las siguientes aplicaciones:
dimensiones conocidas que se hayan utilizado en el servicio de gas
(1)donde la tensión circunferencial operativa supera el 40 %
natural únicamente se pueden reutilizar, siempre que se cumpla todo
SMYS para NPS 16 y mayores
lo siguiente:
(2)donde la tensión circunferencial operativa supera el 72 %
(a)Cumple con los requisitos de ASTM D2 5 1 3 o ASTM F2945 para
SMYS para tamaños inferiores a NPS 16 (ubicaciones Clase 1
tuberías o tubos termoplásticos nuevos, o ASTM D2 5 1 7 para
División 1)
(3)donde la temperatura mínima de diseño es inferior
tuberías termoendurecibles nuevas.
(b) Una inspección cuidadosa indica que está libre de defectos
- 20°F (-29°C)
visibles.
(C)Se instala y prueba de acuerdo con los requisitos de
este Código para tubería nueva.
19
ASME 831.8-2022
CapítuloII
Soldadura
820 SOLDADURA
821.4 Calificaciones de soldadura
Este Capítulo aborda la soldadura de uniones de tuberías en
materiales de acero forjado y fundido y cubre las uniones
soldadas a tope y soldadas con filete en tuberías, válvulas, bridas
y accesorios, y las uniones soldadas con filete en ramales de
tubería, bridas deslizables, accesorios de soldadura a encaje,
etc., aplicados en tuberías y conexiones a aparatos o equipos.
Este Capítulo no se aplica a la soldadura de la costura en la
fabricación de tubería.
Todos los procedimientos de soldadura y las calificaciones del soldador
deben estar de acuerdo consección 823.
821.5 Seguridad de soldadura
Antes de soldar en o alrededor de una estructura o área que
contenga instalaciones de gas, se debe realizar una revisión
minuciosa para determinar la posible presencia de una mezcla de gas
combustible. La soldadura debe comenzar solo cuando se indiquen
condiciones seguras.
821 GENERALIDADES
821.6 Términos de soldadura
Cuando las válvulas o el equipo se suministren con extremos para
soldar adecuados para soldar directamente a una tubería, el diseño,
Las definiciones relacionadas con la soldadura, tal como se utilizan
la composición, la soldadura y los procedimientos de alivio de tensión
en este Código, se ajustan a las definiciones estándar establecidas
deben ser tales que no se produzcan daños significativos debido a la
por la American Welding Society y contenidas en AWS A3.0.
operación de soldadura o alivio de tensión.
822 PREPARACIÓN PARA SOLDADURA
821.1 Procesos de soldadura
822.1 Soldaduras a tope
La soldadura se puede realizar mediante cualquier proceso o combinación de
procesos que produzca soldaduras que cumplan con los requisitos de calificación
(a)Algunas preparaciones finales aceptables se muestran en
Obligatorio Apéndice I, Figura 1-4.
de procedimiento de este Código. Las soldaduras se pueden producir mediante
soldadura por posición o soldadura por rodillo, o una combinación de soldadura
(b)Figura 1 -5muestra preparaciones finales aceptables para
por posición y por rodillo.
soldadura a tope de piezas que tienen espesor desigual o resistencia
a la fluencia desigual, o ambos.
821.2 Procedimiento de soldadura
(C)El desplazamiento debido a la desalineación en juntas de igual
espesor hechas en producción se limitará a%del espesor de los
Antes de soldar cualquier tubería, componentes de tubería o
materiales que se van a unir.
equipo relacionado cubierto por este Código, se debe establecer y
(d)El desplazamiento debido a la desalineación en juntas
de espesor desigual se configurará de acuerdo con Apéndice
I Obligatorio, Figura 1 - 5. Sin embargo, no siempre es
posible lograr la alineación del diámetro externo o interno. Si
ese es el caso, entonces las compensaciones debido a la
desalineación se limitarán a%del más delgado de los dos
espesores que se van a unir, como se muestra enApéndice
ObligatorioI,Figura 1-6.
calificar un procedimiento de soldadura. Cada soldador u operador
de soldadura deberá estar calificado para el procedimiento
establecido antes de realizar cualquier soldadura en cualquier
tubería, componentes de tubería o equipo relacionado instalado de
acuerdo con este Código.
821.3 Aceptación de soldadura
Se deben usar los estándares de aceptabilidad para soldaduras de
(e) Límites de compensación alternativos a los de(C)y(d)puede establecerse
sistemas de tuberías para operar a niveles de tensión circunferencial
mediante análisis de ingeniería o pruebas que tengan en cuenta la resistencia
de 20% o más de la resistencia a la fluencia mínima especificada
del material, las propiedades de fractura, el tamaño permitido del defecto de
según lo establecido en API Std 1 104.
soldadura y la carga esperada. El límite de compensación alternativo no deberá
reducir la resistencia de la soldadura o la capacidad de deformación a niveles
inaceptables para las condiciones de servicio previstas. El desplazamiento no
dará como resultado un depósito de soldadura que sea menor que el espesor del
componente más delgado.
20
(22)
ASME 831.8-2022
(f) Todas las soldaduras configuradas de acuerdo con
que para efectos de este Código, todos los aceros al carbono que
Apéndice I Obligatorio, Figura 1 - 6exhibirá una penetración
tengan un contenido de carbono no superior a 0 . 3 2% por análisis
total. El ángulo de bisel interno no debe exceder los 30 grados.
de calor y un equivalente de carbono (C + 1/4Mn} que no exceda el
0,65% por análisis de calor se consideran pertenecientes al grupo de
(22)822.2 Soldaduras de filete
materiales P-No. 1. Los aceros aleados cuyas características de
soldabilidad han demostrado ser similares a las de estos aceros al
Las dimensiones mínimas para soldaduras de filete utilizadas en la
carbono debe ser soldado, precalentado y liberador de tensión según
unión de bridas deslizables y para uniones soldadas por encastre se
lo prescrito en este documento para dicho acero al carbono. Puede
muestran enObligatorio Apéndice I, Figura 1 - 7. Las dimensiones
haber diferencias significativas en la resistencia del metal base que
mínimas similares para soldaduras de filete utilizadas en conexiones
abarcan estos materiales P-N.° 1, y aunque no es una variable
de derivación se muestran enObligatorio Anexo I, Figuras 1 -1y1 -2.
esencial para la calificación del soldador , puede requerir calificación
de procedimiento separado de acuerdo conparaca.
822.3 Soldaduras de Sello
La soldadura del sello debe ser realizada por soldadores
823.3 Requisitos de recalificación de soldadores
calificados. Se permite la soldadura de sellado de juntas roscadas,
Se requerirán pruebas de recalificación de soldadores si existe alguna
pero no se considerará que las soldaduras de sellado contribuyen a la
razón específica para cuestionar la capacidad de un soldador o si el
resistencia de las juntas.
soldador no participa en un proceso de soldadura determinado durante 6
meses o más. Todos los soldadores deberán ser recalificados por lo menos
823 CALIFICACIÓN DE PROCEDIMIENTOS Y
una vez al año.
SOLDADORES
823.4 Registros de calificación
823.l Requisitos para la calificación de soldadores en sistemas de
Los registros de las pruebas que establecen la calificación de un
tuberías que operan con tensiones circunferenciales
procedimiento de soldadura deben mantenerse mientras ese
inferiores al 20 % del límite elástico mínimo especificado
procedimiento esté en uso. La empresa operadora o contratista
deberá, durante la construcción involucrada, mantener un registro de
Los soldadores cuyo trabajo se limita a la operación de
tuberías a niveles de tensión circunferencial inferiores al 20 % del
límite elástico mínimo especificado deben estar calificados según
cualquiera de las referencias dadas enparaca. 823 . 2 . 1o de
acuerdo conApéndice G obligatorio.
los soldadores calificados, mostrando las fechas y resultados de las
pruebas.
824 PRECALENTAMIENTO
824.l Aceros al carbono
823.2 Requisitos para la calificación de procedimientos y
Aceros al carbono con un contenido de carbono superior a 0 .
32% (análisis de cucharón) o un equivalente de carbono (C+
soldadores en sistemas de tuberías que operan con
tensiones circunferenciales del 20 % o más de la
1/4Mn) en exceso de 0 . 6 5% (análisis en cucharón) se precalentará a
Límite elástico mínimo especificado
la temperatura indicada por el procedimiento de soldadura. También
se requerirá precalentamiento para aceros que tengan un contenido
823.2.1Estándares de Calificación.Procedimientos de soldadura
y los soldadores que realicen trabajos para nuevas construcciones y
de carbono más bajo o equivalentes de carbono cuando el
tuberías fuera de servicio deberán estar calificados bajo el Código B
procedimiento de soldadura indique que la composición química, la
PV, Sección IX o AP! Std 1 1 04. ¡Para soldadura en servicio, los
temperatura ambiente y/o del metal, el espesor del material o la
procedimientos de soldadura y los soldadores deben estar calificados
geometría del extremo de la soldadura requieran dicho tratamiento
según el Apéndice B de AP! Std 1 1 04. Los procedimientos calificados
para producir soldaduras satisfactorias.
en el Apéndice B son adecuados para la reparación de deposición de
soldadura, siempre que el procedimiento sea apropiado para el
824.2 Materiales diferentes
espesor de pared restante al que se está aplicando.
Al soldar materiales diferentes que tengan diferentes
requisitos de precalentamiento, prevalecerá el material que
requiera el mayor precalentamiento.
823.2.2Tuberías de la Estación de Compresión.Cuando los soldadores
calificado bajo AP! Std 1 104 se emplean en tuberías de
estaciones de compresores, su calificación debe haberse basado
en los requisitos de pruebas mecánicas destructivas de AP.
Estándar 1 104.
824.3 Métodos adecuados
El precalentamiento puede realizarse por cualquier método
adecuado, siempre que sea uniforme y que la temperatura no
descienda por debajo del mínimo prescrito durante las
operaciones de soldadura reales.
823.2.3Variables para la Calificación Separada de
Soldadores.Las referencias dadas enparaca. 823 . 2 . 1contienen
secciones tituladas "Variables esenciales" aplicables a la
cualificación del soldador. Estos se seguirán, excepto
21
ASME 831.8-2022
824.4 Monitoreo Temporal
825.5 Conexiones y accesorios
Todas las soldaduras de conexiones y aditamentos
deberán estar liberadas de esfuerzos cuando las reglas de
paraca. 825 . 3, con las siguientes excepciones:
La temperatura de precalentamiento debe verificarse mediante el
uso de crayones indicadores de temperatura, pirómetros de
termopar u otros métodos adecuados para garantizar que se
obtenga la temperatura de precalentamiento requerida antes y se
mantenga durante la operación de soldadura.
(a)soldaduras de filete no superadas1/2pulg. (13 mm) de tamaño de patas que
conectan conexiones que no superan el tamaño de tubería de NPS 2 (ON 50)
(b)soldaduras de ranura de no más de % pulg. (10 mm) de
tamaño de ranura que unen miembros de soporte u otras
uniones sin presión
825 ALIVIO DEL ESTRÉS
825.1 Aceros al carbono
Las soldaduras en aceros al carbono que tengan un contenido de
825.6 Temperatura de alivio de tensión
carbono superior al 0,32 % (análisis en cuchara) o un equivalente de
(a)El alivio de tensión se debe realizar a una temperatura de 1,
100 °F (593 °C) o mayor para aceros al carbono, y 1,200 °F (649
°C) o mayor para aceros de aleación ferríticos. El rango de
temperatura exacto se indicará en la especificación del
procedimiento.
(bJCuando el alivio de tensión tiene lugar en una junta entre
metales diferentes que tienen diferentes requisitos de alivio de
tensión, prevalecerá el material que requiera la temperatura de
alivio de tensión más alta.
(C)Las partes calentadas deben llevarse lentamente a la
temperatura requerida y mantenerse a esa temperatura durante
un período de tiempo proporcionado sobre la base de al menos
1 h/pulg. (1 h/25 mm) de espesor de pared nominal de la tubería,
pero en ningún caso menos de1/2hr, y debe dejarse enfriar lenta
y uniformemente.
carbono (C + 1,4 Mn) superior al 0,65 % (análisis en cuchara) se deben
aliviar según lo prescrito en el Código BPV, SecciónVIII.El alivio de tensión
también puede ser aconsejable para soldaduras en acero que tienen un
contenido de carbono más bajo o equivalente de carbono cuando las
condiciones adversas enfrían la soldadura demasiado rápido.
825.2 Espesor de pared
Las soldaduras en todos los aceros al carbono se aliviarán
cuando el espesor nominal de la pared exceda el 1 % de pulgada
(32 mm), excepto que los requisitos de alivio de tensión se
pueden omitir si se puede demostrar que se produce una
soldadura satisfactoria. sin el uso de tratamiento térmico
posterior a la soldadura. Tal demostración debe realizarse en
materiales y bajo condiciones que simulen, en la medida de lo
posible, la soldadura de producción real como se describe en la
especificación del procedimiento de soldadura. Se tomarán
medidas de la resistencia a la tracción, tenacidad y dureza de la
soldadura. No será necesario aliviar el estrés si
(a)las mediciones indican que las propiedades metalúrgicas y
mecánicas están dentro de los límites especificados para los
materiales base y el servicio previsto, y
(b)se lleva a cabo un análisis de ingeniería para garantizar que
las propiedades mecánicas de la soldadura y las tensiones
residuales sin tratamiento térmico posterior a la soldadura sean
satisfactorias para el servicio previsto.EnEn algunos casos,
puede ser necesaria la medición de tensiones residuales.
825.7 Métodos para aliviar el estrés
(a)Caliente la estructura completa como una unidad.
(b)Calentar una sección completa que contenga la soldadura o
soldaduras que se van a aliviar antes de unirlas a otras secciones
de trabajo.
(C)Caliente una parte del trabajo calentando lentamente una
banda circunferencial que contenga la soldadura en el centro. El
ancho de la banda que se calienta a la temperatura requerida
debe ser al menos 2 pulgadas (5 1 mm) mayor que el ancho del
refuerzo de soldadura. Se debe tener cuidado para obtener una
temperatura uniforme alrededor de toda la circunferencia de la
tubería. La temperatura disminuirá gradualmente hacia afuera
desde los bordes de esta banda.
(22)825.3 Diferentes espesores de pared
Cuando la unión soldada une partes de diferente espesor
pero de materiales similares, el espesor que se utilizará para
aplicar las reglas enpárrs. 8 2 5 . 1 y8 2 5 . 2será
(d)Los ramales u otros accesorios soldados para los que se
requiere aliviar la tensión pueden aliviarse localmente
calentando una banda circunferencial alrededor de la
tubería en la que se suelda el ramal o el accesorio con el
accesorio en el medio de la banda. El ancho de la banda
debe ser por lo menos 2 pulgadas (51 mm) mayor que el
diámetro de la soldadura que une el ramal o la unión con el
cabezal. Toda la banda se calentará a la temperatura
requerida y se mantendrá durante el tiempo especificado.
(a)el más grueso de las dos partes que se unen, medido en la
unión soldada
(bJel espesor nominal del tramo de tubería o cabezal en el caso de
conexiones de derivación, bridas deslizantes o accesorios de soldadura
por encastre
825.4 Materiales diferentes
Si cualquiera de los materiales en soldaduras entre materiales
diferentes requiere alivio de tensión, la junta deberá requerir alivio
de tensión.
22
(22)
ASME 831.8-2022
ined si la empresa operadora opta por examinar sólo una parte
de la circunferencia de cada uno. Los mismos porcentajes
mínimos se examinarán para doble terminación en cabecera o
patio de vía.
825.8 Equipo para aliviar el estrés local
(a) El alivio de tensiones puede lograrse mediante inducción eléctrica,
resistencia eléctrica, quemadores de anillo alimentados con combustible,
sopletes alimentados con combustible u otros medios adecuados de
(1) 10% de soldaduras en Ubicación Clase 1 .
calentamiento, siempre que se obtenga y mantenga una temperatura
(2)15% de soldaduras en Ubicación Clase 2.
(3)40% de soldaduras en Ubicación Clase 3.
uniforme durante el alivio de tensiones.
(b)La temperatura de alivio de tensión debe verificarse
mediante el uso de pirómetros de termopar u otro equipo
adecuado para garantizar que se haya logrado el ciclo de
alivio de tensión adecuado.
(4)7 5% de soldaduras en Ubicación Clase 4.
(SJ100% de las soldaduras en estaciones compresoras y en
cruces de ríos principales o navegables, cruces de carreteras
principales y cruces de ferrocarril, si es posible, pero en ningún caso
menos del 90%. Se examinarán todas las soldaduras de unión no
(22)826 REQUISITOS DE EXAMEN DE SOLDADURA
sujetas a una prueba de prueba de presión.
(C)Todas las soldaduras que se examinan deben cumplir con
los estándares de aceptabilidad de AP! Std 1 1 04 o ser
debidamente reparado y revisado. Los resultados del examen se
utilizarán para controlar la calidad de las soldaduras.
826.1 Examen visual
El examen visual de las soldaduras debe ser realizado por una
persona calificada con la capacitación y experiencia adecuadas.
(d)Cuando se utiliza un examen radiográfico, ultrasónico o de
partículas magnéticas, un procedimiento que cumpla con los
requisitos de AP! Se seguirá la norma 1 104.
826.2 Examen de soldaduras en sistemas de tuberías
Diseñado para operar a niveles de tensión
(mi)Cuando el tamaño de la tubería es inferior a NPS 6 (ON 150), o
circunferencial inferiores al 20 % del límite elástico
cuando el proyecto de construcción involucra un número tan limitado
mínimo especificado
de soldaduras que el examen no destructivo no sería práctico, y la
La calidad de las soldaduras se comprobará visualmente
por muestreo y las soldaduras defectuosas se repararán o
eliminarán de la línea.
tubería está diseñada para operar a niveles de tensión circunferencial
del 40 % o menos de el límite elástico mínimo especificado, entonces
las disposiciones(b)y(C)no son obligatorios, siempre que las
soldaduras sean examinadas visualmente y aprobadas por un
826.3 Examen de control de calidad de soldaduras en sistemas
inspector de soldadura calificado.
de tuberías destinados a operar a niveles de tensión
(fJ Además de los requisitos de examen no destructivo
descritos en(a)a través de(mi), la calidad de las soldaduras
debe ser controlada continuamente por personal calificado.
circunferencial del 20 % o más de la resistencia a la
fluencia mínima especificada
(a) Cada soldadura deberá ser examinada visualmente.
(b)Además, un cierto porcentaje de las soldaduras deberá
examinarse mediante radiografías, ultrasonidos, partículas
magnéticas u otros métodos comparables y aceptables de
examen no destructivo. El método de trepanación está
prohibido.
827 REPARACIÓN O ELIMINACIÓN DE SOLDADURAS DEFECTUOSAS
EN TUBERÍAS DESTINADAS A OPERAR A NIVELES DE
TENSIÓN CIRCULAR DEL 20 % O MÁS DEL LÍMITE LÍMITE
MÍNIMO ESPECIFICADO
La siguiente cantidad mínima de soldaduras a tope de campo
deberá ser seleccionada al azar por la empresa operadora de la
construcción de cada día para su examen. Cada soldadura así
seleccionada se examinará en toda su circunferencia o bien se
examinará la longitud equivalente de las soldaduras.
Las soldaduras defectuosas deberán ser reparadas o removidas. Si
se hace una reparación, ¡será de acuerdo con AP! Std 1 1 04. Los
soldadores que realicen reparaciones deben estar calificados de
acuerdo conparaca. 823 . 2.
23
ASME 831.8-2022
CapítuloEnfermo
Componentes del sistema de tuberías y detalles de fabricación
830 GENERALIDADES
AP! Especificaciones 6A
Especificación para cabeza de pozo y árbol
AP! Especificaciones 6D
Especificación para válvulas de tubería Válvulas
(a) El propósito de este Capítulo es proporcionar un conjunto de normas
Equipo
para los sistemas de tuberías que cubren
(1)especificaciones y selección de todos los artículos y
accesorios que forman parte del sistema de tuberías, distintos de la
AP! estándar 526
de alivio de presión de acero con bridas
propia tubería
AP! Estándar 599
Válvulas de Tapón Metálicas - Bridas,
Extremos roscados y para soldar
(2)métodos aceptables para hacer conexiones de rama
ciones
AP! Estándar 600
(3) disposiciones para atender los efectos de la temperatura
Válvulas de Compuerta de Acero - Bridas y
Extremos para soldar a tope, bonetes atornillados
cambios
(Métodos aprobados por 4J para soporte y anclaje de
AP! estándar 602
Válvulas de compuerta, globo y retención para
Tamaños DN 100 (NPS 4) y más pequeños
sistemas de tuberías expuestas y enterradas
para las industrias del petróleo y el gas
(b) Este Capítulo no incluye
natural
(1)materiales de tubería (verCapítulo I)
AP! estándar 603
(2)procedimientos de soldadura (verCapítulo 11)
Bonete atornillado resistente a la corrosión
Válvulas de compuerta - Extremos bridados
(3) diseño de tubería (verCapítulo IV)
(4) instalación y prueba de sistemas de tuberías (ver
Capítulo IV)
(5)condiciones especiales para aplicación offshore (ver
Capítulo VIII)
y soldados a tope
AP! estándar 608
Válvulas de Bola Metálicas - Bridadas,
ASME B 1 6. 33
Gas Metálico Operado Manualmente
Extremos roscados y para soldar
(6)condiciones especiales para la aplicación de gas amargo (ver
Válvulas para uso en sistemas de tuberías
Capítulo IX)
de gas de hasta 175 psi (tamaños NPS 1/2
a NPS 2)
831 COMPONENTES DEL SISTEMA DE TUBERÍAS
ASME B16.34
Válvulas: bridadas, roscadas y
ASME B16. 38
Válvulas Metálicas Grandes para Gas
ASME B1 6.40
Termoplástico operado manualmente
Fin de soldadura
Todos los componentes de los sistemas de tuberías, incluidas
válvulas, bridas, accesorios, cabezales, conjuntos especiales, etc.,
deben diseñarse de acuerdo con los requisitos aplicables de esta
sección y las prácticas de ingeniería reconocidas para resistir las
presiones de operación y otras cargas especificadas.
Se seleccionarán componentes que puedan resistir las
condiciones de diseño, funcionamiento y prueba del
sistema en el que se utilizará el componente sin fallas ni
fugas y sin menoscabo de su capacidad de servicio.
Distribución: operación manual,
NPS 2 1/2 (DN 65) a NPS 1 2 (DN 3
00), 125 psig (8,6 bar) máximo
Cierres de gas y válvulas en sistemas
de distribución de gas
MSS SP-70
Válvulas de compuerta de hierro gris, bridadas y
extremos roscados
MSS SP-71
831.1 Válvulas y Dispositivos Reductores de Presión
Válvulas de retención de columpio de hierro gris,
Extremos bridados y roscados
(22) 831.1.1 Válvulas.Las válvulas deben cumplir con las normas y
especificaciones a las que se hace referencia en este Código y se
deben usar solo de acuerdo con las recomendaciones de servicio
del fabricante.
MSS SP-78
Válvulas macho de hierro gris, bridadas y
MSS SP-80
Puerta de bronce, globo, ángulo y control
MSS SP-85
Válvulas de globo y ángulo de hierro gris,
extremos roscados
(a) Se pueden usar válvulas fabricadas de acuerdo con
las siguientes normas:
Válvulas
Extremos bridados y roscados
24
ASME 831.8-2022
Se permiten bridas fundidas o forjadas integrales con
tuberías, accesorios o válvulas en los tamaños y las clases de
presión cubiertas por las normas enumeradas anteriormente,
sujetas a los requisitos de revestimiento, empernado y juntas de
este párrafo ypárrs. 83 1.2.2y83 1.2.3.
(b) Las bridas complementarias roscadas que cumplen con el
(b) Válvulas que tengan componentes de carcasa (cuerpo,
sombrerete, tapa y/o brida final) hechos de hierro dúctil fundido
de acuerdo con ASTM A395 y con dimensiones que cumplan con
AS ME 8 1 6 . 1 , ASME 8 1 6 . 3 3 , ASME 8 1 6. 34, ASME 8 16. 3 8,
ASME 8 1 6.40 o API Spec 6D pueden usarse a presiones que no
excedan el 80 % de los valores nominales de presión para
válvulas de acero comparables a la temperatura indicada,
siempre que la presión no supera los 1 000 psig (6 900 kPa), y no
se emplea soldadura en ningún componente de hierro dúctil en
la fabricación de las carcasas de las válvulas o su montaje como
parte del sistema de tuberías.
grupo 816 de las normas ASME están permitidas en los tamaños
y clases de presión cubiertos por estas normas.
(C)Se permiten bridas traslapadas en los tamaños y clases de
presión establecidos en ASME 8 1 6.5.
(d)Las bridas soldables deslizantes están permitidas en los
tamaños y clases de presión establecidos en ASME 8 1 6 . 5 . Las
bridas deslizantes de sección rectangular pueden sustituirse por
bridas deslizantes con cubo, siempre que el espesor se
incremente según se requiera para producir una resistencia
equivalente según lo determinado por los cálculos realizados de
acuerdo con el Código 8PV, Sección VI II.
(C)Las válvulas que tengan componentes de carcasa hechos de hierro fundido
no deben usarse en componentes de tuberías de gas para estaciones de
compresores.
(22)
831.1.2Requisitos para roscas de conexión final para
Válvulas Roscadas.Las válvulas roscadas se roscarán de
acuerdo con ASME 8 1 .20.1, API Spec SL o API Spec 6A.
(mi)Las bridas con cuello para soldar están permitidas en los
831.1.3Dispositivos reductores de presión.Reducción de presión
tamaños y clases de presión establecidos en ASME 8 1 6 . 5, ASME
Los dispositivos de cierre deben cumplir con los requisitos de este
816.47 y MSS SP-44. El diámetro interior de la brida debe
Código para válvulas en condiciones de servicio comparables.
corresponder al diámetro interior de la tubería utilizada. Para el
tratamiento de extremos de soldadura permitido, consulte
831.1.4Líneas de Servicio: Válvula de Exceso de Flujo Perfor
Obligatorio Apéndice I, Figura I-5.
Estándares de mance.Las válvulas de exceso de flujo deben ser
fabricadas y probadas por el fabricante de acuerdo con las
normas ASTM F1802, ASTM F21 38, MSS SP-1 1 5 o las
especificaciones escritas del fabricante.
(fJ Las bridas de hierro fundido, hierro dúctil y acero deben tener
caras de contacto terminadas de acuerdo con MSS SP-6.
(gramo)Las bridas no ferrosas deben tener caras de contacto
acabadas de acuerdo con ASME 8 1 6.24.
(h)Las bridas complementarias roscadas o integrales de hierro fundido
831.2 Bridas
(22)
de clase 2 5 y 1 2 5 se pueden usar con una junta de cara completa o con
831.2.lTipos de bridas y revestimientos
una junta de anillo plano que se extiende hasta el borde interior de los
orificios para pernos. Cuando se utiliza una junta de cara completa, los
(a)Las dimensiones y perforaciones para todas las bridas de línea o
pernos pueden ser de acero aleado (ASTM Al 9 3 ). Cuando se utilice una
de extremo deben cumplir con uno de los siguientes estándares:
ASME 8 1 6.1
junta anular, los pernos deberán ser de acero al carbono, equivalente a
ASTM A307 Grado 8, sin tratamiento térmico que no sea el alivio de
Bridas de tubería de hierro gris y
tensión.
Accesorios con bridas: Clases
25, 125 y 250
ASME 8 16,5
(i)Al atornillar juntas dos bridas de hierro fundido compañeras
integrales o roscadas Clase 2 5 0 que tengandieciséis(1,6 mm) de
1
caras elevadas, los pernos deben ser de acero al carbono
equivalente a ASTM A307 Grado 8, sin tratamiento térmico que
no sea el alivio de tensión.
Bridas de tubería y bridas
Accesorios: NPS1/2A través de
NPS 24 métrico/pulgada
Estándar
ASME 8 16,24
Las bridas de acero OJ Clase 150 se pueden atornillar a bridas de hierro
Bridas de tubería de aleación de cobre fundido,
fundido Clase 125. Cuando se utiliza tal construcción, eldieciséis
Accesorios con bridas y
válvulas: Clases 150, 300, 600,
900, 1 500 y 2 5 00
ASME 8 16,42
ASME 816.47
quitarse. Cuando se unen dichas bridas con pernos usando una junta
anular plana que se extienda hasta el borde interior de los orificios de los
Bridas de tubería de hierro dúctil y
pernos, los pernos deben ser de acero al carbono equivalente a ASTM A3 0
Racores Bridados: Clases
150 y 300
7 Grado 8, sin tratamiento térmico que no sea el alivio de tensión. Cuando
se unen dichas bridas con pernos usando una junta de cara completa, los
pernos pueden ser de aleación de acero (ASTM Al93) .
Bridas de acero de gran diámetro:
NPS 26 a NPS 60 Métrico/
pulgadas estándar
ASME 83 1.8,
Apéndice Obligatorio
(k) Las bridas de acero Clase 300 pueden atornillarse a bridas
de hierro fundido Clase 250. Cuando se utilice tal construcción,
los pernos deberán ser de acero al carbono, equivalente a ASTM
A 3 0 7 Grado 8, sin tratamiento térmico que no sea el alivio de
tensión. La buena práctica indica que se debe quitar la cara
realzada de la brida de acero, pero también en
Bridas ligeras
Yo, Cuadro 1 -1
MSS SP-44
1
(1,6 mm) de pulgada (1,6 mm) de la cara elevada de la brida de acero debe
Bridas de tubería de acero
25
ASME 831.8-2022
En este caso, la tornillería será de acero al carbono equivalente a
(gramo)Las tuercas cortadas del material de la barra de tal manera
ASTM A307 Grado B.
que el eje sea paralelo a la dirección de rodadura de la barra se
pueden usar en todos los tamaños para juntas en las que una o
(/) Las bridas con cuello para soldar de acero forjado que tengan
un diámetro exterior y perforaciones iguales a las de ASME Bl6.l, pero
ambas bridas son de hierro fundido y para juntas con bridas de acero
con espesor de brida modificado, dimensiones del cubo y detalles
donde la presión no es suficiente. no exceda los 250 psig (1 720 kPa).
especiales de revestimiento, se pueden usar para atornillar contra
Estas tuercas no se deben usar para juntas en las que ambas bridas
bridas de hierro fundido de cara plana y puede operar a las
sean de acero y la presión supere los 2 5 0 psig (1 720 kPa), excepto
clasificaciones de presión y temperatura dadas en ASME B l 6 . l para
para tamaños de tuerca1/2pulg. ( 12 , 7 mm) y menores, estas
bridas de tubería de hierro fundido Clase 125, siempre
limitaciones no se aplican.
(1)el espesor mínimo de la brida,T,no es menos que
831.2.3juntas
que se especifica enAnexo I Obligatoriopara bridas
ligeras
(un general
(2)las bridas se usan con cara completa no metálica
(1)Los materiales de las juntas deben ser capaces de mantener
juntas que se extienden hasta la periferia de la brida
su capacidad de servicio una vez instalado y expuesto a los gases y
(3)el diseño conjunto ha sido probado por prueba para ser
fluidos contenidos en el sistema de tuberías.
adecuado para las calificaciones
(2)ASME B16. 20 y ASME B l6.2 1 son estándares
(metro)Las bridas hechas de hierro dúctil deben cumplir con los
que brindan orientación para las juntas y los materiales
aplicables.
requisitos de ASME Bl6.42. Los requisitos de empernado para las
uniones con bridas de hierro dúctil deben ser los mismos que para
(bJ Presión
las bridas de acero al carbono y de baja aleación como se especifica
(1)Las juntas deben estar hechas de materiales adecuados para
en paraca. 83 1.2.2.
las presiones de diseño y prueba de los sistemas en los
que se instalen.
(2)Juntas metálicas distintas a las de anillo o espiral
831.2.2empernado
Las juntas metálicas enrolladas no deben usarse con bridas ASME
(a)Para todas las uniones con bridas, los pernos o espárragos utilizados deben
Clase 150 o más ligeras. No se deben usar juntas metálicas para
extenderse completamente a través de las tuercas.
bridas más livianas que la Clase 150, o cuando se usan pernos ASTM
(b}Para todas las juntas de brida que no sean las descritas en
A307 Grado B o equivalentes.
párrs. 83 1 . 2 . yoa través de831 . 2 . yo (k), los pernos deben estar
c) Temperatura
hechos de acero aleado conforme a las normas ASTM Al93, ASTM
(1)Los materiales de las juntas deben ser capaces de mantener
A320 o ASTM A354, o de acero al carbono tratado térmicamente
conforme a la norma ASTM A449. Sin embargo, los pernos para
sus propiedades mecánicas y químicas deseadas para la gama
bridas ASME Bl6.5, Clase 150 y 300 a temperaturas entre -20°F y
completa de temperaturas a las que estarán expuestos.
(2)Se debe considerar el uso del fuego.
400°F (-29°C y 204°C) pueden estar hechos de material ASTM A307
Grado B.
materiales seguros para soportar condiciones de emergencia.
(d} Tipos
(C)Se utilizará material de empernado de acero aleado que cumpla
(1)El uso de juntas de metal o con camisa de metal
con las normas ASTM Al 93 o ASTM A 3 5 4 para aislar las bridas si
(ya sea liso o corrugado) no está limitado por presión, excepto como
dicho empernado se realiza1/8pulg. (3, 2 mm) de menor tamaño.
se indica en(b) (2), siempre que el material de la junta sea adecuado
(d)Los materiales utilizados para las nueces deberán cumplir con las
normas ASTM Al94 y ASTM A307. Las tuercas ASTM A307 solo se pueden
para la temperatura de servicio. Estos tipos de juntas se recomiendan
usar con pernos ASTM A307.
para usar con los revestimientos macho y hembra pequeños o
machihembrados pequeños. También se pueden usar con bridas de
(mi)Todos los pernos, espárragos y sus tuercas de acero al
carbono y aleado deben roscarse de acuerdo con las siguientes
acero con caras superpuestas, macho y hembra grandes, ranuras y
series de roscas y clases de dimensiones según lo requiere ASME Bl.
lengüetas grandes o caras elevadas.
1.
(2)Se deben usar empaques de cara completa con todos los bronces.
(o aleación de cobre) bridas y con bridas de hierro fundido Clase 25 y
(1)Acero carbono.Todos los pernos y espárragos de acero al carbono
tendrán roscas gruesas de dimensiones Clase 2A, y sus
tuercas tendrán dimensiones Clase 2B.
Clase 1 2 5. Los empaques de anillo plano con un diámetro exterior
que se extiende hacia el interior de los orificios de los pernos se
pueden usar con bridas de hierro fundido, con bridas de acero de
(2) Aleación de acero.Todos los pernos y espárragos de acero aleado de 1
pulg. (25 mm) y el diámetro nominal más pequeño debe ser
de la serie de rosca gruesa; diámetros nominales 1%(29
mm) y mayores serán de la serie de 8 hilos (8 hilos por 25,4
mm). Los pernos y espárragos tendrán una dimensión de
Clase 2A; sus tuercas tendrán dimensión Clase 2B.
cara elevada o con bridas de acero traslapado, siempre que se
cumplan los requisitos de empernado de ASME B l 6 . 5, párr. 5 . 3 . Se
siguen 5.
(3)Para bridas de acero para asegurar compresiones de unidades superiores
En la empaquetadura, se pueden usar empaquetaduras metálicas de un ancho
(f) Los pernos deben tener cabezas cuadradas regulares estándar
menor que la cara macho completa de la brida con cara realzada, superpuesta o
ASME o cabezas hexagonales pesadas y deben tener tuercas
caras macho y hembra grandes. El ancho de la empaquetadura para juntas
hexagonales pesadas estándares ASME que cumplan con las
macho y hembra pequeñas o machihembradas debe ser igual al ancho de la cara
dimensiones de ASME B 18.2. l y ASME B18. 2 . 2 .
macho o machihembrada.
26
ASME 831.8-2022
(gramo)Los accesorios de plástico termoestable reforzado deben
(4)Los anillos para juntas de anillo deben ser de dimensiones establecidas
contenida en ASME B 16.20. El material de estos anillos deberá
ser adecuado para las condiciones de servicio encontradas y
deberá ser más suave que las bridas.
cumplir con la norma ASTM 0 2 5 17.
831.3.2Herrajes especiales.Cuando fundición especial, forjado,
Se requieren accesorios forjados o soldados de dimensiones
diferentes a las de las formas regulares especificadas en las
normas ASME y MS S aplicables, las disposiciones de paraca.
8 3 1 .3.6se aplicarán.
(Juntas Especiales SJ.Se pueden usar juntas
especiales, incluidas las juntas aislantes, siempre que
sean adecuadas para las temperaturas, presiones,
composición del gas, fluidos y otras condiciones a las que
puedan estar sujetas.
(22)
831.3.3Conexiones de rama
831.2.4Montaje de bridas.Un conjunto de junta bridada es
(a)Las conexiones de derivación soldadas en tubería de acero
compuesto por componentes separados e independientes,
aunque interrelacionados: las bridas, la junta y los pernos, que
son ensamblados por otra influencia, el ensamblador. Se deben
ejercer controles adecuados en la selección y aplicación de todos
estos elementos para lograr una junta que tenga una
hermeticidad aceptable. Las técnicas especiales, como el apriete
controlado de pernos, se describen en ASME PCC-1. Cuando se
utilicen componentes integrados como juegos de aislamiento,
espaciadores, reguladores u otros elementos intrínsecos con
bridas o entre bridas, el usuario deberá seguir las
recomendaciones de instalación del fabricante para lograr el
sellado deseado.
deben cumplir con los requisitos de diseño depárrs. 83 1 .4y83 1.5.
(b) Los grifos roscados en tubería de hierro fundido para conexiones de
derivación se permiten sin refuerzo hasta un tamaño que no exceda el 2
5% del diámetro nominal de la tubería; sin embargo, donde las
condiciones de servicio climático o las condiciones del suelo crean cargas
externas anormales o inusuales en la tubería de hierro fundido, se
permiten tomas roscadas no reforzadas para conexiones de ramales solo
en tubería de hierro fundido NPS 8 (ON 2 00) y de diámetro mayor,
siempre que la el tamaño del grifo no es superior al 25% del diámetro
nominal de la tubería.
(C)Los grifos roscados existentes en la tubería de hierro fundido se
pueden usar para reemplazar las conexiones de los ramales cuando una
inspección cuidadosa muestre que no hay grietas u otro deterioro en la
831.3 Accesorios que no sean válvulas y bridas
(22)
tubería principal que rodea inmediatamente la abertura.
(d)Los grifos roscados en tubería de hierro dúctil están
permitidos sin refuerzo hasta un tamaño no superior al 25 % del
diámetro nominal de la tubería, excepto que los grifos NPS de 1
1/4 pulg. (ON 32) están permitidos en tubería NPS 4 (ON 100).
con un espesor de pared nominal de no menos de 0 . 380 en .
(9,65 mm) .
831.3.lAccesorios estándar
(a)Los espesores mínimos de metal de los accesorios
bridados o roscados no deben ser menores que los
especificados para las presiones y temperaturas en las
normas ASME aplicables o la práctica estándar MSS.
(b}Los accesorios de acero para soldar a tope deben cumplir
con ASME B16.9 o MSS SP-75 y deben tener valores nominales de
presión y temperatura basados en tensiones para tuberías del
mismo material o uno equivalente. Para la idoneidad del diseño
de los accesorios, la resistencia real al estallido de los accesorios
debe ser al menos igual a la resistencia al estallido calculada de
la tubería del material y espesor de pared designados. No se
requiere la prueba hidrostática de fábrica de los accesorios de
soldadura a tope de acero fabricados en fábrica, pero todos
estos accesorios deben ser capaces de resistir una presión de
prueba de campo igual a la presión de prueba establecida por el
fabricante, sin fallas ni fugas, y sin menoscabo de su capacidad
de servicio. . Los codos destinados a la segmentación en el
campo también deberán cumplir conparaca. 841 . 2 . 3 (d)y ASME
B16.9, párr. 6 2 . 4 o MSS SP-75, párr. 13 5 .
(mi)Los accesorios mecánicos se pueden utilizar para hacer hot taps en
tuberías y tuberías principales, siempre que estén diseñados para las
condiciones de operación de la tubería o tubería principal y sean
adecuados para ese propósito.
831.3.4Aberturas para Equipos de Control de Gas en Fundición
Tubería de hierro.Los grifos roscados utilizados para equipos de control de
gas en tuberías de hierro fundido (es decir, ensacado de una sección de
tubería principal) están permitidos sin refuerzo hasta un tamaño que no
supere el 2,5 % del diámetro nominal de la tubería, excepto que NPS 1
%Se permiten grifos de pulg. (ON 32) en tuberías NPS 4 (ON 100). Los
grifos más grandes que los permitidos aquí deben usar una manga
de refuerzo.
831.3.5Componentes especiales fabricados por soldadura
(C)Las curvas por inducción de soldadura a tope de acero forjado
(a)Esta sección cubre los componentes del sistema de tuberías que
hechas en fábrica o las curvas en caliente deben cumplir con ASME 816.49.
no sean ensamblajes que consisten en tuberías y accesorios unidos
Las curvas requeridas para ser adecuadas para la segmentación también
por soldaduras circunferenciales.
deben cumplir con el Requisito Suplementario SR15.3 en ASME B16.49 y
(b)Todas las soldaduras se deben realizar usando
procedimientos y operadores que estén calificados de
acuerdo con los requisitos desección 823.
paraca. 841.2 . 3 (d).
(d)Los accesorios de acero para soldadura por encastre deben cumplir con
ASME B 16 . 11
(C)Las conexiones de derivación deben cumplir con los requisitos
(mi)Los accesorios bridados de hierro dúctil deben cumplir
de diseño depárrs. 83 1.4,83 1.5, y83 1 .6.
con los requisitos de ASME B 16.42 o ANSI A21. 14
(d)Unidades prefabricadas, distintas de los accesorios de
soldadura a tope fabricados regularmente, que emplean placas y
costuras longitudinales en contraste con la tubería que ha sido
(f) Los accesorios termoplásticos deberán cumplir con las normas
ASTM 02513 o ASTM F2945.
27
ASME 831.8-2022
producidos y probados bajo una de las especificaciones listadas en
(c) Cabezas de cierre.Cabezas de cierre como planas, elipsoidales
este Código, deben ser diseñados, construidos y probados bajo los
[que no sean en(b)] , cabezas esféricas o cónicas están permitidas
requisitos del Código BPV. Los requisitos del Código BPV no están
bajo este Código. Dichos elementos pueden diseñarse de acuerdo
destinados a aplicarse a ensamblajes parciales como anillos partidos
con el Código BPV, Sección VIII, División 1. Para los cabezales de
o collares ni a otros detalles soldados en campo.
cierre no diseñados según el Código BPV, Sección VIII, División 1, las
(mi)Toda unidad prefabricada producida conforme a esta sección
tensiones máximas permisibles para los materiales utilizados en
del Código deberá resistir con éxito una prueba de presión sin fallas,
estos cabezales de cierre se establecerán según el provisiones de
fugas, deterioro o distorsión que no sea la distorsión elástica a una
sección 841y no deberá exceder un nivel de tensión circunferencial
presión igual a la presión de prueba del sistema en el que está
del 60 % SMYS.
instalada, ya sea antes de la instalación o durante la prueba del
Si se utilizan soldaduras en la fabricación de estos cabezales,
se deben examinar de acuerdo con las disposiciones del Código
BPV, Sección VIII, División 1.
Los cabezales de cierre deben tener valores nominales de
sistema. Cuando dichas unidades se vayan a instalar en sistemas
existentes, deberán someterse a una prueba de presión antes de la
instalación, si es factible; de lo contrario, deberán resistir una prueba
presión y temperatura iguales o superiores a los requisitos de
de fugas a la presión de operación de la línea.
diseño del sistema de tuberías al que están conectados.
8 3 1 . 3 . 6P resión D iseño de O tra P resión
(d) Cierres fabricados.Los tapones de toro de piel de naranja y los
Componentes que contienen.Componentes que contienen presión
remaches de piel de naranja están prohibidos en los sistemas que
que no están cubiertos por las normas enumeradas en Apéndice
A obligatorioy para los cuales no se proporcionan ecuaciones o
procedimientos de diseño en este documento, se pueden usar
cuando el diseño de componentes de forma, proporciones y
tamaño similar ha demostrado ser satisfactorio mediante un
desempeño exitoso en condiciones de servicio comparables. (La
interpolación se puede hacer entre componentes de forma
similar con pequeñas diferencias en tamaño o proporción). En
ausencia de dicha experiencia de servicio, el diseño de presión
se debe basar en un análisis consistente con la filosofía de
diseño general incorporada en este Código y respaldado por al
menos uno de los siguientes:
funcionan con niveles de tensión circunferencial del 20 % o más del
límite elástico mínimo especificado del material de la tubería. Se
permiten colas de pescado y cierres planos en tuberías NPS 3 (ON 75)
y más pequeñas que operen a menos de 100 psi (690 kPa) . Se
prohíben las colas de pescado en tuberías de más de NPS 3 (ON 75).
Los cierres planos en tuberías mayores de NPS 3 deben diseñarse de
acuerdo con el Código BPV, Sección VIII, División 1. [Ver
(C).]
(e) Conexiones de bridas ciegas empernadas.Las conexiones atornilladas
de brida ciega deben cumplir conparaca. 83 1.2.
831.4 Refuerzo de conexiones de ramales soldados
(a)pruebas de calidad, como se describe en el Código BPV, Sección
VIII, División 1, UG-101
831.4.lRequerimientos generales.Toda la rama soldada
(b)análisis de estrés experimental, como se describe en el
Código BPV, Sección VIII, División 2, Anexo 5.F
(C)cálculos de ingeniería
(22)
Las conexiones deben cumplir con los siguientes requisitos:
(a)Cuando las conexiones de derivación se hacen a la tubería
en forma de una sola conexión o en un cabezal o manifold como
una serie de conexiones, el diseño debe ser adecuado para
controlar los niveles de tensión en la tubería dentro de límites
seguros. La construcción deberá acomodar los esfuerzos en la
pared restante de la tubería debido a la abertura en la tubería o
cabezal, los esfuerzos cortantes producidos por la presión que
actúa sobre el área de la abertura del ramal y cualquier carga
externa debido al movimiento térmico, peso, vibración, etc. Los
párrafos siguientes proporcionan reglas de diseño para las
combinaciones habituales de las cargas anteriores, excepto para
cargas externas excesivas.
831.3.7Cierres
(a) Cierres de Apertura Rápida.Un cierre de apertura rápida es
un componente que contiene presión (verparaca. 83 1.3.6)
utilizado para el acceso repetido al interior de un sistema de
tuberías. No es la intención de este Código imponer los
requisitos de un método de diseño específico al diseñador o
fabricante de un cierre de apertura rápida.
Los cierres de apertura rápida deberán tener valores
nominales de presión y temperatura iguales o superiores a los
requisitos de diseño del sistema de tuberías al que están
conectados.
(bJEl refuerzo requerido en la sección de entrepierna de
una conexión de ramal soldada se determinará mediante la
regla de que el área de metal disponible para el refuerzo
deberá ser igual o mayor que el área requerida según se
define en este párrafo, así como enFigura F-5.
Los cierres de apertura rápida deben estar equipados con
dispositivos de bloqueo de seguridad de conformidad con el Código
BPV, Sección VIII, División 1, UG-35. 2 .
La preparación del extremo de soldadura debe estar de acuerdo
(C)El área de la sección transversal requerida, AR, se define
como el producto dedvecest:
con Obligatorio Anexo I, Figura1-4.
(bJ Accesorios de cierre.Los accesorios de cierre
comúnmente denominados "tapas soldadas" deben
diseñarse y fabricarse de acuerdo con ASME 8 1 6 . 9 o
MSSSP - 7 5 . [ Ver paraca. 83 1 . 3 . l(b}.]
AR =dt
28
(22)
ASME 831.8-2022
(h) Cuando los anillos o monturas cubran la soldadura
entre el ramal y el cabezal, se debe proporcionar un orificio
de ventilación en el anillo o el cabezal para revelar fugas en
la soldadura entre el ramal y el cabezal y para proporcionar
ventilación durante la soldadura y el tratamiento térmico.
Los orificios de ventilación se deben tapar durante el servicio
para evitar la corrosión en grietas entre la tubería y el
miembro de refuerzo, pero no se debe usar ningún material
de taponamiento que sea capaz de sostener la presión
dentro de la grieta.
(i) El uso de nervaduras o cartelas no se considerará como
una contribución al refuerzo de la conexión del ramal. Esto
no prohíbe el uso de nervaduras o cartelas para otros fines
que no sean el refuerzo, como la rigidización.
dónde
d=el mayor de la longitud de la abertura terminada en
la pared del cabezal medida paralela al eje del
tramo o al diámetro interior de la conexión de la
rama
t =el espesor de pared nominal del cabezal requerido por
paraca. 841 . 1 . 1para la presión y temperatura de
diseño
Cuando el espesor nominal de la pared de la tubería incluye un
margen para la corrosión o erosión, todas las dimensiones utilizadas
deben resultar después de que haya tenido lugar la corrosión o
erosión anticipada.
(d) El área disponible para el refuerzo será la suma de
OJ El ramal se unirá mediante una soldadura en todo el
espesor del ramal o pared del cabezal más una soldadura de
filete, W1, como se muestra enObligatorio Apéndice I, Figuras I
-1yI-2. Se prefiere el uso de soldaduras de filete cóncavas para
minimizar aún más la concentración de tensión en las esquinas.
El refuerzo de anillo o montura se debe colocar como se muestra
enObligatorio Apéndice I, Figura 1 -2. Cuando no se usa un filete
completo, se recomienda que el borde del refuerzo se rebaje o
bisele a aproximadamente 45 grados para fusionarse con el
borde del filete.
(1) el área de la sección transversal que resulta de cualquier
exceso de espesor disponible en el encabezado espesor sobre el
mínimo requerido para el encabezado como se define en(C) y
que se encuentra dentro del área de refuerzo como se define en
(mi)
(2)el área de la sección transversal que resulta de cualquier
exceso de espesor disponible en el espesor de la pared de la
rama sobre el espesor mínimo requerido para la rama y que se
encuentra dentro del área de refuerzo como se define en(mi)
metal que se encuentra dentro del área de refuerzo, como se define en
(k)Los anillos de refuerzo y las monturas deben
ajustarse con precisión a las partes a las que están
unidos. Obligatorio Anexo I, Figuras 1 - 2yyo - 3ilustrar
algunas formas aceptables de refuerzo.
(mi), incluido el de metal de soldadura sólido que se une
convencionalmente al cabezal y/o ramal
grados con respecto al tramo se vuelven progresivamente más débiles a
(3)el área de la sección transversal de todo el refuerzo añadido
(I) Las conexiones de derivación unidas en un ángulo inferior a 85
(mi)Forzamiento de Thereaofrein , mostrado en
Obligatorio Apéndice I, Figura F-5, se define como un
rectángulo cuya longitud se extenderá una distancia, d, a
cada lado de la línea central transversal de la abertura
terminada y cuyo ancho se extenderá una distancia de 2 1/2
veces el espesor nominal de la pared del dintel a cada lado
de la superficie de la pared de cabecera. En ningún caso, sin
embargo, se extenderá más de 2 1,2 veces el espesor
nominal de la pared del ramal desde la superficie exterior del
cabezal o del refuerzo, si lo hubiere.
medida que el ángulo disminuye. Cualquier diseño de este tipo debe
someterse a un estudio individual y debe proporcionarse suficiente
refuerzo para compensar la debilidad inherente de dicha construcción. El
uso de nervaduras circundantes para soportar las superficies planas o de
reingreso está permitido y puede incluirse en los cálculos de resistencia. Se
advierte al diseñador que las concentraciones de tensión cerca de los
extremos de las nervaduras parciales, las correas o los refuerzos pueden
anular su valor de refuerzo.
831.4.2Requisitos especiales.Además de la rerequisitos deparaca. 83 1.4.1, las conexiones de derivación
deben cumplir los requisitos especiales de los siguientes
párrafos como se da enTabla 8 3 1 .4.2- 1:
(a)Se prefieren tes de acero forjado con contornos suaves de
diseño comprobado. Cuando no se puedan usar tes, el elemento
de refuerzo se extenderá alrededor de la circunferencia del
cabezal. Se prohíben las almohadillas, las monturas parciales u
otros tipos de refuerzo localizado.
(f) El material de cualquier refuerzo adicional deberá tener
una tensión de trabajo admisible al menos igual a la de la pared
del dintel, excepto que se puede usar material de menor tensión
admisible si el área aumenta en proporción directa a la tensión
admisible para el dintel y el refuerzo. materia, respectivamente.
(gramo)El material utilizado para el refuerzo del anillo o de la silla
de montar puede tener especificaciones diferentes a las de la tubería,
(bJ Se prefieren tes de contorno suave de diseño
comprobado. Cuando no se usan tes, el elemento de
refuerzo debe ser del tipo de envolvente completa, pero
puede ser del tipo almohadilla, tipo silla de montar o un tipo
de accesorio de salida para soldar.
siempre que el área de la sección transversal sea directamente
proporcional a la resistencia relativa de la tubería y los materiales de
refuerzo a las temperaturas de operación, y siempre que tenga
calidades de soldadura comparables a las de la tubería. No se tomará
crédito por la resistencia adicional del material que tenga una
(C)El miembro de refuerzo puede ser del tipo de cerco
completo, tipo almohadilla, tipo silla de montar o tipo accesorio
de salida de soldadura. Los bordes de los elementos de refuerzo
deben ahusarse al espesor del travesaño. Se recomienda que
resistencia superior a la de la parte a ser reforzada.
29
(22)
ASME 831.8-2022
Mesa831.4.2-1
Refuerzo de Conexiones de Ramales Soldados, Requerimientos Especiales
Estrés de aro a
Mínimo
Especificado
Límite elástico
en el encabezado
2 5% o menos
Más de 2 5% Hasta 50%
Mas de 50%
20% o menos
Verpárrs. 831 .4.2(g)y83 1.4.2(j)
Verpárrs. 83 1.4.2(g)y
831 .4.2(j)
Verpárrs. 831 .4.2 (h)y83 1.4.2(j)
Más de 20%
hasta el 50%
Verpárrs. 831 .4.2(d),831.4.2(yo), y
83 1.4.2(j)
Verpárrs. 83 1.4.2(i)y
831 .4.2(j)
Verpárrs. 831 .4.2 (h),831.4.2(yo), y
831 .4.2(j)
Mas de 50%
Verpárrs. 831 .4.2(c),83 1.4.2(d),
83 1.4.2(s), y83 1.4.2(j)
Verpárrs. 83 l.4.2(b),83 1.4.2(s),
y83 1.4.2(j)
Verpárrs. 83 1.4.2(a),831 .4.2(e),831 .4.2 (h),
y83 1.4.2(j)
los tramos de las soldaduras de filete que unen el miembro de
refuerzo y el cabezal no exceden el espesor del cabezal.
(d)No se requieren cálculos de refuerzo para las aberturas de
derivación NPS 2 (DN 50) y de menor diámetro; sin embargo, se
debe tener cuidado para proporcionar un refuerzo adecuado
para mitigar los efectos de las vibraciones y otras fuerzas a las
que pueden estar sujetas estas pequeñas aberturas.
(mi)Todas las soldaduras que unen el cabezal, la rama y el
elemento de refuerzo deben ser equivalentes a las que se
muestran en Obligatorio Apéndice I, Figuras I -1,I-2, yI-3.
(f) Los bordes interiores de la abertura terminada deberán,
siempre que sea posible, ser redondeados a un1/8radio de 3,2
mm (pulg.). Si el miembro que lo rodea es más grueso que el
cabezal y está soldado al cabezal, los extremos se ahusarán
hasta el grosor del cabezal y se realizarán soldaduras de filete
continuas. En el caso de hot tap o taponamiento de accesorios,
use un requisito especial(j).
(gramo)El refuerzo de las aberturas no es obligatorio; sin
embargo, se puede requerir refuerzo para casos especiales que
involucren presiones superiores a 1 0 0 psig (690 kPa), tubería de
pared delgada o cargas externas severas.
(h)Si se requiere un miembro de refuerzo, y el diámetro de la
rama es tal que un miembro de refuerzo de tipo localizado se
extendería alrededor de más de la mitad de la circunferencia del
cabezal, entonces se debe usar un miembro de refuerzo de tipo
envolvente completo, independientemente del diseño. Se puede
usar tensión circunferencial o una T de acero forjado de
contorno suave de diseño probado.
(i)El refuerzo puede ser de cualquier tipo que cumpla con los
requisitos deparaca.
(j) Para grifos calientes o conexiones de taponamiento de
configuraciones tipo T (verObligatorio Apéndice I, Figura I -3 . 1),
donde el manguito de refuerzo está presurizado y es más
grueso que el cabezal, y la aplicación da como resultado una
carga adicional, como la del equipo de taponado y tapping en
caliente, se aplican los siguientes requisitos:
ness de la tubería. Esto dará como resultado una garganta de soldadura
efectiva mínima de 0,7 t.
(2) La dimensión máxima de la pierna del filete final
soldaduras será de 1,4 t más el espacio observado o medido
entre el interior del accesorio y el exterior de la tubería en la
instalación, lo que da como resultado una garganta de
soldadura efectiva que no exceda 1,0 t.
(3) Si es necesario, los accesorios deben ser ahusados, biselados,
o biselados en sus extremos a un ángulo mínimo aproximado de 45º
(respecto a la cara del extremo). El estrechamiento, el biselado o el
biselado deben proporcionar al menos una cara nominal para
acomodar la soldadura de filete, pero la dimensión de la cara no debe
exceder 1,4 veces el espesor calculado requerido para cumplir con la
tensión circunferencial máxima del manguito presurizado. El tramo
del filete depositado en la cara del extremo no necesita llevarse
completamente hasta el hombro de la cara si al hacerlo resultaría en
una soldadura de filete sobredimensionada.
(4)Debido a que cada instalación puede ser única, la
la conicidad o el chaflán serán responsabilidad del usuario o,
de lo contrario, por acuerdo entre el usuario y el fabricante.
(k)Los accesorios MSS SP-97 se pueden usar hasta la mitad del
tamaño de la tubería principal siempre que se cumplan los siguientes
requisitos:
(1)El diseño del accesorio de salida de la rama por calcu
La prueba de laminación o prueba debe cumplir con los requisitos de MSS SP-97
y reforzar completamente el orificio cortado en la tubería.
(2) El material del accesorio deberá ser igual o
mayor en resistencia que la tubería a la que se soldará. Si
las propiedades del accesorio no coinciden con las de la
tubería, se agregará proporcionalmente un refuerzo
adicional para compensar la menor resistencia.
(3) Los accesorios deben montarse e instalarse usando un
soldadura de penetración con orientación del fabricante sobre el contorno
de la soldadura.
(4)La conexión de salida se puede soldar por enchufe,
roscados o soldados a tope. El ramal de conexión puede tener
cualquier grosor siempre que cumpla con los requisitos de
diseño de pared para el servicio. Se pueden considerar tamaños
de salida superiores a la mitad si se realiza una evaluación de
ingeniería adicional.
(1)La dimensión mínima de la pierna de la soldadura de filete en
los extremos del manguito deben ser 1,0 t más el espacio observado
o medido entre el interior del accesorio y el exterior de la tubería en
la instalación, donde t es el espesor real de la pared.
30
ASME 831.8-2022
831.5 Refuerzo de Múltiples Aberturas
(1JÁreaA1es el área que se encuentra dentro de la zona de refuerzo como
resultado de cualquier exceso de espesor disponible en la pared de la carrera, es
(a)Cuando dos o más ramales adyacentes estén
espaciados a menos de 2 veces su diámetro promedio
(de manera que sus áreas efectivas de refuerzo se
superpongan), el grupo de aberturas se reforzará de
acuerdo con paraca. 83 1.4. El metal de refuerzo se
agregará como un refuerzo combinado, cuya resistencia
será igual a las resistencias combinadas de los refuerzos
que se requerirían para las aberturas separadas. En
ningún caso se considerará que una porción de una
sección transversal se aplica a más de una abertura o se
evaluará más de una vez en un área combinada.
(b) Cuando más de dos aberturas adyacentes deban
ser provistas de un refuerzo combinado, la distancia
mínima entre los centros de cualquiera de estas dos
aberturas será preferiblemente de al menos 11/2veces su
diámetro medio, y el área de refuerzo entre ellos será
por lo menos igual al 50% del total requerido para estas
dos aberturas en la sección transversal considerada.
decir,
(2)AreaA2 es el área que se encuentra dentro del refuerzo
zona resultante de cualquier exceso de espesor disponible en la
pared del ramal, es decir,
(3)AreaA3 es el área que se encuentra dentro del refuerzo
zona resultante del exceso de espesor disponible en el labio de
salida extruido, es decir,
(g) Refuerzo de Múltiples Aberturas.las reglas en paraca.
831 . 5se seguirá, excepto que el área requerida y el área
de refuerzo serán las indicadas en este párrafo.
(C)Cuando la distancia entre los centros de dos aberturas
adyacentes es menor que 1%veces su diámetro medio, tal
como se considera en(b), no se dará crédito por refuerzo
para ninguno de los metales entre estas dos aberturas.
(h)Además de lo anterior, el fabricante será responsable
de establecer y marcar en la sección que contenga salidas
extruidas lo siguiente: la presión y temperatura de diseño, y
que éstas fueron establecidas bajo las disposiciones de este
Código. El nombre del fabricante o la marca registrada se
marcarán en la sección.
(d)Cualquier número de aberturas adyacentes estrechamente
espaciadas en cualquier disposición puede reforzarse como si el grupo
fuera tratado como una supuesta abertura de un diámetro que encierra
todas esas aberturas.
831.6 Salidas Extruidas
832 EXPANSIÓN Y FLEXIBILIDAD
(a)Las reglas de este párrafo se aplican a las salidas de
832.1 Aplicación
acero extruido en las que el refuerzo es integral.
Una salida extruida se define como una salida en la que el
labio extruido en la salida tiene una altura sobre la superficie
del recorrido que es igual o mayor que el radio de curvatura
de la parte contorneada externa de la salida. (Ver Obligatorio
Apéndice I, Figuras F - 1a través deF-4y nomenclatura).
Sección 832es aplicable a la tubería que cumple con la definición
de tubería no restringida enparaca. 833 . yo (c).
832.2 Cantidad de Expansión o Contracción
La expansión y contracción térmica de los aceros al carbono y
de baja aleación más comunes se puede calcular utilizando 6 . 5X
10-6 pulg./pulg.j°F ( 1 . 1 7X10-5 cm/cmj°C) como el coeficiente de
expansión térmica. La dilatación o contracción a considerar es la
diferencia entre las temperaturas máximas o mínimas de diseño
y la temperatura media esperada de instalación. Para obtener
coeficientes de expansión térmica más precisos para materiales
específicos, consulte datos de fuentes autorizadas, como
publicaciones del Instituto Nacional de Estándares y Tecnología.
Una tabla que contiene cantidades aproximadas de expansión o
contracción por unidad de longitud para temperaturas
seleccionadas se proporciona enMesa
(b) Estas reglas no se aplican a ninguna boquilla o conexión
de derivación en la que se aplique material adicional no integral
en forma de anillos, almohadillas o monturas.
(C)Estas reglas se aplican solo a los casos en que el eje de
la salida se cruza y es perpendicular al eje del recorrido.
(d)Obligatorio Anexo I, Figuras F- 1a través deF-4 definir
las dimensiones pertinentes y las condiciones limitantes.
(e) Área Requerida.El área requerida se define como
un =KtrDo
dónde
k=1
.00 cuandod/d>0,60
0.6+%d/dcuando 0.15<d/d�0,60 0,70
cuandod/d�0 15
832.3 Requisitos de flexibilidad
El diseño debe cumplir el criterio de que el área de
refuerzo definida en(F)no es menor que el área requerida.
(f) Área de Refuerzo.El área de refuerzo será la suma de
las áreasA1+A2+A3como se define a continuación:
(a)Los sistemas de tuberías deben estar diseñados para tener
suficiente flexibilidad para evitar que la expansión o contracción
térmica causen tensiones excesivas en el material de la tubería,
flexión excesiva o cargas inusuales en las juntas, o
31
ASME 831.8-2022
Mesa832.2-1
Expansión o contracción térmica de materiales de tubería -
(mi)Las propiedades de la tubería y los accesorios para estos
cálculos se basarán en las dimensiones nominales y el factor de
Hierro forjado y acero de alta
calidad de la unión soldada longitudinal.mise tomará como 1 .00.
(f) El rango total de temperatura desde la temperatura de
diseño mínima hasta la temperatura de diseño máxima se
debe considerar en todos los cálculos de tensión de
expansión, ya sea que la tubería tenga resortes en frío o no.
Si las temperaturas de instalación, arranque o apagado
están fuera del rango de temperatura de diseño, se debe
considerar el rango de temperatura máximo posible.
Además de la dilatación de la propia línea, se considerarán
los movimientos lineales y angulares de los equipos a los
que se acopla.
(gramo)Los cálculos de flexibilidad se basarán en el
resistencia al carbono y de baja aleación
Temperatura,
de (OC)
Expansión o contracción
aproximada, pulg./100pies (mmm)
Por encima o por debajo de 32 °F (0 °C)
- 125 (-87)
1.2 (1.0)
- 100 (-74)
1,0 (0,8)
- 75 (-60)
0,8 (0,7)
- entonces (-45)
0,6 (0,5)
0 (-18)
0,2 (0,2)
32 (0)
0.0 (0.0)
60 (16)
0,2 (0,2)
100 (38)
0,5 (0,4)
125 (52)
0,7 (0,6)
150 (66)
0,9 (0,8)
tener en cuenta en los cálculos de las reacciones, siempre que se
175 (79)
1,1 (0,9)
especifique y utilice un método efectivo para obtener el resorte frío
200 (93)
1.3 (1.1)
diseñado.
225 (107)
1,5 (1,3)
250 (121)
1.7 (1.4)
(a)Las fuerzas y momentos de reacción que se utilizarán en el
300 (149)
2.2 (1.8)
diseño de restricciones y soportes para un sistema de tuberías, y en
módulo de elasticidad correspondiente a la temperatura
más baja del ciclo operativo.
(h)Para modificar el efecto de expansión y contracción, los tramos
de tubería pueden ser suspendidos en frío. El resorte frío se puede
832.4 Reacciones
350 (177)
2.6 (2.2)
la evaluación de los efectos de los desplazamientos de las tuberías en
400 (204)
3.0 (2.5)
los equipos conectados, deberán considerar la gama completa de
450 (232)
3,5 (2,9)
condiciones de desplazamiento térmico más el peso y las cargas
externas. La primavera fría puede ser útil para mantener las
reacciones dentro de límites aceptables.
(b)Las reacciones por desplazamientos térmicos se calcularán
utilizando el módulo de elasticidad correspondiente a la
temperatura más baja de un ciclo operativo.
fuerzas o momentos indeseables en puntos de conexión a
equipos o en puntos de anclaje o guía. Se realizarán cálculos
formales cuando exista una duda razonable sobre la
flexibilidad adecuada del sistema. Verparaca. 833.7 para
obtener más orientación.
(C)Se debe tener en cuenta la capacidad de carga de
los equipos giratorios y presurizados adjuntos y la
estructura de soporte.
(b)Se debe proporcionar flexibilidad mediante el uso de curvas,
bucles o compensaciones, o se deben tomar medidas para absorber
832.5 Módulo de elasticidad
los cambios térmicos mediante el uso de juntas de expansión o
El módulo de elasticidad para el acero al carbono y de baja
aleación a varias temperaturas se da enMesa
Valores
acoplamientos del tipo de juntas de labios o juntas de expansión del
tipo de fuelle. Si se usan juntas de expansión, se deben instalar
entre las temperaturas enumeradas pueden interpolarse linealmente.
anclajes o amarres de suficiente resistencia y rigidez para soportar
las fuerzas finales debidas a la presión del fluido y otras causas.
(c) Al calcular la flexibilidad de un sistema de tuberías, el
sistema debe ser tratado como un todo. Se considerará la
importancia de todas las partes de la línea y todas las
restricciones, como soportes rígidos o guías.
Mesa832.5-1
Módulo de elasticidad del carbono
y acero de baja aleación
(d)Los cálculos deberán tener en cuenta los factores de
Temperatura,
intensificación de tensiones que se encuentren en componentes
que no sean tubos rectos simples. Se puede tomar crédito por la
flexibilidad adicional de tales componentes. Los factores de
flexibilidad y los factores de intensificación del estrés mostrados
en Obligatorio Apéndice E, Tabla E-1puede ser usado.
de (OC)
32
Módulo de elasticidad,
psiX106(GPa)
- 100 (-73)
30.2 (208)
70 (21)
29.5 (203)
200 (93)
28.8 (198)
300 (149)
28.3 (195)
400 (204)
27 . 7 (191)
500 (260)
27.3 (188)
ASME 831.8-ZOZZ
un =el coeficiente de expansión térmica, 1/°F (1/°C)
833 DISEÑO PARA LONGITUD I NAL STRESS
833.1 Restricción
Si una sección de la tubería puede funcionar a una temperatura más caliente
o más fría que la temperatura instalada, es posible que sea necesario examinar
(a) La condición de restricción es un factor en el comportamiento
ambas condiciones para T2.
estructural de la tubería. El grado de restricción puede verse afectado
(d) El esfuerzo de flexión nominal en tubería recta o
curvas de gran radio debido al peso u otras cargas
externas es
por aspectos de la construcción de la tubería, el diseño del soporte,
las propiedades del suelo y el terreno.Sección 833se aplica a todas las
tuberías de acero dentro del alcance de este Código. Para propósitos
SB =M/Z
de diseño, este Código reconoce dos condiciones de restricción axial,
"restringida" y "no restringida". A continuación se ofrece orientación
dónde
para categorizar la condición de restricción:
METRO =el momento de flexión a través de la sección transversal de la tubería,
(b)Las tuberías en las que el suelo o los soportes evitan el
lb-pulg. (Nuevo Méjico)
desplazamiento axial o la flexión en las curvas están "restringidas".
33
Z=el módulo de la sección de la tubería, pulg. (cm )
La tubería restringida puede incluir lo siguiente:
(1)tramos rectos de tubería enterrada
(e) El esfuerzo de flexión nominal en accesorios y
componentes debido al peso u otras cargas externas es
(2)codos y tuberías adyacentes enterradas en paredes rígidas o
consolidar suelo
SB = MRIZ
(3)secciones de tubería sobre suelo sobre soportes rígidos
(C)La tubería que está libre para desplazarse axialmente o
dóndeSEÑORes el momento intensificado resultante a través del
accesorio o componente. El momento resultante se calculará
como
flexionarse en las curvas está "sin restricciones". La tubería no
restringida puede incluir lo siguiente:
(1) tubería sobre el suelo que está configurada para acomodar
moderar la expansión térmica o los movimientos de anclaje a través de la
flexibilidad
MR = [(0.75i.;MJ2+ (0.75i.oAf0)2+Monte2
(2)codos y tuberías adyacentes enterradas en materiales blandos o
suelo no consolidado
1
]
/2
.
, lb-m (Nuevo Méjico)
donde 0.75i2:1.0 y
(3)una sección no rellenada de tubería enterrada de otro modo
i;
línea que es lo suficientemente flexible para desplazarse lateralmente o que
factor de inten si ficación de esfuerzos en el plano de
Apéndice E obligatorio
contiene una curva
i0
(4)tubería sujeta a una fuerza de presión en la tapa del extremo
833.2 Cálculo de componentes de tensión
METRO;
M0
longitudinal
factor de intensificación de tensión fuera del plano de
Apéndice E obligatorio
Momento de flexión en el plano, lb-pulg. (N·m) momento
de flexión fuera del plano, lb-in. (Nuevo Méjico)
Mc=momento de torsión, lb-pulg. (Nuevo Méjico)
(a) El esfuerzo longitudinal debido a la presión interna en
tuberías restringidas es
(f) La tensión debida a la carga axial distinta de la
expansión térmica y la presión es
Sx =RÍA
donde SH es la tensión circunferencial, psi (MPa)
dónde
(b)El esfuerzo longitudinal debido a la presión interna en una
A
R=
tubería sin restricciones es
Sp = OSSH
2
área de la sección transversal del metal de la tubería, mm (pulg.)
2
componente axial de la fuerza externa, lb (N)
833.3 Suma de esfuerzos longitudinales en tubería
donde SH es la tensión circunferencial, psi (MPa)
restringida
(C)El esfuerzo longitudinal debido a la expansión térmica en la
tubería restringida es
(a) Los esfuerzos longitudinales netos en la tubería restringida son
SL = Sp + Sy + Sx + SB
dónde
Tenga en cuenta que S8, SL, Sn o Sx pueden tener valores negativos.
mi =el módulo de elasticidad, psi (MPa), a temperatura ambiente
(b) El valor máximo permitido de I SL ! es 0.9ST, donde S
es el límite elástico mínimo especificado, psi (MPa), por
paraca. 841 . 1 . yo (un), y T es el factor de reducción de
temperatura porparaca. 841.1.8.
temperatura
T1
la temperatura de la tubería en el momento de la instalación,
T2
la temperatura de funcionamiento de la tubería más caliente o más
amarre o entierro, °F (°C)
fría, °F (°C)
33
ASME 831.8-2022
(1) duplica o reemplaza sin cambios significativos
(C)Las tensiones residuales de la construcción a menudo están
presentes; por ejemplo, la flexión en tuberías enterradas donde
se producen asentamientos diferenciales o de expansión. Estas
tensiones a menudo son difíciles de evaluar con precisión, pero
pueden ignorarse en la mayoría de los casos. Es responsabilidad
del ingeniero determinar si tales esfuerzos deben evaluarse.
un sistema que opera con un registro exitoso
(2)puede juzgarse fácilmente adecuada por comparación
con sistemas previamente analizados
(3) es de tamaño uniforme, no tiene más de dos puntos de
fijación y sin restricciones intermedias, y cae dentro de
las limitaciones de la siguiente ecuación empírica
DY
(L
(a)El estado de tensión biaxial combinado de la tubería
en el modo de operación se evalúa usando el cálculo en
(1)o(2):
(1)máx.
(2)
(SL2
dónde
D=diámetro exterior nominal de la tubería, pulg. (mm)
k=
( ISH - SLl1 ISHl1 ISLI )
- SLSH + SH
<K
-U)2-
833.4 Esfuerzo combinado para tubería restringida
)
2 1/2
0,03, para las unidades habituales de EE. UU. (208, para las unidades del SI)
enumeradas en la ecuación
L=
El valor máximo permitido para el esfuerzo biaxial
combinado es kST, donde S es el límite elástico mínimo
especificado, psi (MPa), porparaca. 841. 1 . yo (un), T es el
factor de reducción de temperatura porparaca. 841 . 1.8, y k
se define en(b)y(
longitud desarrollada de tubería entre anclajes, pies (m)
tu =Separación en línea recta entre anclajes, ft (m) Y=
resultante de las deformaciones por desplazamiento total, en mm
(pulg), que debe absorber el sistema
(b)Para cargas de larga duración, el valor de k no deberá
NOTA: No se puede ofrecer una prueba general de que esta ecuación
exceder de 0,90.
(C)Para cargas ocasionales no periódicas de corta duración, el
valor de k no debe exceder de 1,0.
empírica siempre produce resultados conservadores. No es aplicable a
sistemas utilizados en condiciones cíclicas severas. Debe usarse con
precaución en configuraciones como curvas en U de patas desiguales que
tienen L/U>2,5; carreras casi rectas de "dientes de sierra"; dóndeyo
(d)SL en(a)se calcula considerando los valores de
tracción y compresión de S8.
5 debido al diseño de paredes delgadas; o donde los desplazamientos no en la
dirección que conecta los puntos de anclaje constituyen una gran parte del
(mi)Los esfuerzos inducidos por cargas que no ocurren
desplazamiento total. No hay garantía de que las reacciones en los terminales
simultáneamente no necesitan considerarse aditivos.
sean aceptablemente bajas incluso si un sistema de tuberías se encuentra dentro
(f) La evaluación del esfuerzo biaxial descrita anteriormente se
aplica solo a secciones rectas de tubería.
de las limitaciones de(3).
833.5 Diseño para esfuerzos mayores que el rendimiento
criterios en(a)debe someterse a un análisis de tensión de flexibilidad
(b)Cualquier sistema de tuberías que no cumpla con uno de los
mediante un método simplificado, aproximado o integral, según se
(a)Los límites enpárrs. 8 3 3 . 3y8 3 3 . 4puede ser excedido cuando se
considere apropiado.
da la debida consideración a la ductilidad y la capacidad de deformación
833.8 Esfuerzos de Flexibilidad y Esfuerzos Debidos a Cargas
de los materiales de soldadura de costura, soldadura circunferencial y
cuerpo de tubería; y para evitar pandeos, hinchamientos o daños en el
de Fatiga Periódicas o Cíclicas
revestimiento.
(a)El rango de tensión en tuberías no restringidas debido
a la expansión térmica y desplazamientos o cargas
periódicas, vibratorias o cíclicas se calculará como
(b)La deformación máxima permitida está limitada al 2%.
833.6 Suma de esfuerzos longitudinales en tubería no
restringida
SE = ME/Z
(a)El esfuerzo longitudinal neto en la tubería no restringida es
donde ME es el rango de momento intensificado resultante
de un estado de tensión a otro. El momento intensificado
resultante se calculará como
[.
(b)El esfuerzo longitudinal máximo permitido en tubería no
restringida es SL:50 75ST, donde S es el límite elástico mínimo
especificado, psi (MPa), porparaca. 841. 1 . yo (un), y T es el
factor de reducción de temperatura porparaca. 841.1.8.
2
.2
ME = (i;M;) + (iaA10)
+ Monte
2]1 12
(b)El rango de tensión cíclica SE:5SA, donde
SA = f[l .25(Sc + Sh) - SL]
833.7 Análisis de flexibilidad para tuberías no restringidas
(a)No hay necesidad de un análisis de flexibilidad formal para un
f =6W0.2
sistema de tuberías sin restricciones que
34
:::;1
.0
.
, lb-m.(Nuevo
Méjico)
ASME 831.8-2022
N = número equivalente de ciclos durante el esperado
temperatura
sobrecarga del suelo, presión hidrostática externa y flotabilidad.
Los ejemplos de carga controlada por desplazamiento incluyen
cargas de temperatura diferencial en secciones de tubería
restringidas y flexión causada por movimientos del suelo.
0,33 SuT a la temperatura máxima instalada o de
funcionamiento
dominante sea causada por una carga controlada por fuerza, las
vida útil del sistema de tuberías
Sc = 0,3 3SuT como mínimo instalado u operativo
Sh
SL
do
(b) Para evitar el pandeo local cuando la carga longitudinal
Tensión longitudinal calculada según paraca. 833
.6(a), psi (MPa)
deformaciones longitudinales de compresión se limitarán a una
resistencia máxima a la tracción mínima especificada, psi
método establecido. A falta de información más detallada, el límite de
deformación crítica de pandeo determinada de acuerdo con un
deformación por compresión,Ec/rit,debe tomarse como
(MPa)
T=factor de reducción de temperatura porparaca. 841 . 1 .8
(C)Cuando el rango de tensión calculado varía, SE se
define como el mayor rango de tensión calculado. El
valor de N en tales casos se puede calcular como
N = NE + L (r;5N;)
=1 1 2, .
para mi
..
=0.4-t- 0.0020+2 400'
critico
cf
NORTE;
r;
S;
(pag.1
-
]2
)0D
R
2tE
para
norte
dónde
nordeste=
D
(
(PAG;
-
número de ciclos de tensión máxima calculada
rango, SE
)
correos D
2tS
número de ciclos asociados con el rango de estrés, S;
y
S;/SE
cualquier rango de tensión calculado menor que SE, psi
(MPa)
833.9 Tensiones locales
para
(a) Los esfuerzos locales altos generalmente se generan en
discontinuidades estructurales y sitios de cargas locales. Aunque
pueden exceder la resistencia a la fluencia del material, tales
esfuerzos a menudo se pueden ignorar porque tienen una
influencia localizada y pueden autolimitarse o aliviarse por
deformación local. Los ejemplos incluyen tensiones en las
conexiones de derivación causadas por presión o cargas
externas, o tensiones en discontinuidades estructurales. Este
Código no aborda completamente el valor máximo permitido
para las tensiones locales. Es responsabilidad del ingeniero
determinar si tales esfuerzos deben evaluarse.
(PAG;
-
)
p0 D
2tS
2: 0,4
dónde
D=diámetro exterior nominal de la tubería, pulg. (mm) mi =
módulo elástico del acero, psi (MPa) (Cuadro 832 . 5-1)
pag;
presión máxima de diseño interno, psig (MPa)
hidrostática externa mínima, psig
(MPa)
p0=presión
S=límite elástico mínimo especificado, psi (MPa) t=
espesor de pared nominal, pulg. (mm)
(b) La suma máxima permisible de esfuerzo circunferencial debido
a la presión interna y el esfuerzo de flexión a través de la pared
(C)Para evitar la inestabilidad lateral global en tuberías
sujetas a compresión axial, la sección de la tubería debe
diseñarse para limitar el esfuerzo de compresión neto
máximo permisible a dos tercios del esfuerzo de pandeo
crítico determinado de acuerdo con un método
establecido.
circunferencial causado por las cargas del vehículo en la superficie u
otras cargas locales es 0.9ST, donde S es el límite elástico mínimo
especificado, psi (MPa), porparaca. 841 . 1 . yo (un), y T es el factor de
reducción de temperatura porparaca. 841.1.8.
(C)Tensiones locales en(a)o(b)causadas por cargas periódicas o
repetitivas pueden requerir limitaciones adicionales en consideración
de la fatiga.
834 SOPORTES Y ANCLAJE PARA EXPUESTOS
833.10 Pandeo e inestabilidad lateral
TUBO
(a) Las secciones de tubería que están sujetas a esfuerzos y
deformaciones significativas de compresión debido a carga
834.1 Generalidades
controlada por fuerza, carga controlada por desplazamiento, o
Las tuberías y los equipos deben estar sostenidos de
manera sólida y adecuada para evitar o reducir la vibración
excesiva, y deben estar lo suficientemente anclados para
evitar tensiones indebidas en los equipos conectados.
ambas, deben diseñarse para evitar el pandeo local y la inestabilidad
lateral global. Los ejemplos de carga controlada por fuerza incluyen
la presión interna, el peso propio de la tubería y su contenido,
35
ASME 831.8-2022
834.2 Provisión para expansión
835 ANCLAJE PARA TUBERÍA ENTERRADA
Los soportes, colgantes y anclajes deben instalarse de manera que no
835.1 Generalidades
interfieran con la libre expansión y contracción de la tubería entre los
Los codos o desviaciones en la tubería enterrada provocan fuerzas
anclajes. Cuando sea necesario, se proporcionarán soportes colgantes de
longitudinales que deben ser resistidas por anclaje en la curva, por
resorte, arriostramiento contra balanceo, etc., adecuados.
restricción debido a la fricción del suelo o por esfuerzos
834.3 Materiales, diseño e instalación
longitudinales en la tubería.
Todos los colgadores, soportes y anclajes permanentes se
fabricarán con materiales incombustibles duraderos y se
diseñarán e instalarán de acuerdo con las buenas prácticas
de ingeniería para las condiciones de servicio
correspondientes. Todas las partes del equipo de soporte
deben diseñarse e instalarse de modo que no se desacoplen
por el movimiento de la tubería soportada.
835.2 Anclaje en curvas
Si la tubería está anclada por apoyo en la curva, se debe tener
cuidado de distribuir la carga en el suelo de modo que la presión de
apoyo esté dentro de los límites seguros para el suelo involucrado.
835.3 Restricción por fricción del suelo
Cuando haya dudas sobre la idoneidad de la fricción de la
restricción, se deberán realizar los cálculos y se deberá
instalar el anclaje indicado.
834.4 Fuerzas sobre uniones de tuberías
(a)Todas las uniones de tubería expuestas deben poder soportar la
fuerza final máxima, lb (NORTE),debido a la presión interna, es decir,
835.4 Fuerzas en juntas de tuberías
la presión de diseño, psig (kPa), multiplicada por el área interna de la
tubería, pulg2 (mm2), así como cualquier fuerza adicional debida a la
I fan cho r age no se proporciona en la curva (ver paraca. 835 . 2),
expansión o contracción de la temperatura o al peso de la tubería y
las uniones de tubería que están cerca de los puntos de origen del
su contenido .
empuje deben diseñarse para soportar la fuerza de extracción
(b}Si se utilizan acoplamientos de compresión o de tipo
manguito en tuberías expuestas, se deben tomar medidas para
soportar las fuerzas longitudinales indicadas en(a). Si tal
disposición no se hace en la fabricación del acoplamiento, se
proporcionarán arriostramientos o flejes adecuados, pero dicho
diseño no debe interferir con el funcionamiento normal del
acoplamiento ni con su mantenimiento adecuado. Los archivos
adjuntos deben cumplir con los requisitos deparaca. 834.5.
longitudinal. Si tal disposición no se hace en la fabricación de las
uniones, se deben proporcionar arriostramientos o flejes adecuados.
835.5 Soportes para tubería enterrada
(a)E n las tuberías, especialmente aquellas que están sometidas a
grandes esfuerzos debido a la presión interna, es esencial un soporte
uniforme y adecuado de la tubería en la zanja. Los asentamientos
desiguales pueden producir esfuerzos de flexión adicionales en la
834.5 Fijación de soportes o anclajes
tubería. Los empujes laterales en las conexiones de los ramales
(a)El método de unión de los soportes y anclajes a la
tubería debe ser tal que la tubería pueda inspeccionarse
visualmente en busca de corrosión externa y desgaste en la
interfaz de la tubería y el soporte o anclaje, o debe ser tal
que la corrosión y el desgaste en la interfaz de la tubería y se
impide el apoyo o anclaje.
pueden aumentar considerablemente los esfuerzos en la conexión de
los ramales, a menos que el relleno se consolide por completo o se
tomen otras medidas para resistir el empuje.
(bJ El protector contra rocas no se colocará sobre la tubería a
menos que se coloque un relleno y relleno adecuados en la zanja
para brindar un soporte continuo y adecuado a la tubería en la
zanja.
(b)Si la tubería está diseñada para funcionar con una tensión
circunferencial inferior al 50 % de la resistencia a la fluencia mínima
(c) Cuando se hacen aberturas en un relleno consolidado para
especificada, los soportes estructurales o los anclajes pueden
conectar nuevos ramales a una línea existente, se debe tener cuidado
soldarse directamente a la tubería. Los requisitos de dosificación y
de proporcionar una base firme tanto para la cabecera como para el
resistencia de la soldadura de dichos accesorios se ajustarán a la
ramal para evitar movimientos verticales y laterales.
práctica estructural estándar.
(c) Si la tubería está diseñada para funcionar con una tensión
835.6 Interconexión de Líneas Subterráneas
circunferencial del 50 % o más de la resistencia a la fluencia mínima
Las líneas subterráneas están sujetas a esfuerzos
longitudinales debido a los cambios de presión y temperatura.
Para líneas largas, la fricción de la tierra evitará cambios en la
longitud debido a estas tensiones, excepto por varios cientos de
pies adyacentes a curvas o extremos. En estos lugares, el
movimiento, si no está restringido, puede ser de una magnitud
considerable. Si las conexiones se realizan en tal ubicación a una
línea relativamente inflexible u otro objeto fijo, es esencial que la
interconexión
especificada, los soportes estructurales o anclajes no deben soldarse
directamente a la tubería. Cuando sea necesario proporcionar una
unión soldada, los soportes estructurales o anclajes deben soldarse a
un miembro que rodee completamente la tubería. La conexión de la
tubería al elemento circundante debe ser continua, en lugar de
soldaduras intermitentes, o mediante el uso de una conexión
mecánica con pernos o abrazaderas.
36
ASME 831.8-2022
deberá tener amplia flexibilidad para compensar el posible
movimiento, o la línea deberá estar provista de un ancla
suficiente para desarrollar las fuerzas necesarias para limitar
el movimiento.
los componentes soldados al interior del separador pueden
construirse de acuerdo con ASME 83 1 . 8 usando un factor de
diseño deCuadro 841 . 1.6-2. El diseñador del equipo de
remoción de líquidos deberá aplicar un margen de corrosión
apropiado y deberá abordar todas las cargas de líquidos y golpes
de ariete para que no se excedan las tensiones permitidas por el
Código.
836 EQUIPO DE ELIMINACIÓN DE LÍQUIDOS
Los equipos de eliminación de líquidos se fabricarán de
acuerdo con el Código BPV, Sección VI II, excepto aquellos
construidos con tuberías y accesorios sin ninguna
37
ASME 831.8-2022
Capítulo IV
Diseño, Instalación y Pruebas
límite explosivo puede crear una condición explosiva. (Ver
sección 864ypárrs. 841.2.7y850.6.)
840 DISEÑO, INSTALACIÓN Y PRUEBA
(22)840.1 Disposiciones Generales
(4J Contenido de vapor de agua y líquidos libres.El agua libre y
los hidrocarburos en ciertas combinaciones de presiones y
(a)Los requisitos de diseño de este Código pretenden ser
temperaturas pueden producir hidratos, que son sólidos cristalinos
adecuados para la seguridad pública en todas las condiciones
que pueden causar bloqueos parciales o completos de la tubería, lo
encontradas en la industria del gas. Las condiciones que puedan
que puede conducir a una interrupción de las operaciones de la
causar tensión adicional en cualquier parte de una línea o sus
tubería.
accesorios se deben prever, utilizando buenas prácticas de
Con base en las características de la corriente de gas (es
decir, poder calorífico, gravedad específica, temperatura, líquido
libre, odorización, impurezas y otras sustancias objetables), se
deben considerar las precauciones apropiadas para abordar
cualquier problema. que podría afectar negativamente al
sistema de tuberías o al usuario final.
ingeniería. Ejemplos de tales condiciones incluyen tramos largos
autosoportados, suelo inestable, vibración mecánica o sónica, peso
de accesorios especiales, tensiones inducidas por terremotos,
tensiones causadas por diferencias de temperatura y las condiciones
de suelo y temperatura que se encuentran en el Ártico. Las
diferencias de temperatura deben tomarse como la diferencia entre
(C)El factor más significativo que contribuye a la falla de un
gasoducto es el daño a la línea causado por las actividades
de las personas a lo largo de la ruta de la línea. Los daños
generalmente ocurrirán durante la construcción de otras
instalaciones asociadas con la prestación de servicios
relacionados con viviendas humanas y empresas comerciales
o industriales. Estos servicios, como el suministro de agua,
gas y electricidad, sistemas de alcantarillado, líneas y zanjas
de drenaje, cables de energía y comunicación enterrados,
calles y caminos, etc., se vuelven más frecuentes y extensos,
y la posibilidad de daño a la tubería se vuelve mayor. con
mayores concentraciones de edificios destinados a la
ocupación humana. Determinar la clase de ubicación
proporciona un método para evaluar el grado de exposición
de la línea al daño.
(d)Una tubería diseñada, construida y operada de acuerdo
con los requisitos de la Clase de ubicación 1 [ver paraca. 840.
2 . 2(a)] es básicamente seguro para la contención de presión
en cualquier lugar; sin embargo, se requieren medidas
adicionales para proteger la integridad de la línea en
presencia de actividades que puedan causar daños. Una de
las medidas requeridas por este Código es reducir el nivel de
estrés en relación con el aumento de la actividad pública.
Esta actividad se cuantifica determinando la Clase de
ubicación y relacionando el diseño de la tubería con el factor
de diseño apropiado.
la temperatura del metal esperada más baja y más alta durante la
prueba de presión y/o los servicios operativos, teniendo
debidamente en cuenta los datos de temperatura registrados en el
pasado y los posibles efectos de una temperatura del aire y del suelo
más baja o más alta.
(b)La calidad del gas a ser transportado en el oleoducto, o por el
sistema de oleoductos, será considerada en el diseño de las instalaciones.
Se deben tomar medidas para controlar o minimizar los efectos adversos
de las propiedades del gas o la composición del gas cuando cualquiera de
los siguientes pueda ser motivo de preocupación:
(1)Composición de gases.Descontrolado o inesperado
las variaciones en el poder calorífico pueden ocasionar problemas en la
punta o el proceso del quemador del usuario final. Los compuestos no
combustibles (p. ej., nitrógeno, compuestos de nitrógeno, dióxido de
carbono, etc.) pueden reducir el poder calorífico y aumentar la gravedad
específica de la corriente de gas. El dióxido de carbono contribuye a la
corrosión interna en presencia de agua libre. El aumento de la gravedad
específica de la corriente de gas puede predecir la condensación de
hidrocarburos pesados a temperaturas más frías, lo que puede afectar
negativamente a las operaciones. Un cambio en la gravedad específica
puede afectar los cálculos de capacidad de la tubería y del compresor. Para
conocer los efectos de los hidrocarburos pesados en el diseño de tuberías
para detención de fracturas dúctiles, consulte la "Precaución" al final de
paraca.
(2) Contenido de sulfuro de hidrógeno.El sulfuro de hidrógeno es
altamente tóxico y contribuye a la corrosión en presencia de agua.
(mi)Las primeras ediciones de este Código usaban el término
"índice de densidad de población" para determinar los requisitos
de diseño, construcción, prueba y operación. También utilizaron
el término "Clase de ubicación" al prescribir la presión de diseño,
el tipo de construcción y la presión operativa máxima permitida.
Para simplificar el uso de este Código, el término
Referirse aCapítulo IXpara disposiciones específicas relacionadas con el
sulfuro de hidrógeno.
(3) Contenido de oxígeno.El oxígeno contribuye a la corrosión.
problemas en presencia de agua libre a determinadas temperaturas.
Ciertas mezclas de oxígeno y gas por encima de la parte inferior
38
ASME 831.8-2022
diseño para prever un probable mayor desarrollo en la zona.
Se eliminó el "índice de densidad de población". Tipos de
construcción A,8,C y D se eliminaron y se reemplazaron con la misma
(C)Cuando un grupo de edificios destinados a la ocupación
humana indica que una tubería básica de 1 milla (1,6 km) debe
identificarse como una ubicación de clase 2 o ubicación de clase
3, la ubicación de clase 2 o ubicación de clase 3 puede
terminarse en 660 pies (200 m) del edificio más cercano del
clúster.
(d)Para tuberías de menos de 1,6 km (1 milla) de largo, se
debe asignar una Clase de ubicación que sea típica de la Clase de
ubicación que se requeriría para 1,6 km (1 milla) de tubería que
atraviese el área.
terminología utilizada para la clase de ubicación de diseño.
(f) Los requisitos basados en la Clase de ubicación fueron
tales que no hubo cambios significativos en el diseño,
instalación, prueba y operación de los sistemas de tuberías
debido a cambios en la terminología.
(gramo)Los oleoductos construidos antes de la publicación de esta
Edición y diseñados de acuerdo con las Clases de Ubicación
establecidas de conformidad con las ediciones anteriores de este
Código pueden continuar utilizando las Clases de Ubicación así
determinadas, siempre que cuando se observen aumentos en el
número de edificios destinados a ocupación humana, la
840.2.2Clases de ubicación para diseño y construcción
determinación de la clase de ubicación será como se presenta en
paraca. 840.2.
(a) Clase de ubicación1.Una ubicación de Clase 1 es cualquier sección de
(h)El operador deberá tomar las medidas apropiadas para verificar
1 milla (1,6 km) que tiene 1 0 o menos edificios destinados a la ocupación
que la tubería esté tan libre de daños o defectos de mano de obra
humana. Una Clase de ubicación 1 pretende reflejar áreas tales como
como sea razonablemente posible. El operador deberá implementar
tierras baldías, desiertos, montañas, tierras de pastoreo, tierras de cultivo
planes, procedimientos y actividades de inspección para minimizar la
y áreas escasamente pobladas.
probabilidad de daños y defectos en la tubería. También se preparará
(1) Clase1,División1.Esta división es una clase de ubicación
la documentación que demuestre que se siguieron estos planes y
1 donde el factor de diseño de la tubería es superior a 0,72
pero igual o inferior a 0,80. (VerCuadro 841 . 1.6-2para
excepciones al factor de diseño.)
procedimientos. Además de las inspecciones de construcción, se
alienta al operador a asegurarse de que el personal que trabaja en
las inmediaciones de una instalación que se está instalando esté
(2) Clase1,División 2.Esta división es una clase de ubicación
adecuadamente capacitado para reconocer y responder a las
1 donde el factor de diseño de la tubería es igual o menor que 0. 72.
condiciones en la tubería que podrían tener consecuencias adversas
(VerCuadro 841 . 1.6-2para excepciones al factor de diseño.)
para la futura integridad de la tubería. . Versección 807para
(b) Ubicación Clase 2.Una ubicación Clase 2 es cualquier sección de
orientación sobre la formación y cualificación del personal. Aunque
1 milla (1,6 km) que tiene más de 10 pero menos de 46 edificios
las pruebas después de la construcción brindan un alto nivel de
destinados a la ocupación humana. Una Ubicación de Clase 2
confianza de que se encuentran defectos dañinos, es posible que
pretende reflejar áreas donde el grado de población es intermedio
otras condiciones (como daños en el revestimiento o material de
entre la Ubicación de Clase 1 y la Ubicación de Clase 3, como áreas
relleno no deseado) no se manifiesten hasta después de que la
marginales alrededor de ciudades y pueblos, áreas industriales,
tubería se ponga en servicio.
haciendas o haciendas, etc.
(c) Ubicación Clase 3.Una ubicación de clase 3 es cualquier sección
840.2 Edificios destinados a la ocupación humana
de 1 milla (1,6 km) que tiene 46 o más edificios destinados a la
840.2.lGeneral
ocupación humana, excepto cuando prevalece una ubicación de clase
4. Una Ubicación de Clase 3 pretende reflejar áreas tales como
(a)Para determinar el número de edificios destinados a la
urbanizaciones suburbanas, centros comerciales, áreas residenciales,
ocupación humana para una tubería en tierra, establezca una zona
áreas industriales y otras áreas pobladas que no cumplen con los
%mi (0,4 km) de ancho a lo largo de la ruta de la tubería con la
requisitos de Ubicación de Clase 4.
tubería en la línea central de esta zona, y divida la tubería en
secciones aleatorias de 1 milla (1,6 km) de longitud de modo que
las longitudes individuales incluyan la cantidad máxima de
edificios destinados a personas ocupación. Cuente el número de
edificios previstos para la ocupación humana dentro de cada
zona de 1 milla (1 , 6 km). Para este propósito, cada unidad de
vivienda separada en un edificio de unidades de vivienda
múltiple debe contarse como un edificio separado destinado a la
ocupación humana.
(d) Clase de ubicación 4.La clase de ubicación 4 incluye áreas
donde prevalecen los edificios de varios pisos, donde el tráfico es
pesado o denso y donde puede haber muchos otros servicios
públicos subterráneos. Varios pisos significa cuatro o más pisos
sobre el nivel del suelo, incluido el primer piso o la planta baja.
La profundidad de los sótanos o el número de pisos del sótano
es irrelevante.
840.3 Consideraciones Necesarias para Concentraciones de
(b)No se pretende aquí que se instale una tubería
completa de 1 milla (1,6 km) de menor nivel de tensión si
existen barreras físicas u otros factores que limitarán la
expansión adicional del área más densamente poblada a una
distancia total de menos de 1 milla. (1,6 km). Sin embargo, se
pretende que cuando no existan tales barreras, se tendrá en
cuenta la determinación de los límites de la tensión inferior.
Personas en Ubicación Clase 1 o 2
(a)Además de los criterios contenidos enparaca. 840.2, se
debe dar consideración adicional a las posibles consecuencias de
una falla cerca de áreas donde es probable que haya una
concentración de personas, como una iglesia, escuela, múltiples
39
ASME 831.8-2022
unidad de vivienda, hospital o área recreativa de carácter
organizado en la clase de ubicación 1 o 2.
(Unidades SJ)
Si la instalación se utiliza con poca frecuencia, los requisitos de
pag=
(b)no es necesario aplicar.
(b)Tuberías cerca de lugares de reunión pública o
concentraciones de personas, como iglesias, escuelas, edificios
de viviendas múltiples, hospitales o áreas recreativas de
naturaleza organizada en Ubicación Clase 1 o2deberá cumplir
con los requisitos para la clase de ubicación 3.
2000 t
D
MASCOTA
dónde
D
diámetro exterior nominal de la tubería, pulg. (mm)
mi =factor de calidad de la junta de soldadura longitudinal obtenido
deTabla 841.1.7-1[ver tambiénparaca. 817 . 1 . 3(d)]
F=factor de diseño obtenido deMesa
En
estableciendo los valores del factor de diseño,F,se ha
dado la debida consideración y se ha tenido en
cuenta las diversas tolerancias de espesor inferior
previstas en las especificaciones de la tubería
listados y aprobados para su uso en este Código.
pag presión de diseño, psig (kPa) (ver tambiénparaca.
841 . 1 .3) límite elástico mínimo especificado, psi
s
(MPa), estipulado en las especificaciones bajo las
cuales se compró la tubería al fabricante o
determinado de acuerdo conpárrs. 817. 1 . 3 (h)y
841 . 1 .4. Las resistencias a la fluencia mínimas
especificadas de algunos de los aceros para tuberías
más comúnmente utilizados cuyas especificaciones
se incorporan por referencia en este documento se
tabulan para conveniencia enApéndice D obligatorio.
(C)Concentraciones de personas a que se refiere el(a)y(b} no están
destinados a incluir grupos de menos de 20 personas por instancia o
ubicación, sino que están destinados a cubrir personas en un área
exterior, así como en un edificio.
840.4 Intento
(a)Debe enfatizarse que la Clase de Ubicación (1, 2, 3 o 4)
como se describe en los párrafos anteriores se define como la
descripción general de un área geográfica que tiene ciertas
características como base para prescribir los tipos de diseño,
construcción y métodos de pruebas que se utilizarán en esos
lugares o en áreas que son comparables. Una Clase de ubicación
numerada, como la Clase de ubicación 1, se refiere únicamente a
la geografía de esa ubicación o un área similar y no indica
necesariamente que un factor de diseño de 0,72 sea suficiente
para toda la construcción en esa ubicación o área en particular
[p. ej. , en la Clase de ubicación 1, todos los cruces aéreos
requieren un factor de diseño de 0,6; ver paraca. 841 . 1 .9(b)] .
T=factor
de reducción de temperatura obtenido a partir de
Cuadro 841 . 1 . 8-1
t = espesor de pared nominal, en . (mm)
(b)Cuando se clasifiquen los lugares para determinar el
factor de diseño para la construcción de tuberías y las
pruebas que se deben prescribir, se deberá tener
debidamente en cuenta la posibilidad de desarrollo futuro
del área. Si al momento de planificar una nueva tubería, este
desarrollo futuro parece ser suficiente para cambiar la Clase
de ubicación, esto se tendrá en cuenta en el diseño y prueba
de la tubería propuesta.
PRECAUCIÓN: Esta nota de precaución no es obligatoria. La tubería de
acero puede exhibir diferencias pronunciadas en la resistencia entre las
direcciones longitudinal y circunferencial. La orientación de la prueba de
resistencia está establecida por la especificación del producto de la tubería
según el tamaño de la tubería y el método de fabricación de la tubería. En
consecuencia, la tubería puede tener una resistencia calificada en una
orientación del eje que no se ajusta a la orientación de la carga o tensión
principal. Se alerta al usuario para que esté al tanto de la orientación de la
prueba estándar utilizada para determinar la conformidad de la tubería
841 TUBO DE ACERO
con el requisito de resistencia mínima del grado seleccionado, y para que
considere si los usos previstos o las condiciones de servicio anticipadas del
sistema de tuberías justifican pruebas complementarias de las
841.1 Requisitos de diseño de sistemas de tuberías de acero
propiedades de resistencia en otras orientaciones. .
841.1.1Fórmula de diseño de tubería de acero
(b)DóndeD/t<30, se puede utilizar la siguiente fórmula de
diseño de presión alternativa:
(a)La presión de diseño para los sistemas de tuberías de gas de acero o
el espesor de pared nominal para una presión de diseño determinada se
determinará mediante la siguiente fórmula (para conocer las limitaciones,
(Unidades habituales de EE. UU.)
consulteparaca. 841 . 1.3) :
(Unidades habituales de EE. UU.)
PAG =..¡MI!_FET
pag=2º
D
D
MASCOTA
-
t
(Unidades SJ)
PAG =
40
2 000 St
--
D
-
t
FET
ASME 831.8-2022
La nomenclatura es la misma que la especificada enpárr.
que se han desarrollado en varios programas de investigación
de tuberías:
841 . 1 . yo (un).
(1) Laboratorios Batte/le Columbus (BCL) (AGA)
(C)El factor de diseño para tuberías en Ubicación Clase 1,
División 1 se basa en la experiencia operativa de gasoductos a
niveles de operación superiores a los recomendados
anteriormente por este Código.
(A NOSOTROS.unidades habituales)
Debe tenerse en cuenta que es posible que se requiera que el
usuario cambie dicha tubería o reduzca la presión a 0,72 SMYS
como máximo de acuerdo conparaca. 8S4.2.
(Unidades SI)
841.1.2Control y detención de fracturas
(a) Criterio de tenacidad a la fractura.Se debe especificar un
criterio de tenacidad a la fractura u otro método para controlar la
(2) Instituto Americano del Hierro y el Acero (AISI)
propagación de la fractura cuando se cumple uno de los siguientes:
(A NOSOTROSunidades habituales)
(1)una tubería está diseñada para operar ya sea en un aro
Estrés de más del 40 % al 80 % de SMYS en tamaños NPS 16 (DN 400)
o mayores
(2)una tubería está diseñada para operar con una tensión circunferencial
más del 72 % al 80 % de SMYS en tamaños inferiores a NPS
16 (DN 400)
(3)una tubería está diseñada con un diseño mínimo
(Unidades SI)
temperatura por debajo de - 2 0 ° F ( - 2 9 ° C ) como se indica en
sección 812
Cuando se utiliza un criterio de tenacidad a la fractura, se
puede lograr el control asegurándose de que la tubería tenga la
ductilidad adecuada y especificando la tenacidad adecuada o
instalando pararrayos en la tubería para detener la propagación.
dónde
CVN
Energía absorbida con muesca en V Charpy de tamaño completo,
ft-lbCJ)
D
diámetro exterior nominal de la tubería, pulg. (mm)
t =espesor de pared nominal, pulg. (mm)
(b) Control de fractura frágil.Para garantizar que la tubería tenga la
Esfuerzo circunferencial máximo permitido, ksi (MPa)
un =
ductilidad adecuada, se realizarán ensayos de tenacidad a la fractura
de acuerdo con los procedimientos de ensayo del AnexoGRAMO
NOTA: Si se utilizan piezas de prueba de tamaño completo y el valor
de energía absorbida CVN derivado de estas ecuaciones excede74ft-lb
(100 J), el valor de dureza de detención requiere corrección. Se debe
consultar a un especialista para determinar dichas correcciones.
ofAPI Spec SL u otras alternativas equivalentes. Si la temperatura de
funcionamiento es inferior a 50 °F (10 °C), se utilizará una
temperatura de prueba más baja adecuada para determinar el
cumplimiento de los valores mínimos de impacto en(C)y apariencia de
Para tubería API Spec SL, los valores mínimos de impacto
serán los mayores de los dados por las ecuaciones anteriores o
los requeridos por el AnexoGRAMOde API Spec SL, que contiene
metodologías aceptables adicionales para establecer valores
mínimos o todos los valores promedio de energía Charpy de
calor.
corte como se describe a continuación. Se considerará que la
temperatura de ensayo más baja adecuada es igual o inferior a la
temperatura del metal más baja esperada durante el ensayo de
presión (si es con aire o gas) y durante el servicio, teniendo en cuenta
los datos de temperatura registrados en el pasado y los posibles
efectos de las temperaturas más bajas del aire y del suelo. El valor de
Para tuberías fabricadas según otras normas donde los
valores mínimos de impacto se especifican dentro de esa
norma, se deben mantener esos requisitos mínimos. En los
casos en que la norma de fabricación de tuberías no
especifique los requisitos mínimos de impacto, se utilizarán
los requisitos mínimos de impacto de API Spec SL.
corte promedio de la apariencia de fractura de tres especímenes
Charpy de cada serie no debe ser inferior al 60 %, y el promedio de
todas las series para cada pedido por diámetro, tamaño y grado no
debe ser inferior al 80 %. Alternativamente, cuando se especifica el
ensayo de desgarro por caída de peso, al menos el 80 % de las
coladas debe exhibir un área de corte de apariencia de fractura del 40
NOTA: Las limitaciones a solo la tubería PSL 2 en el AnexoGRAMOofAPI Spec
% o más a la temperatura de ensayo especificada.
SL no son aplicables.
(d) Supresores de Grietas Mecánicos.Se ha demostrado que los
(c) Detención de fractura dúctil.Para asegurar que la tubería tenga
la tenacidad adecuada para detener una fractura dúctil, la tubería
arrestadores de grietas mecánicos que consisten en camisas,
deberá ser probada de acuerdo con los procedimientos del Anexo
envolturas de cable metálico, tuberías de pared gruesa u otros tipos
GRAMOde API Spec SL. El promedio total de calor de los valores de
adecuados proporcionan métodos confiables para detener la fractura
energía Charpy deberá cumplir o exceder el valor de energía
dúctil. Los pararrayos mecánicos se colocarán a intervalos a lo largo
calculado usando una de las siguientes ecuaciones
de la tubería.
41
(22)
ASME 831.8-2022
(3) Valor de S para tubería de especificación desconocida como
PRECAUCIÓN: Los requisitos especificados en(C)suponga que la
tubería transporta esencialmente metano puro y que la tubería tiene
un comportamiento de fractura similar al que se usó para desarrollar
las ecuaciones empíricas anteriores. La presencia de hidrocarburos
más pesados puede hacer que el gas muestre un comportamiento
de dos fases en una descompresión repentina y, por lo tanto,
requiere una mayor energía de Charpy para detener la propagación
de la fractura de la tubería. Del mismo modo, la tubería con un
espesor de pared nominal superior a 32 mm (1,25 pulg.) o que ha
sido laminada o templada y revenida de forma controlada puede no
comportarse como indican las ecuaciones y también puede requerir
una energía Charpy mayor para detener una fractura que se
propaga. Se deben realizar cálculos para determinar si la
descompresión exhibe un comportamiento de dos fases, y se debe
realizar una evaluación en cuanto a la aplicabilidad de las ecuaciones
de detención donde se requiera dureza adicional. De lo contrario,
determinado porparaca. 817 . 1 . 3(h)
(b) Cuando la tubería que ha sido trabajada en frío para
cumplir con el límite elástico mínimo especificado se calienta
posteriormente a una temperatura superior a 482 °C (900 °F)
durante cualquier período de tiempo o a más de 3 1 6 °C (600 °F).
durante más de 1 hora, la presión máxima permitida a la que se
puede usar no debe exceder el 75 % del valor obtenido mediante
el uso de la fórmula de diseño de tubería de acero dada en
paraca.
(C)En ningún caso en que el Código se refiera al valor
mínimo especificado de una propiedad mecánica, se
sustituirá el valor real más alto de una propiedad en la
fórmula de diseño de tubería de acero dada enparaca. 841 .
1 . 1 .Si el valor real es menor que el valor mínimo
especificado de una propiedad mecánica, se puede usar el
valor real donde lo permita el Código, como enparaca. 817.1
sobre la reutilización de tubería de acero.
NOTA: Las ecuaciones empíricas especificadas en(C)fueron desarrollados
841.1.5Requisitos adicionales para la pared nominal
Espesor,yo,enParaca.841.1.1
utilizando espesores de pared nominales de tubería de línea convencional. Se
advierte al usuario de este Código que, a veces, es necesario reducir la
temperatura de prueba por debajo de la temperatura mínima de diseño para
(a)El espesor de pared nominal,yo,requerido para la
contención de presión según lo determinado porparaca. 841 . 1 .
1puede no ser adecuado para otras fuerzas a las que puede
estar sujeta la tubería. [Verparaca. 840 . yo (un).] También se
debe considerar la carga debido al transporte o manejo de la
tubería durante la construcción, el peso del agua durante la
prueba y la carga del suelo y otras cargas secundarias durante la
operación. [Verparaca. 841. 1 . 1 1 (e)para conocer los métodos
sugeridos para brindar protección adicional]. También se deben
considerar los requisitos de soldadura o unión mecánica. El
espesor de pared estándar, según lo prescrito en ASME
836.1OM, debe ser el espesor de pared nominal mínimo
utilizado para tuberías roscadas y ranuradas.
simular con precisión el desempeño de los materiales cuando el espesor nominal
de la pared de la tubería es significativamente mayor que el tamaño de las
muestras de prueba.
841. 1 . 3Limitaciones en la presión de diseño,PAG,en
La presión de diseño obtenida por el
fórmula enparaca. 84 1 . 1 . 1se reducirá para ajustarse a lo
siguiente:
Paraca.
(a) Ppara tubería soldada a tope en horno no excederá las
restricciones deparaca. 841 . 1 . 1o 60% de la presión de prueba del
molino, lo que sea menor.
(b}PAGno deberá exceder el 85% de la presión de prueba del molino
para todas las demás tuberías provistas; sin embargo, esa tubería,
(b) El transporte, la instalación o la reparación de la tubería no
probada en planta a una presión inferior al 85% de la presión requerida
deberán reducir el espesor de la pared en ningún punto a un espesor
para producir una tensión circunferencial igual al rendimiento mínimo
inferior al 90 % del espesor nominal de la pared según lo
especificado, puede volver a probarse con una prueba hidrostática tipo
determinado porparaca. 841 . 1 . 1para la presión de diseño a la que
molino o probarse en el lugar después de la instalación. En el caso de que
se va a someter la tubería.
la tubería se vuelva a probar a una presión superior a la presión de prueba
del molino, entoncesPAGno deberá exceder el 85% de la presión de
841.1.6factores de diseño,F,y clases de ubicación.El
prueba en lugar de la presión de prueba inicial del molino. Es obligatorio
factor de diseño enTabla 841 .1.6-1se utilizará para la clase de
utilizar un líquido como medio de prueba en todas las pruebas realizadas
ubicación designada. Todas las excepciones a los factores básicos de
después de la instalación donde la presión de prueba supera la presión de
diseño que se utilizarán en la fórmula de diseño se dan enTabla
prueba del molino. Este párrafo no debe interpretarse en el sentido de
841.1.6-2.
permitir una presión de funcionamiento o una presión de diseño superior
841.1.7Factor de calidad de unión de soldadura longitudinal,MI.
a la prevista porparaca.
El factor de calidad de la junta de soldadura longitudinal,MI,
estará de acuerdo conMesa
841.1.4Limitaciones sobre el rendimiento mínimo especificado
Fortaleza,S,enParaca.841.1.1
841.1.8Factor de reducción de temperatura.el temple
el factor de reducción de la tura estará de acuerdo con Mesa
(a)Si la tubería bajo consideración no es una tubería nueva
comprada bajo una especificación aprobada y listada en este
Código, el valor de S puede determinarse de acuerdo con
uno de los siguientes:
(1)Svalue para tubería nueva calificada bajoparaca. 81 1 .2.2
(2)Svalue para la reutilización de tubería de acero calificada bajo uno
de las disposiciones deparaca. 817. 1
42
ASME 831.8-2022
Mesa841.1.6-1
Factor de diseño básico,F
Clase de ubicación
factor de diseño,F
Ubicación Clase 1, División 1
0.80
Ubicación Clase 1, División 2
0.72
Ubicación Clase 2
0,60
Ubicación Clase 3
0.50
Ubicación Clase 4
0.40
Mesa841.1.6-2
Factores de diseño para la construcción de tuberías de acero
Clase de ubicación
1
Instalación
Tuberías, tuberías principales y líneas de servicio [verparaca. 840.2.2]
división1
división 2
2
3
4
0.80
0.72
0,60
0.50
0.40
Cruces de carreteras, vías férreas sin encamisado:
(a) Caminos privados
0.80
0.72
0,60
0.50
0.40
(b) Vías públicas no mejoradas
0,60
0,60
0,60
0.50
0.40
(c) Caminos, carreteras o calles públicas con superficie dura y vías férreas
0,60
0,60
0.50
0.50
0.40
0.40
Cruces de carreteras, vías férreas con carcasa:
(a) Caminos privados
0.80
0.72
0,60
0.50
(b) Vías públicas no mejoradas
0.72
0.72
0,60
0.50
0.40
(c) Caminos, carreteras o calles públicas con superficie dura y vías férreas
0.72
0.72
0,60
0.50
0.40
Invasión paralela de tuberías y tuberías principales en carreteras y vías férreas:
(a) Caminos privados
0.80
0.72
0,60
0.50
0.40
(b) Vías públicas no mejoradas
0.80
0.72
0,60
0.50
0.40
(c) Caminos, carreteras o calles públicas con superficie dura y vías férreas
0,60
0,60
0,60
0.50
0.40
Ensambles fabricados [verparaca. 841.l.9(a)]
0,60
0,60
0,60
0.50
0.40
Tuberías en puentes [verparaca. 841.1.9(b)]
0,60
0,60
0,60
0.50
0.40
Instalaciones de control y medición de presión/flujo [verparaca. 841.l.9(d)]
0,60
0,60
0,60
0.50
0.40
Tuberías de la estación de compresores
0.50
0.50
0.50
0.50
0.40
Equipos de remoción de líquidos construidos con tubería y accesorios sin soldadura interna
[versección 836]
0.50
0.50
0.50
0.50
0.40
Concentración cercana de personas en Clases de Ubicación 1 y 2 [verparaca. 840.3 (b)]
0.50
0.50
0.50
0.50
0.40
43
ASME 831.8-2022
Mesa841.1.7-1
841.1.9Consideraciones de diseño adicionales
Factor de calidad de unión de soldadura longitudinal,mi
(a) Ensambles fabricados
miFactor
Soldadura por resistencia eléctrica Soldadura a
1.00
tope en horno, soldadura continua Sin costura
0,60
ASTM A134
Soldado por fusión eléctrica
0.80
ASTM A135
Soldadura por resistencia eléctrica
1.00
ASTM A139
Soldadura por fusión eléctrica
0.80
ASTM A333
Sin costura
1.00
Soldado por resistencia eléctrica
1.00
ASTM A381
Soldado por arco sumergido
1.00
ASTM A671
(1. General.Cuando se fabrican ensamblajes, tales como
conexiones para separadores, ensamblajes de válvulas de línea
principal, conexiones cruzadas, cabezales de cruce de ríos, etc.,
deben instalarse en áreas definidas en la Clase de ubicación 1, se
requiere un factor de diseño de 0.6 en todo el ensamblaje y para
una distancia igual a la menor de 5 diámetros o 10 pies (3m) en
cada dirección más allá del último accesorio. Se puede utilizar
una distancia más corta siempre que se consideren esfuerzos
combinados en el diseño de la instalación. Las piezas de
transición al final de un ensamblaje y los codos usados en lugar
de codos de tubería no se consideran accesorios según los
requisitos de este párrafo. Ver tambiénsección 822.
Soldado por fusión eléctrica
Clases 1 3, 23, 33, 43, 53
0.80
Ensambles.Las trampas para raspadores deben estar diseñadas para
Clases 12, 22, 32, 42, 52
1.00
Clase de tubería
Especificaciones. No.
ASTM A53
1.00
Sin costura
1.00
ASTM A106
ASTM A672
ASTM A691
AP! Especificaciones SL
(2) Consideraciones de diseño para trampas para cerdos fabricadas
permitir la inserción y remoción segura de los raspadores y las
herramientas ILi requeridas para la operación y el manejo de la
Soldado por fusión eléctrica
Clases 13, 23, 33, 43, 53
0.80
integridad de la tubería. El diseño debe incluir suficiente
Clases 12, 22, 32, 42, 52
1.00
instrumentación y componentes para respaldar los procedimientos
que abordan lo siguiente:
Soldadura por fusión eléctrica
Clases 13, 23, 33, 43, 53
0.80
Clases 12, 22, 32, 42, 52
1.00
Soldado por resistencia
1.00
eléctrica Sin costura
1.00
Soldado por arco sumergido (recto
1.00
(-a)El cierre de la trampa no se puede abrir si alguna parte de la
trampa para cerdos está presurizada por encima de la presión
atmosférica.
(-b)La longitud del barril de la trampa y la tubería/instrumento
son suficientes para garantizar que el raspador o la herramienta ILi
despejarán la válvula de la trampa del raspador y permitirán que se cierre,
costura o costura helicoidal)
Soldadura continua soldada a tope en horno
0,60
Combinación soldada
1.00
que se pueda confirmar la ubicación del raspador en la trampa y que se
pueda monitorear la igualación de presión alrededor del raspador.
(-C)El aislamiento de la trampa de raspadores de la tubería
NOTA GENERAL: Las definiciones para las diversas clases de tubería
debe lograrse mediante válvulas de aislamiento que brinden
soldada se dan enparaca. 804.7.3.
capacidades de doble sellado para minimizar la posibilidad de fugas.
(-d)El diseño deberá incluir suficiente tubería, en
instrumentación e instalaciones para permitir la purga y remoción segura
de gases, líquidos y sólidos de la trampa para raspadores y el manejo
Mesa841.1.8-1
seguro de la herramienta para raspadores o ILi.
Factor de reducción de temperatura,
(-mi)El diseño del conjunto debe minimizar la posibilidad de que
T, para tubería de acero
los cerdos pasen de la trampa a las tuberías del proceso (p. ej., uso de tes
con barrotes, jaulas para cerdos).
Reducción de temperatura
Temperatura, °F (0C)
250 (121) o menos
1.000
300 (149)
0.967
350 (177)
0.933
400 (204)
0.900
450 (232)
NOTA GENERAL:
(b) Ductos o Redes Principales sobre Puentes.El factor de
diseño para tuberías o tuberías principales soportadas por
puentes ferroviarios, vehiculares, peatonales o de tuberías se
determinará de acuerdo con la Clase de ubicación prescrita para
el área en la que se ubica el puente. Sin embargo, en la clase de
ubicación 1, se utilizará un factor de diseño de 0,6.
Factor,T
0.867
(c) Refrigeración por descompresión.Cuando se prevé que la
Para temperaturas intermedias, interpolar para
reducción de la presión debido a la despresurización resulte en una
factor de reducción.
reducción significativa de la temperatura del sistema de tuberías o
cualquier parte del mismo, se advierte al usuario de este Código que
evalúe los efectos de la descompresión y el enfriamiento asociado
sobre la capacidad de servicio del material y los esfuerzos inducidos.
(d) Diseño de Medición y Control de Presión/Flujo
(1)Todas las tuberías y componentes de tuberías, hasta y
incluyendo la(s) válvula(s) de cierre de salida del medidor
individual y tramos de control de presión/flujo, deberán cumplir
o superar la presión máxima de diseño de la tubería de entrada
44
(22)
ASME 831.8-2022
sistema. Los bujes reductores roscados no deben usarse en
instalaciones de control de presión/flujo donde están sujetos a
vibraciones de tuberías de alta frecuencia. Los requisitos de
diseño deparaca. 840.3yCuadro 841 . 1.6-2se aplican a los
requisitos de diseño de esta sección.
(4)Niveles de presión de sonido de 1 1 0 dBA y mayores
deben evitarse para evitar daños al equipo de control y a las
tuberías.
(5)Las velocidades de gas en las tuberías no deben exceder los 100 pies/
seg (30 m/s) en condiciones máximas. Se recomiendan velocidades
(2)Todas las tuberías se probarán de acuerdo con
más bajas. Las altas velocidades del gas en las tuberías aumentan la
paraca. 8 4 1 . 3y los requisitos de clase de ubicación de Tabla 841
turbulencia y la caída de presión y contribuyen a niveles excesivos de
.1.6-2. Los dispositivos de instrumentación tales como transmisores,
presión de sonido (ruido aerodinámico) y pueden causar la erosión
registradores, controladores, etc., excluyendo la instrumentación de
interna de las tuberías.
prueba, deben estar aislados de la tubería durante la prueba. Los
(h) Otras consideraciones (no obligatorias) para las instalaciones
fluidos de prueba se eliminarán de las tuberías y los componentes de
de control de presión/flujo
las tuberías y las tuberías se purgarán con gas natural antes de poner
(1)Filtración de gas, particularmente para instrumentación,
las instalaciones en servicio.
los reguladores de instrumentos, etc., deben ser considerados donde
las partículas contaminantes son un problema presente o potencial.
(3)Las medidas de control de la corrosión enCapítulo VI, como
apropiado, se debe aplicar al medidor y a la tubería de control de
(2)Instalación de reductores cónicos inmediatamente
presión/flujo.
medidores puede dañar o destruir los medidores debido al sobregiro del
aguas abajo de un regulador o válvula de control permitirá una
expansión más gradual del gas a tuberías más grandes y
reducirá la turbulencia y la caída de presión durante la expansión
del gas.
(i) Instalaciones eléctricas y equipo electrónico para
medidor y los altos diferenciales y puede poner en peligro al personal.
instalaciones de medición y control de presión/caudal
(e) Instalaciones de medición.Se debe prestar especial consideración y
atención al dimensionamiento de las purgas de los medidores y/o las
placas de restricción de flujo para los medidores de turbina y de
desplazamiento positivo. La despresurización rápida de los tramos de
(F)
(1)Todo el equipo eléctrico y cableado instalado en
Otras (Consideraciones no obligatoriasJ para instalaciones de
Las instalaciones de control de presión/flujo y las instalaciones
de medición deben cumplir con los requisitos de NFPA 70 y otros
códigos eléctricos aplicables. Las referencias adicionales de API y
AGA se enumeran enApéndice no obligatorio
medición
(1)La prueba del medidor reduce la incertidumbre de la medición
manchado Cuando el diseño, el tamaño y el caudal del medidor lo permitan,
considere instalar grifos de prueba del medidor.
(2)Control electrónico, monitoreo y medición de gases
(2)Se deben considerar los filtros de gas seco aguas arriba
al instalar medidores rotativos o de turbina. Las partículas y el polvo
El equipo de mantenimiento debe estar correctamente conectado a
de la tubería pueden contaminar el aceite lubricante del medidor y
tierra y aislado de la tubería para ayudar a prevenir situaciones de
dañar los cojinetes y otros componentes internos del medidor.
sobrepresión/apagado accidental causadas por fallas del equipo
debido a rayos y transitorios eléctricos y para prevenir riesgos de
(g) Instalaciones de control de presión/flujo
seguridad causados por corrientes de falla. Los equipos de
(1)La protección contra sobrepresión debe ser provista por el
uso de uno o más de los siguientes:
(-a)un regulador de monitor en serie con un control
aislamiento eléctrico para fines de control de la corrosión no deben
ling regulador (cada regulador se ejecuta).
para usarse en atmósferas combustibles.
instalarse en edificios a menos que estén específicamente diseñados
(3)Fuentes de alimentación ininterrumpida o redundante
(-b)válvula(s) de alivio de tamaño adecuado aguas abajo
del regulador(es) de control.
(-C)válvula(s) de cierre de sobrepresión aguas arriba o
aguas abajo del regulador(es) de control. La instalación de
dispositivos de alarma que indiquen la falla del regulador
principal (de control) es útil y debe considerarse para monitorear
los sistemas de reguladores.
Se deben considerar los sistemas de respaldo para ayudar a prevenir
situaciones de sobrepresión/apagado involuntario causadas por
cortes de energía.
(4)Una referencia útil para la medición electrónica de gases.
mentos es API Manual de Estándares de Medición de
Petróleo, Capítulo 2 1 M edición de F ujo usando Sistemas de
Medición Electrónica, Sección 1 Medida Electrónica de Gases.
-
(2)Cada línea de suministro, control y detección del regulador
-
deberá tener una válvula de aislamiento separada para fines de aislamiento
Instalación de tubería OJ mediante perforación direccional
durante la configuración y el mantenimiento del regulador y para evitar que un
dispositivo de seguridad (es decir, un monitor, un regulador) se vuelva
(1) Calificaciones.Los contratistas de perforación deberán mantener
inoperable involuntariamente debido al taponamiento o congelamiento de las
procedimientos escritos de diseño e instalación que aborden los
líneas del instrumento.
cruces que se completarán mediante el método de perforación
(3)Se tomarán medidas para evitar la congelación
direccional. Los operadores de equipos de perforación y el personal
(interno y externo) de reguladores, válvulas de control,
responsable de establecer la ubicación de la cabeza piloto y el
instrumentación, controles piloto y equipos de activación de válvulas
escariador durante las operaciones de perforación deberán estar
causados por aire o gas de instrumentación saturado de humedad,
calificados con capacitación y experiencia en la implementación de los
gas de tubería o condiciones ambientales externas.
procedimientos del contratista.
45
ASME 831.8-2022
(2) Evaluaciones Geotécnicas.Evaluación geotécnica
(Unidades habituales de EE. UU.)
Se deben considerar las condiciones en el lugar del cruce para
establecer las condiciones del subsuelo.
6,0x1017
(3) Fuerzas y tensiones de instalación.Cargas en, y
Las tensiones en la cadena de tuberías durante la instalación
deben evaluarse para garantizar la protección de la tubería
contra la fluencia, el pandeo, el colapso y el movimiento no
deseado de la cadena de tuberías debido a los efectos
combinados de presión externa, fricción, fuerzas axiales y doblar
(Vea la referencia de taladrado direccional enApéndice no
obligatorio
(Unidades SI)
(FXs)X
3
9,8x101 1
(F Xs)x 3t0·5
dónde
F=factor de diseño deCuadro 841 . 1 .6-1
(4) Recubrimiento protector.El friccional y abrasivo
Las fuerzas que pueden ejercerse sobre el revestimiento de la tubería
norte =número equivalente de ciclos durante el tiempo esperado
durante la instalación deben tenerse en cuenta al especificar el tipo
vida útil del sistema de tuberías
S =límite elástico mínimo especificado, psi (MPa),
estipulado en la especificación bajo la cual se
compró la tubería al fabricante o determinado de
acuerdo conpárrs. 817 . 1 . 3 (h)y841 . 1 .4 espesor de
pared nominal, pulg. (mm)
de sistema de revestimiento que se aplicará a la tubería y las uniones
soldadas. Durante la instalación, se debe tener cuidado para
proteger la calidad y la integridad del revestimiento anticorrosivo
externo.
(5)Medidas Adicionales de Evaluación.Además de
requisitos mínimos de inspección y pruebas posteriores a la
inspección de este Código, se debe considerar la realización
de las siguientes medidas adicionales en la cadena de
tuberías:
t=
Se considera que la tubería no es susceptible a la fatiga en las
costuras longitudinales debido a los ciclos de presión si la tubería ha
(-a)examen no destructivo del 100 % de todas las
sido expuesta a una prueba hidrostática a un nivel de presión de al
soldaduras circunferenciales antes de la instalación
menos 1,25 veces la MAOP, y la acumulación de vida útil esperada de
(-b)prueba de presión (prueba previa) de la cadena de
los ciclos completos de la MAOP es N o menos, o el factor de diseño,
tubería fabricada antes de la instalación
F,es 0.4 o menos. A efectos de aplicar este criterio de selección, los
(-C)pasando una placa de dimensionamiento interna, una herramienta de calibre o
ciclos de presión superiores al 50 % de la MAOP en magnitud deben
dispositivo de inspección instrumentado a través de la tubería
contarse como ciclos MAOP completos. Las soldaduras de costura
después de la instalación
que no estén orientadas paralelamente al eje longitudinal de la
(6) Prevención de Daños.Para minimizar el potencial de
tubería están exentas de la evaluación.
daño a las estructuras superficiales o subterráneas existentes, el
diseño del plano y perfil de cruce deberá considerar la precisión de
los métodos que se emplearán para ubicar las estructuras existentes,
841.1.10Protección de tuberías y redes principales contra
mantener los espacios libres requeridos de las estructuras existentes,
peligros
rastrear la posición de la cabeza piloto y el escariador durante las
(a)Cuando las tuberías y las líneas principales deban instalarse
donde estarán sujetas a peligros naturales, como derrumbes,
inundaciones, suelo inestable, deslizamientos de tierra, eventos
relacionados con terremotos (como fallas superficiales,
licuefacción del suelo y características de inestabilidad del suelo
y de la pendiente), u otros condiciones que puedan causar un
movimiento serio o cargas anormales en la tubería, se deben
tomar precauciones razonables para proteger la tubería, tales
como aumentar el espesor nominal de la pared, construir
revestimientos, prevenir la erosión e instalar anclajes.
(b}Cuando las tuberías y las líneas principales crucen áreas
que normalmente están bajo el agua o sujetas a inundaciones
(es decir, lagos, bahías o pantanos), se debe aplicar suficiente
peso o anclaje a la línea para evitar la flotación.
(C)Debido a que los cruces submarinos pueden estar sujetos a
deslaves debido a los peligros naturales de los cambios en el
lecho de la vía fluvial, las velocidades del agua, la profundización
del canal o el cambio de la ubicación del canal en la vía fluvial, las
consideraciones de diseño se dará una proporción para proteger
la tubería o tubería principal en dichos cruces. El cruce se ubicará
en la orilla más estable y
operaciones de perforación, y seguimiento del escariador durante el
retroceso.
Antes del comienzo de las operaciones de perforación, la
ubicación de todas las estructuras subterráneas cercanas a la ruta de
perforación de diseño deberá, cuando sea práctico, exponerse para
permitir una confirmación visual de la ubicación de la estructura.
Antes de comenzar la operación de escariado, se debe
considerar el impacto potencial de la operación en todas las
estructuras adyacentes debido a cualquier desviación observada
de la ruta de diseño.
(k) Otras consideraciones (no obligatorias) para la fatiga del ciclo de
presión de las costuras longitudinales de la tubería.Las costuras
longitudinales de las tuberías de conducción generalmente no se
consideran susceptibles a la fatiga debido a los ciclos de presión operativa
en la mayoría de los servicios de gas natural. Se recomienda evaluar el
potencial de crecimiento de grietas por fatiga debido a los ciclos de
presión para tuberías que contienen costuras longitudinales donde la
acumulación de vida útil esperada de ciclos MAOP completos puede
exceder el siguiente número de ocurrencias:
46
(22)
ASME 831.8-2022
cargas externas previstas. En áreas donde la agricultura u otras
operaciones puedan resultar en un arado profundo, en áreas
sujetas a erosión o en lugares donde es probable que se nivele
en el futuro, como en caminos, carreteras, cruces de ferrocarril y
cruces de zanjas, se debe proporcionar protección adicional. [Ver
(mi)para métodos sugeridos para proporcionar protección
adicional.]
ubicaciones de la cama. La profundidad de la línea, la ubicación de los
codos instalados en los bancos, el espesor nominal de la pared de la
tubería y el peso de la línea se seleccionarán con base en las
características de la vía acuática. Además de los peligros anteriores,
las tuberías expuestas a corrientes cruzadas pueden ser susceptibles
a vibraciones inducidas por vórtices ("desprendimiento de vórtices")
en algunos regímenes de flujo. Esto puede causar daños por fatiga
(c) Espacio Libre Entre Tuberías o Redes Principales y Otras
Estructuras Subterráneas
en las soldaduras circunferenciales en los tramos expuestos. Cuando
se encuentran estas condiciones de tramo expuesto, se deben
realizar análisis para determinar si este fenómeno se anticipa para la
(1) Deberá haber al menos 6 pulg. (150 mm) de espacio libre
siempre que sea posible, entre cualquier tubería enterrada y
cualquier otra estructura subterránea que no se utilice junto con
la tubería. Cuando no se pueda lograr dicho espacio libre, se
deben tomar precauciones para proteger la tubería, como la
instalación de revestimiento, puente o material aislante.
configuración y orientación de la tubería dada y las condiciones de
velocidad del agua anticipadas. Si existieran condiciones que
pudieran resultar en que la tubería sufriera vibraciones y el
consiguiente daño por fatiga, las medidas contrarias (enterramiento,
nuevo entierro, o dispositivos de desprendimiento de vórtices) deben
(2) Debe haber al menos 2 pulg. (50 mm) de espacio libre
instalarse para reducir el potencial de daño. AP! RP 1 1 3 3 puede
usarse como guía adicional.
siempre que sea posible, entre cualquier tubería principal de gas
enterrada y cualquier otra estructura subterránea que no se utilice junto
(d)Cuando las tuberías y las líneas principales estén expuestas, como en
tramos, caballetes y cruces de puentes, las tuberías y las líneas principales
con la tubería principal. Cuando no se pueda lograr dicho espacio libre, se
deben estar razonablemente protegidas por distancia o barricadas contra
deben tomar precauciones para proteger la tubería principal, como la
daños accidentales por el tráfico de vehículos u otras causas.
instalación de material aislante o revestimiento.
(d) Requerimientos de Encamisado Bajo Ferrocarriles,
Autopistas, Carreteras o Calles.Las carcasas deben estar
diseñadas para soportar las cargas superpuestas. Cuando exista
la posibilidad de que entre agua en la carcasa, se sellarán los
extremos de la carcasa. Si el sellado del extremo es de un tipo
que retendrá la presión operativa máxima permisible de la
tubería portadora, la carcasa debe diseñarse para esta presión y
al menos con el factor de diseño de 0,72. La ventilación de las
carcasas selladas no es obligatoria; sin embargo, si se instalan
ventilaciones, deben protegerse de la intemperie para evitar que
entre agua en la carcasa. (Los requisitos para cruces dentro del
revestimiento de vías férreas y carreteras se muestran en Cuadro
841 . 1.6-2.)
(mi)Cuando las tuberías y las tuberías principales se instalen sobre el
nivel del suelo y estén expuestas a condiciones de viento cruzado, las
tuberías y las tuberías principales deben estar razonablemente protegidas
contra la vibración inducida por vórtices. Tal vibración puede causar daños
por fatiga en las soldaduras circunferenciales en el tramo expuesto. Se
llevarán a cabo análisis para determinar si este fenómeno se anticipa para
la configuración y orientación de la tubería dada y la gama completa de
condiciones de viento que ocurren naturalmente. Si existen condiciones
que podrían resultar en que la tubería sufra vibraciones y el consiguiente
daño por fatiga, se deben instalar medidas para contrarrestar (tracas,
amortiguadores de vibraciones u otros dispositivos para eliminar vórtices)
o cambiar la frecuencia natural del sistema de tuberías para reducir el
potencial de daño.
841.1.11Requisitos de cubierta, espacio libre y revestimiento para
tuberías y tuberías principales de acero enterradas
(a) Requisitos de cobertura para la red eléctrica.Las tuberías principales
Mesa841.1.11-1
enterradas deben instalarse con una cubierta de no menos de 24 pulgadas
Requisitos de cobertura de tuberías
(610 mm). Cuando no se pueda cumplir con esta disposición de cobertura,
o donde las cargas externas puedan ser excesivas, la tubería principal
Cubierta, pulg. (mm)
debe estar revestida, puenteada o diseñada para soportar tales cargas
para el rock
Excavación [Nota 1)]
externas anticipadas. Donde la agricultura u otras operaciones puedan
resultar en un arado profundo, en áreas sujetas a erosión, o en lugares
Tamaño de la tubería
donde es probable que se nivele en el futuro, tales como caminos,
carreteras, vías férreas y cruces de zanjas, se debe proporcionar
protección adicional. [Ver(mi)para métodos sugeridos para proporcionar
Ubicación
protección adicional.]
(b) Requerimientos de Cobertura para Ductos.A excepción de las
tuberías en alta mar, las tuberías enterradas se instalarán con una
cubierta no menor que la que se muestra enMesa
para normal
Excavación
NPS 20
(DN 500)
y
Menor
Tamaño de la tubería
Mayor que
NPS 20
(DN 500)
18 (460)
Clase 1
24 (610)
12 (300)
Clase 2
30 (760)
18 (460)
18 (460)
Clases 3 y 4
30 (760)
24 (610)
24 (610)
Zanja de drenaje en público
36 (910)
24 (610)
24 (610)
carreteras y ferrocarril
Cuando no se puedan cumplir estas disposiciones de
cobertura o donde las cargas externas puedan ser excesivas, la
tubería se debe revestir, puentear o diseñar para soportar tales
cruces (todas las ubicaciones)
NOTA: (1) La excavación en roca es una excavación que requiere voladuras.
47
ASME 831.8-2022
(e) Protección Adicional de Tuberías Subterráneas.El factor de
diseño de la tubería,F,estará de acuerdo conCuadro 841. 1 .6-2
para el cruce de carreteras y vías férreas. La guía provista por
API RP 1 1 02, Steel Pipel ines Crossing Railroads and Highways;
o Informe GRI N° 9 1/02 84, Lineamientos para Ductos que
Cruzan Carreteras; o el Material de la Guía del Comité de
Tecnología de Tuberías de Gas, Apéndice G-15, Diseño de cruces
de carreteras y vías férreas de tuberías sin revestimiento, puede
considerarse para el diseño e instalación de cruces de tuberías.
El operador de la tubería deberá evaluar la necesidad de
extender la protección adicional de la tubería sobre la tubería
cuando el ancho del derecho de vía del camino o vía férrea no
esté definido en función de la carga anticipada del tráfico o del
equipo pesado que realiza actividades de mantenimiento
adyacentes al camino o vía férrea.
841.2 Instalación de Tuberías y Redes Principales de Acero
841.2.1Especificaciones de Construcción.Toda la construcción
El trabajo realizado en los sistemas de tuberías de acuerdo con los
requisitos de este Código se debe realizar de acuerdo con las
especificaciones de construcción. Las especificaciones de construcción
deberán cubrir todas las fases del trabajo y deberán ser lo suficientemente
detalladas para cubrir los requisitos de este Código.
841.2.2Disposiciones de inspección
(a)La empresa operadora deberá proporcionar una
inspección adecuada. Los inspectores estarán cualificados
por experiencia o formación. El inspector tendrá la autoridad
para ordenar la reparación o remoción y reemplazo de
cualquier componente que no cumpla con los estándares de
este Código.
Se pueden lograr diversos grados de protección adicional
contra daños de terceros a un cruce de tubería o tubería
principal enterrado dentro (o paralelo a) el derecho de paso de
una carretera o vía férrea utilizando las siguientes técnicas, o
variantes de las mismas, solas o en combinación :
(b)Las disposiciones de inspección de la instalación de tuberías y
otras instalaciones que operen con tensiones circunferenciales del 20
% o más del límite elástico mínimo especificado serán adecuadas
para hacer posible al menos las siguientes inspecciones a intervalos
suficientemente frecuentes para garantizar una buena calidad de la
(1) Se puede instalar una barrera física o marcador
mano de obra:
por encima o alrededor de la tubería (verparaca. 851.7) . Si se utiliza
(1) Inspeccione la superficie de la tubería en busca de superficies serias.
una barrera física, se debe reconocer el conflicto potencial con las
defectos justo antes de la operación de recubrimiento. [ Ver
actividades de mantenimiento del derecho de paso. Los métodos de
paraca. 841 .2.4(b) ( 1).]
barrera física o marcador incluyen
tubo
(2)Inspeccione la superficie del revestimiento de la tubería tal como está.
(-a)una barrera de hormigón o acero colocada sobre el
bajado a la zanja para encontrar laceraciones en el revestimiento que
indican que la tubería podría haberse dañado después de ser revestida.
(-b} una losa de concreto colocada verticalmente adyacente a la tubería
(3)Inspeccione el ajuste de las juntas antes de soldar.
en cada lado y extendida por encima de la parte superior de la elevación de la
hecho.
tubería
(4)Inspeccione visualmente los cordones del larguero antes de subse
(-C)material de revestimiento resistente a los daños, como el
Se aplican perlas quent.
hormigón
(5)Inspeccione las soldaduras terminadas antes de que sean
(- d)profundidad adicional de la cubierta adicional a la
cubierto con revestimiento.
requerida en(b)
(6)Inspeccione el estado del fondo de la zanja justo
(-mi)cinta de advertencia enterrada de alta visibilidad
antes de que se baje la tubería, a excepción de las tuberías en alta mar.
colocada paralela y encima de la tubería
(7)Inspeccione el ajuste de la tubería a la zanja antes de volver
(-fl tubería de revestimiento [ver(d)yparaca. 861 . dieciséis]
(2)Un espesor de pared mayor que el requerido por el
relleno, a excepción de los oleoductos marinos.
(8)Inspeccionar todas las reparaciones, reemplazos o cambios.
factor de diseño de tubería,F,de acuerdo conTabla 841.1.6-1o
pedidos antes de que estén cubiertos.
Tabla 841.1.6-2.
(9)Realizar las pruebas e inspecciones especiales que sean
requeridas por las especificaciones, tales como pruebas no
destructivas de soldaduras y pruebas eléctricas del revestimiento
protector.
(1 0) Inspeccione el material de relleno antes de usarlo y
(3)La alineación de la tubería debe ser lo más recta y adecuada posible.
pendicular a la alineación del camino o del ferrocarril como sea posible
para promover el marcado confiable de la ubicación de la tubería a través
del derecho de paso y en los límites del derecho de paso.
Se debe usar protección adicional para tuberías subterráneas
junto con un programa educativo efectivo (paraca. 850.4.4),
vigilancia periódica de oleoductos (paraca. 851 . 1), patrullaje de
tuberías (paraca. 85 1.2), y la utilización de programas que
brinden notificación a los operadores con respecto a la actividad
de excavación inminente, si está disponible.
observe el procedimiento de relleno para asegurarse de que no se
dañe el recubrimiento en el proceso de relleno.
841.2.3Curvas, ingletes y codos en tuberías de acero
y red eléctrica.Los cambios de dirección pueden realizarse mediante
el uso de curvas, ingletes o codos con las siguientes limitaciones:
(a) Curvas
(1) Una curva deberá estar libre de pandeo, grietas o
otra evidencia de daño mecánico.
(2)El grado máximo de flexión en un campo frío.
la curva puede ser determinada por mí thodin Mesa
La segunda columna expresa la
841.1.12Resumen de factores de diseño.Los factores de diseño son
resumido enTabla 841 .1.6-2.
48
(22)
ASME 831.8-2022
Mesa841.2.3-1
(22)
(3JEn los sistemas destinados a operar a niveles de tensión
circunferencial de menos del 10 % del límite elástico mínimo
Requisitos de curvatura en frío del campo de la tubería
Diámetro nominal
Máximo
Desviación de
Longitudinal
especificado, el ángulo de deflexión total en cada inglete no debe
Mínimo
radio de
exceder los 90 grados.
(4JEn los sistemas destinados a operar a niveles de
tensión circunferencial del 10 % o más del límite elástico
mínimo especificado, la distancia mínima entre ingletes
medida en la entrepierna no debe ser inferior al diámetro de
una tubería.
Curva en tubería
Eje, grados
Diámetros
NPS 12 (ON 300) y
menor
3.2
l8D
NPS 14 (EN 350)
2.7
2 1D
NPS 16 (EN 400)
2.4
24D
(SJSe debe tener cuidado al hacer juntas en inglete para
NPS 18 (EN 450)
2.1
27D
proporcionar el espacio y la alineación adecuados y la penetración
NPS 20 (ON 500) y mayor
1.9
30D
total.
(cJ Codos.Se pueden usar codos para soldar de acero forjado
hechos en fábrica o segmentos transversales cortados de ellos para
cambios de dirección, siempre que la longitud del arco medida a lo
deflexión máxima en una longitud de arco igual al diámetro
exterior nominal, y la tercera columna expresa el radio
mínimo en función del diámetro exterior nominal.
largo de la entrepierna sea de al menos 2 pulg. (50 mm) en tamaños
de tubería NPS 4 (ON 1 00 ) y más grandes.
(dJ Curvas y codos segmentados.Las curvas y los codos fabricados
en fábrica se pueden cortar (segmentar) para permitir cambios en la
(3JSe puede hacer una curvatura en frío de campo en tamaños de
dirección, siempre que la alineación de la soldadura a tope de campo
tubería NPS 12 o más grandes con un radio mínimo más corto que el
resultante cumpla con los requisitos deparaca.
permitido enTabla 841.2. 3 - 1, siempre que la curva completa cumpla con
Enfermedad de buzo
y los codos destinados a ser segmentados deben adquirirse para este
todos los demás requisitos deparaca. 841.2.3, y el espesor de la pared
propósito con controles dimensionales adicionales para cumplir con
después de la flexión no es inferior al mínimo permitido porparaca.
las tolerancias del diámetro interior, el diámetro exterior y la falta de
Esto puede demostrarse a través de
redondez (u ovalidad), después del corte, para lograr preparaciones
pruebas.
finales aceptables. Referirse apárrs. 83 1 . 3 . yo (b)y
(4JPara tubería más pequeña que NPS 12 (ON 300), los
requisitos deTabla 841.2. 3 - 1yparaca. 841.2.3debe cumplirse, y
el espesor de la pared después de la flexión no debe ser inferior
al mínimo permitido porparaca.
841.2.4Requisitos de la superficie de la tubería aplicables a
tuberías y líneas principales para operar con una tensión
Esto podría ser
circunferencial de 20%o más del límite elástico mínimo especificado.
mostrado a través de pruebas apropiadas.
Se ha descubierto que las estrías, ranuras y muescas son una
causa importante de fallas en las tuberías, y todos los defectos
dañinos de esta naturaleza deben prevenirse, eliminarse o
repararse. Se deben tomar precauciones durante la fabricación,
el acarreo y la instalación para evitar perforaciones o ranuras en
la tubería.
(SJExcepto en el caso de los oleoductos marinos, cuando se
produzca una soldadura circunferencial en una sección doblada, deberá
someterse a un examen radiográfico después del doblado.
(6JNo se utilizarán curvas arrugadas.
(7JPueden ocurrir ondulaciones incidentales en la superficie de la
tubería a lo largo del radio interior durante la formación de curvas de
(aJ Detección de hendiduras y ranuras
campo frío en algunas tuberías. Las ondulaciones que tengan una
(lJLa inspección de campo proporcionada en cada trabajo debe
dimensión medida de pico a valle que no exceda el 1% del diámetro
exterior de la tubería se consideran aceptables para todos los servicios de
ser adecuada para reducir a un mínimo aceptable las posibilidades
gas. Se pueden permitir ondulaciones más grandes con base en un análisis
de que la tubería ranurada o ranurada entre en la línea de tubería
de ingeniería que considere los efectos de la construcción y operación de
terminada o principal. Se requiere una inspección para este
la tubería en la confiabilidad de la tubería afectada por tales
propósito justo antes de la operación de recubrimiento y durante la
características. Además, el codo deberá cumplir con todas las demás
operación de descenso y relleno.
(2JCuando se recubre la tubería, se debe realizar una inspección
disposiciones de esta sección.
para determinar que la máquina de recubrimiento no provoque
(bJ Miters.Se permiten las curvas en inglete, siempre que se
muescas o ranuras dañinas.
cumplan las siguientes limitaciones:
(3JLas laceraciones del revestimiento protector deben
(1JEn los sistemas destinados a operar a niveles de tensión
circunferencial del 40 % o más del límite elástico mínimo
examinarse cuidadosamente antes de reparar el revestimiento
especificado, no se permiten las curvas en inglete. Las deflexiones
para determinar si la superficie de la tubería se ha dañado.
(bJ Reparación de campo de gubias y ranuras
causadas por una desalineación de hasta 3 grados no se consideran
(lJSe eliminarán las estrías o ranuras perjudiciales. (2J
Las estrías o muescas pueden eliminarse esmerilando
hasta obtener un contorno suave, siempre que el espesor de
la pared resultante no sea menor que el mínimo prescrito
por este Código para las condiciones de uso. [ Verpárr. 841 .
1 . S(b).]
ingletes.
(2JEn los sistemas destinados a operar a niveles de tensión
circunferencial del 10 % o más, pero inferiores a los niveles de
tensión circunferencial del 40 % del límite elástico mínimo
especificado, el ángulo de deflexión total en cada inglete no debe
exceder los 1 2 1/2 grados.
49
Traducido del inglés al español - www.onlinedoctranslator.com
ASME 831.8-2022
(3) Cuando las condiciones descritas en(2)no puede ser
cumplido, la parte dañada de la tubería debe cortarse como un
cilindro y reemplazarse con una buena pieza. Está prohibido
insertar parches.
la reparación está prohibida, y la parte de la tubería que contiene la
quemadura de arco debe cortarse como un cilindro y reemplazarse
con una buena pieza. Está prohibido insertar parches. Se debe tener
cuidado para asegurar que el calor de la molienda no produzca una
muesca metalúrgica.
(c) Abolladuras
(1)Una abolladura puede definirse como una depresión que
841.2.5Operaciones Misceláneas Involucradas en la Instalación
de Tuberías y Redes Principales de Acero
produce una gran perturbación en la curvatura de la pared de la
tubería (a diferencia de un rasguño o una gubia, que reduce el
espesor de la pared de la tubería). La profundidad de una
abolladura se medirá como el espacio entre el punto más bajo
de la abolladura y una prolongación del contorno original de la
tubería en cualquier dirección.
(a) Manejo, acarreo y ensartado.Se debe tener cuidado en
la selección del equipo de manejo y en el manejo,
transporte, descarga y colocación de la tubería para no
dañar la tubería.
(2)Una abolladura, como se define en(1),que contiene un estrés
(b) Instalación de Tubería en la Zanja.En tuberías que operan a
niveles de tensión circunferencial del 20% o más del límite
elástico mínimo especificado, es importante que se minimicen
las tensiones impuestas a la tubería por la construcción. Con
excepción de las tuberías costa afuera, la tubería debe encajar
en la zanja sin el uso de una fuerza externa para mantenerla en
su lugar hasta que se complete el relleno. Cuando se hundan
secciones largas de tubería que han sido soldadas a lo largo de
la zanja, se debe tener cuidado para no sacudir la tubería o
imponer tensiones que puedan torcerse o formar una curva
permanente en la tubería. Los bucles de holgura no están
prohibidos por este párrafo cuando las condiciones de
instalación hacen aconsejable su uso.
El concentrador, como un rasguño, una muesca, una ranura o una
quemadura de arco, debe eliminarse cortando la parte dañada de la
tubería como un cilindro.
(3) Todas las abolladuras que afecten la curvatura de la tubería en
se eliminará la soldadura de costura o cualquier soldadura
circunferencial. Todas las abolladuras que excedan una profundidad
máxima de%pulg. (6 mm) en tubería NPS1 2 (ON 3 00 ) y menores o
2% del diámetro nominal de la tubería en todas las tuberías mayores
que NPS1 2 (ON 3 00) no se permitirá en tuberías o líneas principales
destinadas a operar a niveles de tensión circunferencial del 40 % o
más del límite elástico mínimo especificado. Cuando se quitan las
abolladuras, la porción dañada de la tubería se debe cortar como un
cilindro. Se prohíben los parches de inserción y los golpes para sacar
(c) Relleno
(1)El relleno se realizará de manera que
las abolladuras.
(d) muescas
proporcione un soporte firme debajo de la tubería.
(1)Las muescas en la superficie de la tubería pueden ser causadas por
(2)Si hay rocas grandes en el material a utilizar
los daños mecánicos en la fabricación, el transporte, la manipulación
para el relleno, se debe tener cuidado para evitar daños al
o la instalación, y cuando se determine que fueron causados
revestimiento por medios tales como el uso de material de
mecánicamente, se tratarán de la misma manera que las estrías y
protección contra rocas, o haciendo el relleno inicial con material
ranuras [ver(a)] .
libre de rocas suficiente para evitar daños.
(2)Concentraciones de estrés que pueden o no
(3) Cuando la zanja se inunde para consolidar la
relleno, se debe tener cuidado para ver que la tubería no se
desplace de su apoyo firme en el fondo de la zanja.
involucrar una muesca geométrica también puede ser creado por un
proceso que involucra energía térmica en el cual la superficie de la
tubería se calienta lo suficiente como para cambiar sus propiedades
841.2.6Grifos calientes.Todos los hot taps deben ser instalados por
mecánicas o metalúrgicas. Estas imperfecciones se denominan
cuadrillas capacitadas y experimentadas.
"muescas metalúrgicas". Los ejemplos incluyen una quemadura de
arco producida por un contacto accidental con un electrodo de
841.2.7Precauciones para evitar explosiones de mezclas de aire y
soldadura o una quemadura de esmerilado producida por una fuerza
gas o incendios no controlados durante las operaciones de
excesiva en una muela abrasiva. Las muescas metalúrgicas pueden
construcción
resultar en concentraciones de tensión aún más severas que una
(a)Las operaciones tales como soldadura y corte a gas o
eléctrica con sopletes de corte se pueden realizar de manera
segura en tuberías, redes principales y equipos auxiliares,
siempre que estén completamente llenos de gas o aire libre
de material combustible. Se tomarán medidas para evitar
una mezcla de gas y aire en todos los puntos donde se vayan
a realizar dichas operaciones.
muesca mecánica y deben evitarse o eliminarse en todas las tuberías
destinadas a operar a niveles de tensión circunferencial del 20% o
más del límite elástico mínimo especificado.
(e) Eliminación de quemaduras por arco.La muesca metalúrgica
causada por quemaduras de arco se eliminará mediante esmerilado,
siempre que el esmerilado no reduzca el espesor de pared restante a
menos del mínimo prescrito por este Código para las condiciones de
uso.1En todos los otros casos,
(b)Cuando una tubería o tubería principal se puede mantener llena de
gas durante una operación de soldadura o corte, se recomiendan los
siguientes procedimientos:
1La eliminación completa de la muesca metalúrgica creada por una quemadura de arco se
(1) Mantenga un ligero flujo de gas moviéndose hacia el punto
puede determinar de la siguiente manera: después de que se haya eliminado la evidencia visible
donde se está cortando o soldando.
de la quemadura de arco mediante el esmerilado, limpie el área esmerilada con un hisopo.20%
solución de persulfato de amonio. Una mancha ennegrecida es evidencia de una muesca
metalúrgica e indica que es necesario un pulido adicional.
entonces
ASME 831.8-2022
(2)Controlar la presión del gas en el lugar de trabajo
(3)Si una tubería o tubería principal que contiene gas va a ser
removido, la operación puede llevarse a cabo de acuerdo
con(b), o la línea puede desconectarse primero de todas las
fuentes de gas y luego purgarse completamente con aire,
agua o gas limpio antes de realizar más cortes o soldaduras.
un medio adecuado.
(3)Después de realizar un corte, cierre inmediatamente todas las ranuras o
extremos abiertos con cinta adhesiva, lona bien ajustada u otros materiales
adecuados.
(4)No permita que dos aberturas permanezcan descubiertas
(4)Si un gasoducto, equipo principal o auxiliar está
al mismo tiempo. Esto es doblemente importante si las dos
debe llenarse con aire después de haber estado en servicio, y
existe una posibilidad razonable de que las superficies internas
de la instalación estén mojadas con líquido inflamable volátil, o si
dichos líquidos se han acumulado en lugares bajos,
procedimientos de purga diseñados para resolver esta situación
deberia ser usado. Se recomienda vaporizar la instalación hasta
que todos los líquidos combustibles se hayan evaporado y
barrido. Una recomendación alternativa es llenar la instalación
con un gas inerte y mantenerla llena de dicho gas durante el
progreso de cualquier trabajo que pueda encender una mezcla
explosiva en la instalación. No se debe descartar la posibilidad de
que se produzcan chispas estáticas dentro de la instalación como
posible fuente de ignición.
(f) Siempre que sea probable que la ignición accidental al aire
libre de una mezcla de gas y aire cause lesiones personales o
daños a la propiedad, se deben tomar precauciones, como las
siguientes:
aberturas están a diferentes alturas.
(C)No se deben realizar operaciones de soldadura, corte u otras
que puedan ser fuente de ignición en una tubería, aparato principal o
auxiliar que contenga aire, si está conectado a una fuente de gas, a
menos que se haya provisto un medio adecuado para evitar la
formación de una mezcla explosiva en el área de trabajo.
(d}En situaciones donde la soldadura o el corte deban
realizarse en instalaciones llenas de aire y conectadas a una
fuente de gas, y no se puedan tomar las precauciones
recomendadas anteriormente, una o más de las siguientes
precauciones, según las circunstancias del lugar de trabajo,
se sugieren:
(1)purga de la tubería o equipo sobre el cual
la soldadura o corte debe hacerse con un gas inerte o purga
continua con aire de tal manera que no se forme una mezcla
combustible en la instalación en el área de trabajo
(2)ensayo de la atmósfera en las inmediaciones del
(1) Prohibir fumar y llamas abiertas en el área.
zona a calentar antes de que comience el trabajo y a intervalos a
medida que avanza el trabajo con un indicador de gas
combustible o por otros medios adecuados
(2)Instale una unión metálica alrededor de la ubicación de los cortes
en tuberías de gas que se realicen por medios distintos de los sopletes de
corte.
(3)verificación cuidadosa antes y durante el trabajo
(3)Tome precauciones para evitar la electricidad estática.
asegurarse de que las válvulas que aíslan el trabajo de una
chispas.
fuente de gas no tengan fugas
(e) Purga de Ductos y Redes Principales
y tipo, de acuerdo con NFPA 10.
(4)Proporcionar un extintor de incendios del tamaño adecuado.
(1)Cuando se va a poner en servicio una tubería o tubería principal,
841.3 Pruebas después de la construcción
el aire en él será desplazado. Los siguientes son algunos
métodos aceptables:
(-a) Método 1.Introduzca un flujo de gas continuo y
moderadamente rápido en un extremo de la línea y ventile
el aire por el otro extremo. El flujo de gas debe continuar sin
interrupción hasta que el gas ventilado esté libre de aire.
(-bJ Método2.Si el respiradero está en un lugar donde
la liberación de gas a la atmósfera puede causar una
condición peligrosa, entonces se debe introducir una gota de
gas inerte entre el gas y el aire. Luego, el flujo de gas debe
continuar sin interrupción hasta que todo el aire y el gas
inerte hayan sido eliminados de la instalación. Los gases
ventilados deben ser monitoreados y la ventilación debe
cerrarse antes de que se libere a la atmósfera una cantidad
sustancial de gas combustible.
841.3.l Disposiciones Generales.Todos los sistemas de tuberías deberán ser
probado después de la construcción de acuerdo con los requisitos de este
Código, excepto para ensamblajes fabricados probados previamente y
conexiones soldadas en las que las conexiones posteriores a la
construcción no son prácticas.
Además, los tramos individuales o múltiples de tubería
soldada previamente probados de acuerdo con este Código para
fines de reparación o reemplazo no requieren una nueva prueba
posterior a la construcción.
(a)Las soldaduras circunferenciales asociadas con la conexión
de conjuntos previamente probados, longitudes o secciones de
tubería de reparación previamente probadas, y conexiones
soldadas no probadas a presión después de la construcción de
acuerdo con paraca. 841.3.2oparaca. 841.3.3o prueba de fugas
después de la construcción de acuerdo conparaca. 841.3.4o
paraca. 841.3.5serán examinados por radiografía, ultrasonidos,
partículas magnéticas u otros métodos no destructivos
comparables y aceptados de acuerdo conpárrs. 826 . 3 c)y
(2)En los casos en que el gas en una tubería o tubería principal deba ser
desplazada con aire y la velocidad a la que se puede suministrar
aire a la línea es demasiado pequeña para hacer un
procedimiento similar pero al revés del descrito en(1)factible, se
debe introducir un trozo de gas inerte para evitar la formación
de una mezcla explosiva en la interfaz entre el gas y el aire. Se
puede usar nitrógeno o dióxido de carbono para este propósito.
826. 3(d).
(b) Las conexiones de unión no soldadas que no hayan sido sometidas a
prueba de presión después de la construcción deben someterse a pruebas de
fugas a no menos de la presión disponible cuando la unión se ponga en servicio.
51
(22)
ASME 831.8-2022
(C)Siempre que sea posible, se recomienda la prueba de presión
proporcionan flexibilidad de prueba al tiempo que limitan las
con un medio de prueba líquido, típicamente agua (es decir, prueba
presiones de prueba entre la presión de prueba mínima y la presión
hidrostática). Sin embargo, se reconoce que ciertas condiciones
de prueba máxima seleccionada.
pueden requerir pruebas neumáticas. Cuando la prueba sea
(h) Cuando se use agua como medio de prueba, se deben tomar
neumática, la presión de prueba no deberá exceder los valores
medidas para eliminar el agua de prueba residual. El agua residual
máximos establecidos enMesas 841 . 3 . 2-1y
podría ser potencialmente corrosiva o causar problemas operativos,
Se advierte al usuario que la liberación de energía
almacenada en una falla de prueba neumática puede ser
significativamente más peligrosa que una falla similar con agua.
Al realizar pruebas neumáticas, se recomienda una evaluación
de riesgos formal, en la que se identifiquen los riesgos y se
identifiquen e implementen las medidas y prácticas de
mitigación adecuadas para minimizar estos riesgos adicionales.
Cuando se realicen ensayos con gases inflamables, se
preparará una evaluación de riesgos formal y se identificarán y
aplicarán las medidas y prácticas de mitigación adecuadas para
minimizar la liberación de gases inflamables. Además, se deben
desarrollar y revisar planes de contingencia de respuesta a
emergencias específicos del sitio con las agencias locales de
respuesta a emergencias para su uso en caso de una liberación
no planificada de gases inflamables.
como congelamiento en el equipo de regulación de presión.
Se puede encontrar información adicional sobre el tratamiento de
fluidos residuales para la prevención de la corrosión interna en el
documento de la Conferencia Internacional de Tuberías IPC2012
-90308, "Pressure Test Planning to Prevent Internal Corrosion by
Residual Fluids".
(i)Antes de poner la tubería en servicio, purgue con gas para
desplazar el aire y eliminar cualquier mezcla de aire y gas
potencialmente explosiva. Verparaca.
841 . 3 . 2Requisitos de prueba de presión para probar la
resistencia de las tuberías y la red eléctrica para operar con
tensiones circunferenciales de30%o más del límite elástico
mínimo especificado de la tubería.Las siguientes son presiones
requisitos de prueba para probar la resistencia de las tuberías y líneas
Se puede encontrar más orientación sobre las pruebas neumáticas
principales para operar con tensiones tangenciales del 30% o más del
en ASME PCC-2, artículo 501. Se prohíben las pruebas con un fluido
límite elástico mínimo especificado de la tubería:
que pueda sufrir un cambio de fase entre las condiciones
(a)Los medios de prueba de presión admisibles se indican en
Mesa
El medio de prueba recomendado es agua.
ambientales y de prueba.
(d)Cuando los sistemas de tuberías se instalan en suelos
inestablesola masa del medio de prueba contribuye a tensiones
adicionales en el sistema de tuberías, las tensiones y reacciones
debidas a la expansión, la presión longitudinal y la flexión
longitudinal deben investigarse antes de la prueba. Esta
investigación deberá confirmar que las presiones y cargas de
prueba no producen tensiones, deformaciones, deflexiones u
otras condiciones inaceptables que podrían afectar
negativamente la capacidad del sistema para funcionar según lo
requerido.
Gas amargo como se define ensección 8803y el gas inflamable
solo se puede usar con fines de prueba en ubicaciones de clase
1, división 2. Cuando se utilice cualquiera de estos medios, el
público deberá ser retirado a una distancia segura durante la
prueba y el personal de prueba deberá estar equipado con el
equipo de protección personal adecuado. Tanto las pruebas de
gas amargo como las de gas inflamable deben cumplir con las
limitaciones de presión de prueba segúnMesa
(b)Los requisitos del medio de prueba de presión de Tabla
841.3.2-1para la prueba de presión de tuberías en las ubicaciones de
(mi)La planificación de la prueba deberá considerar las temperaturas
clase 3 y 4 no es necesario aplicar si, en el momento en que las
del medio de prueba de presión y la duración de las operaciones de
tuberías están listas por primera vez para la prueba de presión, existe
prueba para limitar el daño a la tubería por la congelación del medio de
una o ambas de las siguientes condiciones:
prueba y evitar la deformación perjudicial de la tubería debido a la
(1)La temperatura del suelo a la profundidad de la tubería es lo suficientemente
desestabilización de los suelos de permafrost.
bajo durante la prueba para hacer que el medio de prueba
cambie de estado y cause daño o bloqueo que dañaría la tubería
o invalidaría la prueba, y no es posible el uso de agentes
químicos anticongelantes.
(f) Cada conjunto de prueba (una fabricación que no es parte
de la instalación permanente utilizada para llenar, presurizar y
monitorear la prueba) debe diseñarse, fabricarse e instalarse de
acuerdo con las disposiciones de este Código. Cada conjunto de
prueba debe diseñarse para operar a la presión de prueba
máxima anticipada. Se alienta al operador a que considere
realizar una prueba previa del conjunto de prueba antes de su
uso para reducir el riesgo para el personal de prueba. Se
requiere una prueba previa del conjunto de prueba cuando la
prueba de presión se va a realizar con un medio de gas amargo.
Si se sospecha que el conjunto de prueba ha sufrido daños
durante o entre las pruebas, se debe considerar la posibilidad de
volver a probar antes de volver a utilizarlo.
(2)El agua aprobada de calidad satisfactoria no es
razonablemente disponible en cantidad suficiente.
(C)Cuando una o ambas condiciones en(b)existe, está
permitido realizar una prueba de presión neumática con un
gas no inflamable y no tóxico, siempre que existan todas las
condiciones siguientes:
(1)La tensión circunferencial máxima durante la presión
la prueba es inferior al 50 % del límite elástico mínimo
especificado en las ubicaciones de Clase 3, y inferior al 40 %
del límite elástico mínimo especificado en las ubicaciones de
Clase 4.
(gramo)Los conjuntos de prueba deben ubicarse teniendo en cuenta la
accesibilidad, las fuentes del medio de prueba y el perfil de elevación del
segmento de prueba. Las ubicaciones seleccionadas deben
52
(22)
ASME 831.8-2022
Mesa841.3.2-1
Requisitos de prueba para tuberías de acero y líneas principales que operen con tensiones circunferenciales de30%o más
del límite elástico mínimo especificado de la tubería
Máximo
Prueba de presión prescrita
Prueba permitida
factor de diseño,
Clase de ubicación
1,División1
1,División2
2
F
Mínimo
Medio
Máximo
Funcionamiento máximo permitido
Presión, la menor de
0.8
Agua
1.25X
FREGAR
Ninguno
0.72
Agua
1 .25X
FREGAR
Ninguno
TP/1.25o PD
0.72
Aire o gas [Nota (1)]
1 .25XFREGAR
1.25XDP
TP/1.25o PD
TP/1.25o PD
0.6
Agua
1 .25X
FREGAR
Ninguno
TP/1.25o PD
0.6
Aire [Nota 1)]
1 .25X
FREGAR
1.25XDP
TP/1.25o PD
3 [Nota (2)]
0.5
Agua [Nota 3)]
1.50X
FREGAR
Ninguno
TP/1.5o PD
4
0.4
Agua [Nota 3)]
1.50X
FREGAR
Ninguno
TP/1.5o PD
Leyenda:
DP=presión de diseño
FREGAR=presión de funcionamiento máxima (no necesariamente la presión de funcionamiento máxima permitida)
TP=presión de prueba
NOTAS GENERALES:
(a) Esta tabla define la relación entre las presiones de prueba y las presiones operativas máximas permitidas posteriores a la prueba. Si una compañía
operadora decide que la presión máxima de operación será menor que la presión de diseño, se puede hacer una reducción correspondiente en la
presión de prueba prescrita como se indica en la columna Mínima de prueba de presión prescrita. Sin embargo, si se usa esta presión de prueba
reducida, la presión operativa máxima no puede elevarse posteriormente a la presión de diseño sin volver a probar la línea a una presión de prueba
más alta. Verpárrs. 805.2.1,845.2.2, y845.2.3.
(b) La tubería de gas dentro de las instalaciones de gasoductos (por ejemplo, estaciones de medición, estaciones reguladoras, tubería de ventilación, etc.) debe probarse y la presión
de operación máxima permitida calificada de acuerdo conparaca. 841.3yTablas 841.3.2-1y841.3.3-1sujeto a la clase de ubicación apropiada, el factor de diseño y los criterios del
medio de prueba.
(c) Al realizar pruebas neumáticas, se advierte al usuario de este Código que evalúe la capacidad del sistema de tuberías para resistir la propagación de fracturas
frágiles o dúctiles al nivel máximo de esfuerzo que se logrará durante la prueba.
NOTAS:
(1) Cuando realice una prueba de presión neumática, consultepárrafo 841.3.l(c),párrs. 841.3.2(a)a través de841.3.2(c), yTabla 841.3.3-1.
(2) La tubería de la estación del compresor se debe probar con agua según los requisitos de tubería de Clase 3 de ubicación, como se indica enparaca. 843.4.l (c).
(3) Para excepciones, véasepárrs. 841.3.2(b)y841.3.2 (c).
(2)La presión máxima a la que se encuentra la tubería
a operar no exceda el 80% de la presión máxima de prueba
de campo.
(g) Sin perjuicio de otras disposiciones de este Código, las tuberías
y tuberías principales que cruzan carreteras y vías férreas pueden
someterse a pruebas previas de forma independiente o en conjunto
con los segmentos de tuberías adyacentes de la misma manera y con
(3)Se ha confirmado que la tubería involucrada es apta para
la misma presión que la tubería a cada lado del cruce.
servicio y tiene un factor de calidad de junta de soldadura longitudinal,mi
de 1,00 (verCuadro 841 . 1 . 7-1) .
(d)Antes de ser puesto en servicio, un sistema de tubería
recién construido debe someterse a pruebas de resistencia
durante un período mínimo de 2 horas a una presión mínima
igual o mayor que la especificada enCuadro 841 . 3.2-1después
de que se haya logrado la estabilización de las temperaturas y
los picos de las operaciones de presurización. La presión mínima
debe obtenerse y mantenerse en la elevación más alta del
sistema de tuberías.
(h) Sin perjuicio de otras disposiciones de este Código, los
ensamblajes fabricados, incluidos los ensamblajes de válvulas de
línea principal, conexiones cruzadas, cabezales de cruce de ríos, etc.,
instalados en tuberías en ubicaciones Clase 1 y diseñados de acuerdo
con un factor de diseño de 0,60 según se requiera enparaca. 841 . 1 .
9(a), puede someterse a pruebas previas de forma independiente o
junto con los segmentos de tubería adyacentes según lo requiera la
Clase de ubicación 1 .
(mi)Los requisitos de prueba en función de la clase de
ubicación se resumen enMesa
(i) Las compañías operadoras conservarán, en sus archivos,
durante la vida útil de cada tubería y tubería principal, registros que
(f) Al seleccionar la presión de prueba, el diseñador o la
empresa operadora debe tener en cuenta las disposiciones
de sección 854y la relación entre la presión de prueba y la
presión de operación cuando la tubería experimente un
aumento futuro en el número de viviendas previstas para la
ocupación humana.
muestren los procedimientos utilizados y los datos desarrollados para
establecer la presión operativa máxima permisible de esa tubería o
tubería principal. Referirse aApéndice N no obligatorio,tramo N-7para
obtener una lista de registros sugeridos para la retención.
53
(22)
ASME 831.8-2022
Mesa841.3.3-1
Esfuerzo circular máximo permisible
(b) Se puede usar gas como medio de prueba a la presión máxima
disponible en el sistema de distribución en el momento de la prueba.
En este caso, se puede usar la prueba de la burbuja de jabón para
Durante una prueba de aire o gas
localizar fugas si todas las uniones son accesibles durante la prueba. .
Clase de ubicación, porcentaje del
rendimiento mínimo especificado
Fortaleza
(C)Pruebas a las presiones disponibles del sistema de distribución
2
3
4
según lo dispuesto en(b)puede no ser adecuado si es sustancial
Aire o gas no tóxico no inflamable Gas
75
50
40
Se utilizan revestimientos protectores que sellarían una costura de tubería
inflamable
30
30
30
Medio de prueba
NOTA GENERAL:
dividida. Si se utilizan dichos revestimientos, la presión de prueba de fugas debe
ser de 100 psig (690 kPa).
Referirse aparaca. 841.3.Z(c).
841.3.6Seguridad durante las pruebas.Todas las pruebas de tuberías.
y las tuberías principales después de la construcción se deben realizar
teniendo debidamente en cuenta la seguridad de los empleados y del
(22)
841.3.3Pruebas requeridas para probar la resistencia de la
tubería. líneas y red principal para operar a niveles de estrés de
aro de menos de30%del límite elástico mínimo especificado de la
tubería, pero en exceso de100psi (690kPa).Acero
público durante la prueba. Cuando se utilice aire o gas, se deben tomar las
medidas adecuadas para mantener a las personas que no trabajen en las
operaciones de prueba fuera del área de prueba cuando la tensión
circunferencial se eleve por primera vez desde el 50 % del rendimiento
La tubería que va a operar a niveles de tensión circunferencial de
menos del 30 % de la resistencia a la fluencia mínima
especificada en las ubicaciones de Clase 1 debe probarse al
menos de acuerdo conparaca. 841 . 3 .4. En ubicaciones de clase
2, 3 y 4, dichas tuberías se probarán de acuerdo conTabla
841.3.2-1, excepto que las pruebas pueden ser neumáticas
dentro de los límites máximos establecidos enMesa
(22)
mínimo especificado hasta la tensión de prueba máxima, y hasta que la
presión se reduce a la presión máxima de funcionamiento.
841.4 Puesta en Servicio de Instalaciones
841.4.1General.Se establecerán procedimientos escritos
para la puesta en servicio. Los procedimientos considerarán
las características del gas a transportar, la necesidad de
aislar el gasoducto de otras instalaciones conectadas y la
transferencia del gasoducto construido a los responsables
de su operación.
841.3.4Pruebas de fugas para tuberías o redes principales
para operar en100psi (690kPa) o más
(a)Cada tubería y tubería principal se probará después de la
construcción y antes de ponerla en funcionamiento para
demostrar que no tiene fugas. Si la prueba indica que existe una
fuga, la fuga o las fugas se localizarán y eliminarán, a menos que
se pueda determinar que no existe un riesgo indebido para la
seguridad pública.
Los procedimientos, dispositivos y fluidos de puesta en
servicio se seleccionarán para garantizar que no se introduzca
nada en el sistema de tuberías que sea incompatible con el gas a
transportar o con los materiales en los componentes de la
tubería.
(b) El procedimiento de prueba utilizado debe ser capaz de
revelar todas las fugas en la sección que se está probando y
debe seleccionarse después de dar la debida consideración
al contenido volumétrico de la sección y a su ubicación. Esto
requiere el ejercicio de responsabilidad y juicio
experimentado, en lugar de precisión numérica.
841.4.2Procedimientos de limpieza y secado.considerar
Se debe prestar atención a la necesidad de limpiar y secar la tubería y
sus componentes más allá de lo requerido para la remoción del
medio de prueba.
841 . 4 . 3Pruebas funcionales de equipos y
(C)En todos los casos en los que una línea deba someterse a
Sistemas.Como parte de la puesta en servicio, todos los equipos y
esfuerzos en una prueba de prueba de resistencia a un nivel de
sistemas de monitoreo y control de la estación compresora y de la
tensión circunferencial del 20 % o más del límite elástico mínimo
tubería deben someterse a una prueba de funcionamiento completo,
especificado de la tubería, y la prueba sea neumática, se debe
especialmente los sistemas de seguridad, como los enclavamientos
realizar una prueba de fugas a una presión de el rango de 100 psig
de las trampas para cerdos, los sistemas de monitoreo de presión y
(690 kPa) al requerido para producir una tensión circunferencial del
flujo, y los sistemas de cierre de emergencia de la tubería. También
20% del rendimiento mínimo especificado, o la línea deberá
se debe considerar realizar una prueba final de las válvulas de la
caminarse mientras la tensión circunferencial se mantiene en
tubería antes de introducir el gas para garantizar que cada válvula
aproximadamente el 20% del rendimiento mínimo especificado.
funcione correctamente.
841.4.4Procedimientos de puesta en marcha e introducción de
841.3.5Pruebas de fugas para tuberías y redes principales para
operar a menos de100psi (690kPa)
Gas Transportado.Se prepararán procedimientos escritos de
puesta en marcha antes de introducir el gas transportado en
el sistema y se requerirá lo siguiente:
a) el sistema sea mecánicamente completo y operativo
(a)Cada tubería, tubería principal y equipo relacionado
que operará a menos de 1 0 0 psi (690 kPa) se probará
después de la construcción y antes de ponerlo en operación
para demostrar que no tiene fugas.
(b) todas las pruebas funcionales sean realizadas y aceptadas
54
ASME 831.8-2022
Instalación de uniones mecánicas" en ANS I /AWWA C 1 1 1/
A2 1 . 1 1 .
(C)todos los sistemas de seguridad necesarios estén operativos
(d)los procedimientos operativos estén disponibles
(mi)se establezca un sistema de comunicaciones
(2) Otras juntas.Se puede suministrar tubería de hierro dúctil
(f) transferencia del sistema de tubería terminado a los
responsables de su operación
con otros tipos de juntas siempre que estén debidamente
calificadas y cumplan con las disposiciones correspondientes de
este Código. Dichas uniones se ensamblarán de acuerdo con las
normas aplicables o de acuerdo con las recomendaciones
escritas del fabricante.
841.4.5Documentación y Registros.La siguiente
los registros de puesta en servicio se mantendrán como registros
permanentes:
(3) Juntas roscadas.El uso de juntas roscadas para
(a)procedimientos de limpieza y secado
(b)resultados de limpieza y secado
No se recomienda un par de tramos de tubería de hierro dúctil.
(C)Registros de prueba de función de monitoreo de tuberías.
842.1.2Instalación de Tubería de Hierro Dúctil
(d)sistemas de equipos de control
(a) Colocación.La tubería de hierro dúctil se colocará de
acuerdo con las condiciones de campo aplicables descritas en
ANSI/AWWA C150/A2 1.50.
(b) Cubierta.La tubería subterránea de hierro dúctil debe
instalarse con una cubierta mínima de 24 pulgadas (6 1 0 mm) a
menos que lo impidan otras estructuras subterráneas. Cuando
no se pueda proporcionar una cubierta suficiente para proteger
la tubería de cargas externas o daños y la tubería no esté
diseñada para soportar tales cargas externas, la tubería deberá
estar revestida o puenteada para proteger la tubería.
(mi)lista de verificación previa al inicio completada
842 OTROS MATERIALES
842.l Requisitos de los sistemas de tuberías de hierro dúctil
842.1.lDiseño de tubería de hierro dúctil
(a) Determinación del espesor de pared requerido.La
tubería de hierro dúctil se debe diseñar de acuerdo con los
métodos establecidos en ANSI/AWWA C150/A2 1.50.
(c) Restricción conjunta.Se deben colocar arneses o
contrafuertes adecuados en los puntos donde la tubería
principal se desvía de una línea recta y el empuje, si no se
restringe, separaría las uniones.
(b) Valores permitidos de s yf Los valores de la tensión
circunferencial de diseño,s,y el esfuerzo de flexión de diseño, f,
en la parte inferior de la tubería, que se utilizará en las
ecuaciones dadas en ANSI/AWWA C150/A2 1 .50, son
(d) Realización de uniones de campo de hierro dúctil.Las uniones
de tubería de hierro dúctil deben cumplir conparaca. 842 . 1 . yoy se
s =1 6,800psi(1 16MPa)
ensamblarán de acuerdo con los estándares nacionales
estadounidenses reconocidos o de acuerdo con las recomendaciones
escritas del fabricante.
J =36,000psi(248MPa)
842.1.3Prueba de juntas de campo de hierro dúctil.Hierro dúctil
Las uniones de tuberías se someterán a pruebas de fugas de acuerdo con
(c) Resistencia estándar del hierro dúctil y conformidad con
ANSI A21.52.La tubería de hierro dúctil debe ser de grado
(60-42-10) y debe cumplir con todos los requisitos de ANSI A21.
52 . El hierro dúctil de grado (60-42-10) tiene las siguientes
propiedades mecánicas:
Propiedad
paraca. 841.3.4oparaca. 841.3.5.
Disposiciones Generales.Los requisitos de diseño de esta
sección están destinados a limitar el uso de tuberías de plástico.
Parámetro
Resistencia mínima a la
60.000 psi (414 MPa)
tracción Límite elástico mínimo
42.000 psi (290 MPa)
elongación mínima
(22)
842.2 Diseño de Tuberías Plásticas
principalmente a las líneas principales y de servicio en polivinilo típico
2
sistemas de distribución de cloruro (PVC) que funcionan a presión
seguro de 100 psig (690 kPa) o menos, sistemas de distribución
de polietileno (PE) que funcionan a una presión de 125 psig (860
kPa) o menos, y sistemas de distribución de poliamida - 1 1 (PA- 1
1 ) que funcionan a presiones de hasta la presión de diseño del
material determinada por las fórmulas enparaca.
10%
(d) Espesor permitido para tubería de hierro dúctil.Los espesores de
tubería de hierro dúctil mínimos permitidos son la clase estándar más
Para otras aplicaciones en Clase 1 o Clase 2 Loca
liviana para cada tamaño nominal de tubería, como se muestra en ANSI A2
1 . 52 . Los espesores de pared estándar para una presión de trabajo
Se pueden usar tuberías de plástico dentro de las limitaciones
máxima de 2 5 0 psig (1 720 kPa) y las condiciones de instalación estándar
prescritas en este Código. Para sistemas de tuberías termoplásticas
a varias profundidades de la cubierta se muestran enMesa
reforzadas multicapa (MRTPS), consulteparaca. 842.5. Las tuberías de
plástico deben cumplir con los requisitos de una especificación
(e) Juntas de tubería de hierro dúctil
enumerada enApéndice Obligatorio
(1) Juntas mecánicas.Tubería de hierro dúctil con mecanismo
Las juntas icales deben cumplir con los requisitos de ANSI A2
1 . 5 2 y ANS I /AWWA C 1 1 1 /A2 1 . 1 1 . Las juntas
mecánicas se ensamblarán de acuerdo con las "Notas sobre
2Bajo
ASTM 025 13,CLORURO DE POLIVINILOLas tuberías solo se pueden usar para reparar y mantener las
instalaciones existentes.CLORURO DE POLIVINILOinstalaciones.
55
COMO YO831.8-2022
Mesa842.1.1-1
Tabla de selección de espesor estándar para tubería de hierro dúctil
Espesor, pulg. (mm), para profundidad de cubierta, pies (m)
Tubería nominal
tendido
Tamaño, NPS (DN)
Condición
3 (75)
A
0,28 (7,1)
0,28 (7,1)
0,28 (7,1)
0,28 (7,1)
0,28 (7,1)
0,28 (7,1)
0,28 (7,1)
0,28 (7,1)
B
0,28 (7,1)
0,28 (7,1)
0,28 (7,1)
0,28 (7,1)
0,28 (7,1)
0,28 (7,1)
0,28 (7,1)
0,28 (7,1)
A
0,29 (7,4)
0,29 (7,4)
0,29 (7,4)
0,29 (7,4)
0,29 (7,4)
0,29 (7,4)
0,29 (7,4)
0,29 (7,4)
B
0,29 (7,4)
0,29 (7,4)
0,29 (7,4)
0,29 (7,4)
0,29 (7,4)
0,29 (7,4)
0,29 (7,4)
0,29 (7,4)
4 (100)
6 (150)
8 (200)
10 (250)
12 (300)
14 (350)
16 (400)
18 (450)
20 (500)
24 (600)
21/2
3'12
8
5
12
dieciséis
20
24
A
0,31 (7,9)
0,31 (7,9)
0,31 (7,9)
0,31 (7,9)
0,31 (7,9)
0,31 (7,9)
0,31 (7,9)
0,31 (7,9)
B
0,31 (7,9)
0,31 (7,9)
0,31 (7,9)
0,31 (7,9)
0,31 (7,9)
0,31 (7,9)
0,31 (7,9)
0,31 (7,9)
A
0,33 (8,4)
0,33 (8,4)
0,33 (8,4)
0,33 (8,4)
0,33 (8,4)
0,33 (8,4)
0,33 (8,4)
0,33 (8,4)
B
0,33 (8,4)
0,33 (8,4)
0,33 (8,4)
0,33 (8,4)
0,33 (8,4)
0,33 (8,4)
0,33 (8,4)
0,33 (8,4)
A
0,35 (8,9)
0,35 (8,9)
0,35 (8,9)
0,35 (8,9)
0,35 (8,9)
0,35 (8,9)
0,38 (9,7)
0,38 (9,7)
B
0,35 (8,9)
0,35 (8,9)
0,35 (8,9)
0,35 (8,9)
0,35 (8,9)
0,35 (8,9)
0,38 (9,7)
0,38 (9,7)
A
0,37 (9,4)
0,37 (9,4)
0,37 (9,4)
0,37 (9,4)
0,37 (9,4)
0,37 (9,4)
0,40 (10,2)
0,43 (10,9)
B
0,37 (9,4)
0,37 (9,4)
0,37 (9,4)
0,37 (9,4)
0,37 (9,4)
0,37 (9,4)
0,40 (10,2)
0,40 (10,2)
A
0,36 (9,1)
0,36 (9,1)
0,36 (9,1)
0,36 (9,1)
0,39 (9,9)
0,42 (10,7)
0,45 (11,4)
0,45 (11,4)
B
0,36 (9,1)
0,36 (9,1)
0,36 (9,1)
0,36 (9,1)
0,36 (9,1)
0,42 (10,7)
0,42 (10,7)
0,45 (11,4)
A
0,37 (9,4)
0,37 (9,4)
0,37 (9,4)
0,37 (9,4)
0,40 (10,2)
0,43 (10,9)
0,46 (11,7)
0,49 (12,4)
B
0,37 (9,4)
0,37 (9,4)
0,37 (9,4)
0,37 (9,4)
0,40 (10,2)
0,43 (10,9)
0,46 (11,7)
0,49 (12,4)
A
0,38 (9,7)
0,38 (9,7)
0,38 (9,7)
0,38 (9,7)
0,41 (10,4)
0.47 (1 1.9)
0,50 (12,7)
0,53 (13,5)
B
0,38 (9,7)
0,38 (9,7)
0,38 (9,7)
0,38 (9,7)
0,41 (10,4)
0.44 (1 1.2)
0,47 (11,9)
0,53 (13,5)
A
0,39 (9,9)
0,39 (9,9)
0,39 (9,9)
0,39 (9,9)
0.45 (1 1.4)
0,48 (12,2)
0,54 (13,7)
B
0,39 (9,9)
0,39 (9,9)
0,39 (9,9)
0,39 (9,9)
0,42 (10,7)
0,48 (12,2)
0,51 (13,0)
A
0,44 (11,2)
0,41 (10,4)
0,41 (10,4)
0,44 (11,2)
0,50 (12,7)
0,56 (14,2)
B
0,41 (10,4)
0,41 (10,4)
0,41 (10,4)
0,41 (10,4)
0.47 (1 1.9)
0,53 (13,5)
NOTAS GENERALES:
(a)Esta tabla está tomada de ANSI A21.52.
(b)Condición de colocación A: zanja de fondo plano sin bloques, relleno sin apisonar.
(c) Condiciones de colocaciónB:zanja de fondo plano sin bloques, relleno apisonado.
(d)Los espesores en esta tabla son iguales o superiores a los requeridos para soportar una presión de trabajo de 250 psi (1 720 kPa).
(mi)Todos los espesores que se muestran en esta tabla para las profundidades de cobertura indicadas son adecuados para cargas de zanja, incluidas las supercargas de camiones.
(F)Para conocer la base del diseño, consulte ANSI/AWWA C150/A2 1.50.
(gramo)El enganche de roscas en grifos para conexiones de servicio y orificios para bolsas puede requerir consideración al seleccionar el grosor de la tubería. Ver Apéndice de ANSI
A21.52.
56
ASME 831.8-2022
(22)
842.2.1Fórmula de diseño de tuberías y tubos de plástico.El
presión de diseño para sistemas de tuberías plásticas de gas o el
el diámetro exterior promedio de la capa
termoestable reforzada al espesor de pared mínimo
especificado de la capa termoestable reforzada. DR
puede sustituirse por SOR en este cálculo cuando la
relación de dimensión no es una relación de
dimensión "estándar" definida anteriormente.
espesor de pared nominal para una presión de diseño dada
(sujeto a las limitaciones enparaca. 842 .2.2) se determinará
mediante las siguientes fórmulas:
(A NOSOTROSunidades habituales)
t =espesor de pared mínimo especificado, pulg. (mm), pulg.
2S
=
pag
(DEG)
1x'j
-
el caso de la tubería RTP, el espesor de pared mínimo
especificado de la capa termoestable reforzada
D
o
NOTA: La resistencia hidrostática a largo plazo a 73 °F (23 °C) para los
2º
D t
materiales plásticos cuyas especificaciones se incorporan por referencia en
P = -- X Dj
este documento se dan enApéndice D obligatorio.
-
(Unidades SI)
pag=
842.2.2Limitaciones de diseño termoplástico
2000s
(DEG)
1
-
XDJ
(a)Salvo lo dispuesto en(mi)y(t), la presión de diseño no puede
exceder una presión manométrica de 100 psig (689 kPa) para
tuberías de plástico utilizadas en
o
=2 000 St
PAG
--
D
-
t
(1) sistemas de distribución
(2)Ubicación Clases 3 y 4
(b)No se debe usar tubería de plástico cuando la
temperatura de diseño de la tubería sea
XD'F
dónde
D
(1) por debajo de -40 °F (-40 °C) . En ningún caso la tubería o
diámetro exterior especificado, pulg. (mm), en el caso de
componentes de tubería se utilicen en aplicaciones más allá de las
tubería de plástico termoestable reforzado (RTP), el
clasificaciones recomendadas por el fabricante para la tubería o el
diámetro exterior especificado de la capa termoestable
componente de tubería.
reforzada
(2)por encima de la temperatura a la que la placa de cocción utilizada en
D1=factor de diseño=0 32 o 0,40 para PA- 1 1 . El
el factor de diseño es un número menor o igual a
1 que se multiplica por la presión máxima
calculada para obtener la presión de diseño.
DR
se determina la fórmula de diseño.
(C)El valor oft para tubería termoplástica no debe ser menor que
el especificado en la norma ASTM 02513 .
(d)Para las conexiones de servicio de tipo silleta realizadas
mediante técnicas de fusión por calor, puede ser necesario que
relación de dimensión, la relación entre el diámetro
exterior especificado y el espesor de pared mínimo
especificado
algunos materiales que están diseñados para usarse a presiones
operativas altas requieran un espesor de pared mayor que el
definido por la fórmula de diseño de presión para tamaños NPS 2
PAG=presión de diseño, manométrica, psig (kPa)
(ON 50) y más pequeño Se debe contactar a los fabricantes del
S =para tubería termoplástica, base de diseño hidrostático
SOR
material de tubería específico para obtener recomendaciones o se
(HOB) determinado de acuerdo con ASTM 0 2 8 3 7 a
una temperatura igual a 7 3 °F (23 °C), 1 0 0 °F (3 8
°C), 1 2 0 °F (49 °C) , 1 40 °F (60 °C), o 1 80 °F (82 °C) .
¡En ausencia de un HOB establecido a la temperatura
especificada, el HOB de una temperatura más alta
puede usarse para determinar una clasificación de
presión de diseño a la temperatura especificada por
interpolación aritmética usando el procedimiento en
la Parte D.2 de PP! TR-3. Para tuberías RTP NPS 6 (DN
1 50) e inferiores, utilizadas en ubicaciones Clase 1 y
2, la HOB se determina de acuerdo con la
especificación enumerada. Para todas las demás
tuberías RTP, use 1 1000 psi (76 MPa). relación de
dimensión estándar, la relación entre el diámetro
exterior especificado y el espesor de pared mínimo
especificado, correspondiente a un valor de un
sistema de numeración común que se derivó de la
serie de números preferidos de ANSI RlO. En el caso
de tubería RTP, SOR es la relación de
debe usar un procedimiento calificado.
(e) La presión de diseño para la tubería de PE puede exceder una
presión manométrica de 100 psig (689 kPa), siempre que
(1)la presión de diseño no excede 1 2 5 psig
(862 kPa)
(2)el material es un material PE como se especifica dentro
ASTM 02513
(3)el tamaño de la tubería es NPS 1 2 (DN 300) o menor (4J
la presión de diseño se determina de acuerdo con la
ecuación de diseño definida enparaca. 842 . 2 . 1
(f) La tubería de poliamida-11 (PA-11) se puede operar a
presiones hasta su presión de diseño, según se determina
de acuerdo con la ecuación de diseño definida en paraca.
57
ASME 831.8-2022
842.2.3Limitaciones de diseño de plástico
termoendurecible reforzado (RTP)
842.2.9Empalmes y conexiones de tubos y tuberías de
plástico
(a)El valor dePAGpara líneas de servicio y líneas de servicio
RTP en sistemas de distribución en ubicaciones Clase 3 y 4 no
deben exceder los 100 psig (689 kPa), excepto lo prescrito en(d).
(a) Disposiciones generales.Las tuberías, tuberías y accesorios de
plástico pueden unirse mediante el método de cemento solvente, el
método adhesivo, el método de fusión por calor o por medio de
(b)No se deben usar tuberías y accesorios de plástico
acoplamientos de compresión o bridas. El método utilizado debe ser
termoestable reforzado donde las temperaturas de funcionamiento
compatible con los materiales que se van a unir. Se tendrán en cuenta
sean inferiores a -20 °F (-29 °C) o superiores a 1 50 °F (66 °C) y, si lo
las recomendaciones del fabricante al determinar el método a utilizar.
recomienda el fabricante, hasta 1 80 °F (82°C}.
(b) Requisitos conjuntos
(c) El espesor de la pared de la tubería RTP no debe ser inferior al
(1)La tubería o tubería no debe estar roscada.
(2)Juntas de cemento solvente, juntas adhesivas y calor
especificado en la norma ASTM 02517.
(d)La tubería RTP se puede operar a presiones hasta su
presión de diseño según lo determinado de acuerdo con la
ecuación enparaca.
(22)
Las uniones por fusión se deben hacer de acuerdo con procedimientos
calificados que hayan sido establecidos y probados mediante pruebas para
producir uniones herméticas al gas por lo menos tan fuertes como la tubería o
842.2.4Presión de diseño de accesorios de plástico.El
tubería que se está uniendo.
La clasificación de presión máxima para los accesorios debe ser
el mismo valor que la presión máxima de diseño del diámetro
exterior especificado correspondiente y el espesor de pared
mínimo especificado como se indica en la norma de referencia
para los accesorios y como se detalla. rm inedín párrs. 842 . 2 . 1
y842 . 2 . 2. Se debe consultar al fabricante para obtener
asesoramiento sobre los índices de presión máxima para
accesorios no cubiertos por las normas de referencia.
(3) Las juntas deben ser hechas por personal calificado por
capacitación o experiencia en los procedimientos apropiados requeridos
para el tipo de unión involucrada.
(4)El cemento solvente debe usarse solo en juntas de PVC. (SJ Se
deben usar juntas mecánicas o de fusión por calor cuando se
unen tuberías, tuberías o accesorios de polietileno o poliamida - 1 1.
Los componentes PA- 1 1 se pueden unir a componentes PA- 1 1 y PE
Los componentes de polietileno pueden unirse a componentes de PE.
842.2.5Válvulas en Tuberías de Plástico
Los componentes de PE y PA-11 no deben fusionarse con calor entre
(a)Las válvulas en tuberías plásticas pueden estar hechas de
materiales pueden fusionarse con calor, siempre que se sigan los
sí. Los componentes de polietileno hechos de diferentes grados de
cualquier material y diseño adecuado permitido por este Código. Las
procedimientos debidamente calificados para unir los componentes
válvulas termoplásticas deberán cumplir con las normas ASTM 0 2 5 1
específicos. Cualquier combinación de materiales de PE con una
3 y ASME B1 6.40.
categoría de tubería ASTM 02513, tabla 4, categoría de índice de
(b}Las instalaciones de válvulas en tuberías plásticas
deben estar diseñadas para proteger el material plástico
contra cargas excesivas de torsión o corte cuando se opera
la válvula o el cierre, y de cualquier otra tensión secundaria
que pueda ejercerse a través de la válvula o su envolvente.
fusión C puede unirse mediante procedimientos de fusión por calor
como los que se detallan en PP! TR- 33. El Plastics Pipe Institute (PP!}
publica los siguientes procedimientos genéricos de termofusión:
(-a)TR-33, Procedimiento genérico de unión por fusión a tope
para tuberías de polietileno para gas
842.2.6Protección contra peligros.Las tuberías de plástico deben
(-b)TR-41, Procedimiento genérico de unión por fusión de silla de
cumplir con las disposiciones aplicables deparaca. 841 . 1 . 10.
montar para tuberías de gas de polietileno
842.2.7Requerimientos de cubierta y cubierta bajo vías férreas,
(-c) TR-45, Procedimiento de unión por fusión a tope para unión
caminos, calles o carreteras.Las tuberías de plástico deberán
en campo de tubería de poliamida- 1 1 (PA- 1 1)
conforme a los requisitos aplicables de párrs. 8 4 1 . 1 . ll (a)y
8 4 1 . 1 . ll (d}. Cuando la tubería de plástico deba ser
revestida o puenteada, se deben tomar las precauciones
adecuadas para evitar el aplastamiento o corte de la tubería.
(Ver tambiénparaca. 842.3.3.)
La fusión de componentes de PE con diferentes categorías
de fusión puede requerir procedimientos de "fusión diferente"
proporcionados por el fabricante.
(6)Se pueden utilizar bridas o juntas especiales siempre que
están debidamente calificados y se utilizan de acuerdo con las
disposiciones correspondientes de este Código.
842.2.8Espacio libre entre la red eléctrica y otros bajo
(c) Juntas de cemento solvente
Estructuras de tierra.Las tuberías de plástico deben cumplir con
las disposiciones aplicables depárr. 8 4 1 . 1 . ll (c). Se debe
mantener suficiente espacio libre entre las tuberías de plástico y
las líneas de vapor, agua caliente o energía y otras fuentes de
calor para evitar que las temperaturas de funcionamiento
excedan los límites deparaca. 842.2.2 (b)oparaca. 842.2 . 3 (b).
(1)Se requieren extremos cortados a escuadra sin rebabas para una
junta de encaje adecuada.
(2)Ajuste adecuado entre la tubería o tubería y el acoplamiento
casquillo o manguito es esencial para una buena unión.
Normalmente no se pueden hacer juntas sólidas entre
componentes flojos o muy ajustados.
(3) Las superficies de contacto deben estar limpias, secas y libres
de material que pueda ser perjudicial para la junta.
58
ASME 831.8-2022
y el elastómero no causará el deterioro de las propiedades
químicas y físicas de los demás durante un período
prolongado).
(2)El rigidizador tubular requerido para reforzar el
(4) Cementos solventes que cumplen con la norma ASTM 02513
y son recomendados por el fabricante de la tubería o tubería se
deben usar para hacer uniones cementadas.
(5)Una capa uniforme del cemento solvente es
requerido en ambas superficies de contacto. Después de
hacer la unión, se eliminará el exceso del exterior de la
unión. La junta no deberá ser perturbada hasta que haya
fraguado correctamente.
El extremo del tubo o tubería debe extenderse al menos por debajo
de la sección del tubo que está siendo comprimida por la junta o el
material de sujeción. El refuerzo deberá estar libre de bordes ásperos
o afilados y no deberá encajar a la fuerza en la tubería o tubo. No se
(6) El cemento solvente y los componentes de tubería que se
deben utilizar accesorios tubulares divididos.
la unión puede acondicionarse antes del ensamblaje mediante
(3)Dado que la resistencia a la extracción del tipo de compresión
accesorios varía según el tipo y el tamaño, todas las uniones
mecánicas deben diseñarse e instalarse para soportar de manera
efectiva las fuerzas de extracción longitudinal causadas por la
contracción de la tubería o por la carga externa máxima
anticipada. La instalación debe diseñarse y fabricarse para
minimizar estas fuerzas de la siguiente manera:
calentamiento si se realiza de acuerdo con las recomendaciones del
fabricante.
(7)Una junta de cemento solvente no debe ser calentada a
acelerar el fraguado del cemento.
(8)Requisitos de seguridad en el Apéndice A de ASTM
02513 se seguirá cuando se utilicen cementos solventes.
(d) Juntas de termofusión
(-a)En el caso de enterramiento directo cuando la tubería es lo
suficientemente flexible, la tubería puede ser serpenteada en la zanja.
(1)Las uniones sólidas por termofusión a tope requieren el uso de un
(-b) En el caso de tubería instalada por inserción en el
revestimiento, la tubería debe empujarse en lugar de halarla
para colocarla en compresión en lugar de tensión.
(-C)Se debe tener en cuenta la expansión térmica.
dispositivo de unión que mantiene el elemento calentador en ángulo recto
con los extremos de la tubería, puede comprimir los extremos calentados
y mantiene la tubería en la alineación adecuada mientras el plástico se
endurece.
sión y contracción debido a los cambios estacionales en la
temperatura de la tubería instalada. La importancia de esta
tolerancia aumenta a medida que aumenta la longitud de la
instalación. Tal tolerancia es de suma importancia cuando la
tubería de plástico se usa para renovar la porción de enjuague
dentro de otra tubería, porque no está restringida por la carga
de tierra. Esta asignación puede lograrse mediante
combinaciones apropiadas de
(2)Las juntas de fusión por calor de encaje sólido requieren el uso de
un dispositivo de unión que calienta las superficies de contacto de la unión
de manera uniforme y simultánea a esencialmente la misma temperatura.
La junta terminada no debe ser perturbada hasta que esté correctamente
asentada.
(3)Se debe tener cuidado en la operación de calefacción para
evitar que el material plástico se dañe por sobrecalentamiento o por que el
material no se haya calentado lo suficiente como para garantizar una
unión sólida. Está prohibida la aplicación directa de calor con un soplete u
(-1)compensaciones
(-2)anclaje
(-3)alinear la tubería y el accesorio
(-4) en el caso de compresión, accesorios por el
otra llama abierta.
(4J Al conectar accesorios tipo silla de montar a la tubería NPS 2 (DN
ENTONCES)y más pequeño, miraparaca. 842 . 2 . 2(s)para minimizar la
uso de tipos de estilo largo y colocación de la tubería en ligera
compresión axial
(-5)dispositivos de expansión-contracción, o (-6)
accesorios diseñados para evitar la extracción Los
coeficientes típicos de expansión térmica, que pueden usarse
para hacer cálculos, se dan enMesa
posibilidad de fallas.
(e) Juntas adhesivas
(1)Adhesivos que cumplen con la norma ASTM 02517 y son
recomendado por el fabricante de tuberías, tubos o
accesorios para hacer uniones adhesivas.
(2)Cuando se unen materiales diferentes, se
se realizará una investigación minuciosa para determinar
que los materiales y el adhesivo utilizados sean compatibles
entre sí.
842.3 Instalación de Tubería Plástica
842.3.lEspecificaciones de Construcción.Toda la construcción
(3)Una junta unida con adhesivo se puede calentar de acuerdo
El trabajo realizado en los sistemas de tuberías de acuerdo con los
Siga las recomendaciones del fabricante de la tubería para
requisitos de este Código se debe realizar utilizando especificaciones de
acelerar el curado.
construcción. Las especificaciones de construcción deberán cubrir los
(4) Se tomarán medidas para sujetar o de otro modo
requisitos de este Código y deberán ser lo suficientemente detalladas para
evitar que los materiales unidos se muevan hasta que el adhe
sive está configurado correctamente.
(22) (f) Juntas mecánicas
asegurar una instalación adecuada.
3
842.3.2Disposiciones de inspección y manejo.El plastico
Los componentes de las tuberías son susceptibles de sufrir daños si
(1)Cuando las juntas mecánicas de tipo compresión son
se manipulan incorrectamente. Arrancaduras, cortes, torceduras u
utilizado, el material elastomérico de la junta en el accesorio
debe ser compatible con el plástico (es decir, el plástico
otras formas de daño pueden causar fallas. Se debe tener cuidado
durante el manejo y la instalación para evitar tales daños.
3Consulte las ediciones actuales del Catálogo AGA No. XR0603, ASTM 02513,
ANSI/GPTC Z380.1 y las publicaciones técnicas de los fabricantes de tuberías y
accesorios de plástico.
59
ASME B31.8-2022
Mesa842.2.9-1
(f) Los tubos y tuberías de plástico deberán estar adecuadamente
Valores nominales para coeficientes de expansión térmica de
soportados durante el almacenamiento. Las tuberías, tuberías y accesorios
Materiales de tubería termoplástica
General
Material
Designación
directa.
842.3.3Disposiciones de instalación
(a) Instalación sobre el suelo.La tubería de plástico se
puede instalar sobre el suelo si es una de las siguientes:
X10-5 pulgadas/pulgadas °F
(X10-5 mm/mmf°C)
PA 32312 (PA-11 ) PA
8 5 (4.3)
32316 (PA-11 ) PE
8 5 (4.3)
2406
termoplásticos deben protegerse de la exposición prolongada a la luz solar
Nominal
Coeficientes de
Expansión térmica
ASTM 0696,
(1) encerrado en un tubo de metal que está protegido contra
corrosión atmosférica; protegido contra el deterioro (p. ej.,
degradación por alta temperatura); y protegido contra
daños externos
(2)instalado en una cumbrera de acuerdo con GRI
9.0 (5.0)
PE 2606
10,0 (5,6)
PE 2706
10,0 (5,6)
PE 2708
10,0 (5,6)
PE 3408
9.0 (5.0)
paraca. 849.4.2 (b)
PE 3608
9.0 (5.0)
PE 3708
9.0 (5.0)
PE 3710
9 0 (5,0)
PE 4708
9.0 (5.0)
PE 4710
9.0 (5.0)
PVC 1120
3.0 (1.7)
PVC 1220
3.5 (1.9)
PVC 2 1 1 6
4.0 (2.2)
No se utilizará tubería de plástico para soportar cargas
externas. La tubería de plástico revestida deberá ser capaz
de soportar las temperaturas anticipadas sin deteriorarse o
disminuir su resistencia por debajo de las imitaciones de
diseño establecidas enpárrs. 842 . 2 . 2y842 . 2 . 3. Al
proteger contra daños externos, se debe considerar la
necesidad de aislar el segmento revestido y ventilar o
contener de manera segura el gas que pueda escapar de la
tubería de plástico en caso de fuga o ruptura.
Informe 00/01 54, Guía de diseño para tuberías a través de puentes
(3)instalado para líneas de servicio de plástico según lo permitido en
NOTAS GENERALES:
(b) Instalación subterránea.Las tuberías de plástico no deben instalarse en
(a) Los compuestos individuales pueden diferir de los valores de esta tabla
bóvedas ni en ningún otro recinto subterráneo a menos que estén
hasta ± 1 0%. Los valores más exactos para productos comerciales
completamente revestidas con tuberías metálicas herméticas al gas y accesorios
específicos se pueden obtener de los fabricantes.
metálicos que tengan una protección adecuada contra la corrosión.
(b) Abreviaturas: PA-11 = poliamida-11, PE = polietileno, PVC = cloruro de
(c) Tensiones.Las tuberías de plástico deben instalarse de tal
polivinilo.
manera que se minimicen los esfuerzos cortantes o de tracción
resultantes de la construcción, el relleno, la contracción térmica o la
carga externa. [Verparaca. 842.2.9(f).]
(d) Entierro Directo
(a)Las tuberías y tuberías de plástico deben inspeccionarse cuidadosamente
para detectar cortes, raspaduras, muescas y otras imperfecciones antes de su
(1)Las tuberías de plástico se colocarán sobre superficies no perturbadas o
uso, y cualquier tubería o tubería que contenga imperfecciones perjudiciales
suelo bien compactado. Si se va a colocar tubería de plástico
en suelos que puedan dañarla, la tubería debe protegerse
con materiales libres de rocas adecuados antes de completar
el relleno. Las tuberías de plástico no se deben sujetar con
bloques. Se utilizará tierra bien apisonada u otro soporte
continuo.
(2)La tubería se instalará con suficiente holgura
debe rechazarse.
(b)Cada instalación deberá ser inspeccionada en campo para
detectar imperfecciones dañinas. Las imperfecciones encontradas
deberán ser eliminadas.
(C)Se requiere la aplicación hábil de técnicas calificadas y el
uso de materiales y equipos adecuados en buenas condiciones
para lograr uniones sólidas en tuberías de plástico mediante los
métodos de cemento solvente, adhesivo o fusión por calor. Las
disposiciones de inspección se comprobarán visualmente. Si hay
alguna razón para creer que la junta está defectuosa, se quitará
y se reemplazará.
(d)Se debe tener cuidado para evitar la manipulación brusca
de tuberías y tubos de plástico. No debe ser empujado o jalado
sobre salientes puntiagudos ni dejado caer, ni debe dejar caer
otros objetos sobre él. Se debe tener cuidado para evitar
torceduras o torceduras, y cualquier torcedura o torcedura que
ocurra debe eliminarse cortando como un cilindro.
para prever una posible contracción. Es posible que sea necesario
enfriar antes de realizar la última conexión en condiciones de
temperatura extremadamente alta. [Verparaca. 842.2.9(f).]
(3)Cuando secciones largas de tubería que han sido
ensamblados a lo largo de la zanja se bajan, se debe tener
cuidado para evitar cualquier tensión que pueda sobrecargar o
torcer la tubería o imponer una tensión excesiva en las juntas.
(4)El relleno se realizará de manera que
proporcione un soporte firme alrededor de la tubería. El material
utilizado para el relleno deberá estar libre de rocas grandes, pedazos
(mi)Se debe tener cuidado en todo momento para proteger el
material plástico del fuego, calor excesivo o productos químicos
nocivos.
de pavimento o cualquier otro material que pueda dañar la tubería.
60
ASME 831.8-2022
(5)Donde la inundación de la zanja se realiza para conso
(-b)Se debe realizar una inspección visual de la superficie
lidar el relleno, se debe tener cuidado para ver que la tubería
no flote de su soporte firme en el fondo de la zanja.
expuesta de la tubería antes y después de la instalación. Esto incluiría
cualquier sección de tubería expuesta en el cabezal de tracción y en
los orificios excavados para pozos de prueba, empalmes y conexiones
(6)Un método positivo para ubicar tuberías de plástico
de ramales o de servicio. Si el daño (p . ej . , raspaduras , muescas ,
se requieren sistemas. Un método común es la instalación de material
etc . ) supera el 10 % del espesor nominal de la pared , la tubería
eléctricamente conductor, como un cable trazador o una cinta metálica
deberá reemplazarse en su totalidad .
(-C)Se tomarán medidas para evitar sobreesfuerzos
recubierta de plástico con la tubería de plástico para facilitar su
cante la tubería de plástico durante las instalaciones sin zanja.
Estas medidas pueden incluir el control de la fuerza de tracción,
el uso de un eslabón débil en el cabezal de tracción u otros
métodos. Para obtener más información, consulte el Manual de
tuberías de polietileno.
(-d)Para localizar la tubería con una tubería electrónica
localizador, se debe jalar un cable rastreador con la tubería, pero
localización con un localizador electrónico de tuberías. Se pueden utilizar
métodos de localización probados alternativos.
(e) Inserción de la carcasa
(1)La tubería de revestimiento se preparará en la medida
necesario eliminar cualquier borde afilado, proyección o material
abrasivo que pueda dañar el plástico durante y después de la
inserción.
(2)La tubería o tubo de plástico se insertará en el
con un contacto físico mínimo con la tubería.
(2) Medidas Adicionales de Evaluación.El mínimo
tubería de revestimiento de tal manera que se proteja el plástico
durante la instalación. El extremo delantero del plástico se
cerrará antes de la inserción. Se debe tener cuidado para evitar
que la tubería de plástico se apoye en el extremo de la carcasa.
se emplearán los requisitos de las pruebas de inspección y posteriores a la
inspección en cualquier otra parte de este Código.
842.3.4Curvas y Ramas.Los cambios de dirección de las
(22)
tuberías de plástico se pueden realizar con codos, tes o
codos con las siguientes limitaciones:
(a)Los tubos y tuberías de plástico pueden desviarse a un
radio no menor que el mínimo recomendado por el
fabricante para el tipo, tipo, grado, espesor de pared mínimo
especificado y diámetro del plástico particular utilizado.
(3)La parte de la tubería de plástico expuesta debido a
la remoción de una sección de la tubería de revestimiento
debe tener la resistencia suficiente para soportar la carga
externa anticipada, o debe protegerse con una pieza de
puente adecuada capaz de soportar la carga externa
anticipada.
(4)La parte de la tubería de plástico que se extiende
(b)Las curvas deberán estar libres de pandeos, grietas u otra
evidencia de daño.
la tierra removida debe estar adecuadamente protegida por una pieza de
puente u otros medios contra el aplastamiento o cizallamiento de la carga
(C)Cambios de dirección que no se pueden hacer de
acuerdo con(a)se hará con accesorios tipo codo.
externa o el asentamiento del relleno.
(SJLa tubería se instalará de manera que prevea una
posible contracción. Es posible que sea necesario enfriar antes
de realizar la última conexión cuando la tubería se haya
instalado en un clima cálido o cálido. [Verparaca. 842 . 2.9(f).]
(d)No se permiten accesorios de inglete fabricados en campo.
(mi)Las conexiones de derivación se realizarán únicamente con
conectores en T u otros accesorios adecuados diseñados específicamente
para ese propósito.
(6)Si se acumula agua entre la carcasa y el
842.3.5Reparaciones de campo de gubias y pinchazos.lesionar
tubería portadora donde puede estar sujeta a temperaturas bajo
cero, la tubería portadora puede contraerse hasta el punto en
que la capacidad se vea afectada o la pared de la tubería podría
aplastarse y tener fugas. Para evitar esto, se deben tomar uno o
más de los siguientes pasos:
Las gubias o pinchazos graves se eliminarán cortando y
reemplazando la parte dañada como un cilindro o reparados
de acuerdo conparaca. 852.5.2.
842.3.6Grifos calientes.Todos los hot taps deben ser instalados por
(-a)El espacio anular entre la tubería portadora y el
cuadrillas capacitadas y experimentadas.
revestimiento se debe mantener al mínimo para que el mayor
842.3.7Purga.La purga de las líneas principales y de
servicio de plástico se realizará de acuerdo con las
disposiciones aplicables depárrs. 841.2.7(e)y841.2.7(f).
volumen de agua que se convierte en hielo sea insuficiente para
aplastar la tubería portadora.
(-b)Se debe proporcionar un drenaje adecuado para la
carcasa.
(-C)Se insertará un relleno, como espuma, en el espacio
anular entre el revestimiento y la tubería portadora.
842.4 Prueba de tuberías de plástico después de la construcción
842.4.lProvisiones generales
(F) Instalaciones sin Zanja - Tubería de Plástico.Para conocer los
(a) Prueba de presión.Todas las tuberías de plástico deben someterse a
requisitos generales de instalación, consulteparaca. 841.l.9(j}.
Además, también se tomarán las siguientes medidas para
una prueba de presión después de la construcción y antes de ponerlas en
instalaciones sin zanja de tubería plástica:
funcionamiento para demostrar que no tienen fugas.
(b) Vinculaciones.Debido a que a veces es necesario dividir una
(1) Tubería protectora
tubería o tubería principal en secciones para realizar pruebas e
(-a)Se deben tomar precauciones para evitar empujar o jalar
instalar cabezales de prueba, tuberías de conexión y otros accesorios
la sarta de tubería expuesta sobre objetos afilados o superficies
necesarios, no se requiere que las secciones de unión de las tuberías
abrasivas que puedan dañar la tubería durante la instalación.
61
ASME 831.8-2022
(b) MRTPS MAOP.La presión de operación máxima
permitida (MAOP) de MRTPS se determinará mediante la
siguiente fórmula:
ser probado Sin embargo, las uniones de unión deben probarse para detectar
fugas a la presión de la línea.
(22)
842.4.2Requisitos de prueba
MAOP :S:NPRx Fs
(a)El procedimiento de prueba utilizado, incluida la duración
de la prueba, deberá ser capaz de revelar todas las fugas en la
sección que se está probando y se seleccionará después de dar
la debida consideración al contenido volumétrico de la sección y
su ubicación.
dónde
F5
MAOP
(bJ Las tuberías termoplásticas no deben probarse a temperaturas
NPR
del material superiores a 140 °F (60 °C), y las tuberías de plástico
termoestable reforzado no deben probarse a temperaturas del
material superiores a 1 50 °F (66 °C). Sin embargo, la duración de la
el factor de servicio es de 0,67 o menos para
brindar protección adicional según las condiciones
de servicio presión operativa máxima permitida,
psig (kPa)
clasificación de presión nominal del MRTPS, según
API Spec 1 5S, psig (kPa)
842 .5.2Instalación de MRTPS.La instalación de MRTPS
deberá seguir las recomendaciones del fabricante de MRTPS,
incluidos los requisitos de fabricación, montaje y montaje de
ASME NM.1, Capítulo 8, además de los requisitos de este
Código.
prueba de tubería de termoplástico por encima de 1 0 0 °F (3 8 °C) no
debe exceder las 96 horas.
(C)Se debe permitir suficiente tiempo para que las juntas se "fijen"
correctamente antes de iniciar la prueba.
(d)Las tuberías y líneas principales de plástico se deben probar a
(a) Especificaciones de construcción.Todos los trabajos de
una presión no inferior a 1,5 veces la presión máxima de
construcción realizados en MRTPS se realizarán utilizando
funcionamiento o 50 psig (340 kPa), lo que sea mayor, excepto que
especificaciones de construcción escritas que incorporen las
(1)la presión de prueba para termoendurecibles reforzados
recomendaciones del fabricante. Las especificaciones de construcción
tubería de plástico no debe exceder 3 . 0 veces la presión de
diseño de la tubería
(2)la presión de prueba para tuberías termoplásticas debe
deben cubrir los requisitos de este Código y deben ser lo
suficientemente detalladas para garantizar una construcción segura
no exceder 3,0 veces la presión de diseño de la tubería a
temperaturas de hasta 100 °F (38 °C) o 2,0 veces la presión
de diseño a temperaturas superiores a 100 °F (38 °C)
de componentes o sistemas de tuberías aptos para el servicio.
(b) Disposiciones de Inspección y Manejo.Los MRTPS son
susceptibles a daños perjudiciales por mal manejo durante el
envío y transporte, descarga en el patio de almacenamiento
o lugar de instalación, desenrollado e instalación. Se debe
tener cuidado durante el manejo y la instalación para evitar
tales daños de acuerdo con las disposiciones de paraca.
842.3.2y las recomendaciones del fabricante del producto.
(mi)Las pruebas pueden ser neumáticas o hidrostáticas.
842.4.3Seguridad durante las pruebas.Todas las pruebas posteriores a
la construcción se deben realizar con la debida atención a la seguridad de
los empleados y del público durante la prueba.
(c) Disposiciones de desenrollado.Las especificaciones de
construcción deben proporcionar suficientes detalles para el
desenrollado, incluidos, entre otros, el marco de desenrollado, el
método de desenrollado, la carga de tracción máxima, la
temperatura de desenrollado más baja permitida y el
procedimiento de frenado recomendado.
(22)842.5 Termoplástico reforzado multicapa
Sistemas de Tuberías (MRTPS)
Los requisitos de esta sección corresponden a los MRTPS que
están compuestos por tuberías con un revestimiento
termoplástico y una capa de refuerzo distinta, tal como se define
en ASME NM. 1, Capítulo 8. La fabricación y calificación de
MRTPS, incluidas las uniones o acoplamientos, deberán cumplir
con los requisitos de API Spec 15S.
(d) Disposiciones de instalación.El MRTPS se puede
instalar sobre el suelo (instalación en la superficie) o
enterrado. La tubería se instalará con suficiente holgura
para permitir una posible contracción. Las curvas en MRTPS
siempre deben hacerse con un radio mayor que el radio de
curva mínimo calificado por el fabricante del producto.
842.5.1Diseño de MRTPS
(a) Disposiciones generales.El diseño deberá cumplir con los
requisitos de ASME NM.1 con las siguientes limitaciones:
(1)Sobre el suelo (instalación en la superficie) MRTPS deberá
(1)MRTPS no se utilizará fuera de Clase 1 Loca
Ser resistente al deterioro debido a altas temperaturas y
radiación ultravioleta, y protegido contra daños externos.
ciones a menos que un análisis más riguroso de acuerdo con las
disposiciones deparaca. 802 . 2 . 2(a)se utiliza para definir el
factor de diseño apropiado para la clase de ubicación prevista.
(2)Los MRTPS enterrados se colocarán sobre superficies no perturbadas o
suelo bien compactado. Si el MRTPS se va a colocar en suelos que
puedan dañarlo, la tubería debe protegerse con materiales libres
de rocas adecuados antes de completar el relleno. El relleno
debe realizarse de manera que proporcione un soporte firme
alrededor de la tubería. La profundidad mínima de la cubierta
debe ser de 36 pulgadas (9 1 0 mm).
(2)MRTPS que transportan sustancias potencialmente inflamables o
Los fluidos explosivos que pueden acumular carga eléctrica estática
deben estar diseñados para evitar la acumulación de carga eléctrica
estática. Se debe consultar API RP 2003 para conocer las prácticas
recomendadas sobre los métodos de prevención.
62
ASME 831.8-2022
(f) Identificación.Se requiere un método positivo para ubicar
MRTPS enterrados. Un método común es la instalación de
material eléctricamente conductor, como un cable trazador o
una cinta metálica recubierta de plástico sobre la tubería MRTPS
para facilitar su localización con un localizador electrónico de
tuberías. Debe haber suficiente separación entre el cable
rastreador y la tubería para mitigar el daño potencial a la tubería
de plástico si la corriente del rayo golpea el cable rastreador. Se
pueden utilizar métodos de localización alternativos probados.
Las tuberías reforzadas con acero son eléctricamente continuas y
no requieren un cable trazador.
(2) No se utilizarán tubos o tuberías de cobre para formas
donde el gas transportado contiene más de un promediode0.3
granos de sulfuro de hidrógeno por100pies cúbicos estándar (2 .8
m3 ) de gas. Esto es equivalente a una traza determinada por una
prueba de acetato de plomo.
(3)La tubería o cañería de cobre para la red deberá tener una
espesor de pared mínimo de0 065en. (1 . sesenta y cincomm) y
debe estar embutido.
(4)No se deben usar tuberías o tuberías de cobre para la red
donde la tensión o la carga externa puedan dañar la tubería.
(b) Válvulas en tuberías de cobre.Las válvulas instaladas en líneas de
cobre pueden estar hechas de cualquier material adecuado permitido por
(f) Inserción en la carcasa.Para conocer los requisitos de inserción en la
este Código.
carcasa, consulteparaca.842 . 3 . 3(s).
(c) Accesorios en Tubería de Cobre.Se recomienda que los
accesorios en tuberías de cobre y expuestos al suelo, como
tes de servicio, accesorios de control de presión, etc., sean
de bronce, cobre o latón.
(g) Reparaciones de Campo de Defectos.Los defectos se
eliminarán cortando y reemplazando la sección defectuosa.
(h) Prevención de la corrosión.Se aplicarán las
recomendaciones del fabricante u otras medidas para evitar
la corrosión de los conectores metálicos u otros
componentes metálicos en el entorno de instalación.
(d) uniones en Tubería y Tubería de Cobre.La tubería de cobre se
unirá utilizando un acoplamiento de tipo compresión o una junta de
traslape soldada o soldada. El material de aporte utilizado para la
842.5.3Examen, inspección y prueba de
soldadura fuerte debe ser una aleación de cobre-fósforo o una
MRTPS después de la construcción.El examen, la inspección
y las pruebas de MRTPS deben seguir las recomendaciones
del fabricante del producto y los requisitos de ASME NM.1,
Capítulo8,además de los requisitos de este Código.
aleación a base de plata. Las soldaduras a tope no están permitidas
para unir tuberías o tubos de cobre. La tubería de cobre no debe ser
roscada, pero la tubería de cobre con un espesor de pared
equivalente al tamaño comparable de Schedule40tubería de acero, es
decir, que van desde0.068en. (1 . 73mm) para NPS1Js(EN6)a0.406 en.
(a) Prueba de presión.Cada MRTPS se someterá a una prueba de
(10 31mm) para NPS1 2 (EN300),puede ser roscado y utilizado para
presión después de la construcción y antes de ponerlo en
conectar válvulas o accesorios atornillados.
funcionamiento para demostrar que no tiene fugas. El procedimiento
(e) Protección contra la corrosión galvánica.Se tomarán
medidas para evitar la acción galvánica dañina cuando el
cobre esté conectado al acero bajo tierra. [Ver paraca.861 .
1 . 3(a).]
de prueba utilizado, incluida la duración de la prueba, debe ser capaz
de revelar todas las fugas en la sección que se está probando y debe
seleccionarse después de dar la debida consideración al contenido
volumétrico de la sección y su ubicación.
842.6.2Pruebas de Redes de Cobre Después de la Construcción.
(b) Requisitos de prueba.Los MRTPS se ensayarán a una
presión no inferior a1 . 25veces la MAOP. La duración de la
prueba no será inferior a8hora Para instalaciones enterradas, las
juntas deben dejarse expuestas o la prueba debe continuar a no
menos de1 . 19veces la MAOP para un mínimo adicionaldieciséis
hr con gráficos de registro de presión y temperatura para la
totalidad24hr duración de la prueba. Se puede usar gas, aire o
agua como medio de prueba.
Todas las tuberías principales de cobre se probarán después de la
construcción de acuerdo con las disposiciones deparaca.841.3.5.
843 ESTACIONES COMPRESORAS
843.1 Diseño de estaciones de compresores
843.1.1Ubicación del edificio de compresores.Excepto por
tuberías costa afuera, el edificio principal del compresor para las
estaciones compresoras de gas debe ubicarse a distancias tan
claras de la propiedad adyacente que no esté bajo el control de
la empresa operadora como para minimizar el riesgo de
comunicación de incendio al edificio del compresor desde
estructuras en la propiedad adyacente. Debe proporcionarse
suficiente espacio abierto alrededor del edificio para permitir el
libre movimiento de los equipos de extinción de incendios.
(c) Vinculaciones.Se reconoce que puede no ser posible someter a
prueba la conexión entre dos secciones de prueba de acuerdo con(a)
y(b). Las conexiones de conexión deben probarse para detectar fugas
a la presión de la línea.
(d) Seguridad durante las pruebas.Todas las pruebas posteriores a la
construcción se realizarán teniendo debidamente en cuenta la seguridad de los
empleados y del público durante la prueba.
842.6 Redes de Cobre
843.1.2Construcción de edificio.Todos los edificios de estaciones
842.6.1Diseño de Redes de Cobre
de compresores que albergan tuberías de gas de tamaños superiores
(a) Requisitos.Cuando se utilicen para redes de gas, las
tuberías o tuberías de cobre deberán cumplir los siguientes
requisitos:
a NPS2 (EN50)o el equipo que maneja gas (excepto el equipo para
fines domésticos) debe estar construido con materiales no
combustibles o combustibles limitados según lo definido en NFPA
(1)No se deben usar tuberías o tuberías de cobre para la red
220.
donde la presión excede100psi (690kPa).
63
ASME 831.8-2022
843.1.3salidasSe debe proporcionar un mínimo de dos salidas
843.3.2Protección contra incendios.Las instalaciones de protección contra
para cada piso operativo de un edificio principal de compresores,
incendios deben proporcionarse de acuerdo con las recomendaciones de la
sótanos y cualquier pasarela o plataforma elevada.10pies (3 m) o más
Asociación Estadounidense de Seguros. Si las bombas contra incendios forman
sobre el suelo o el nivel del piso. Las pasarelas de motores
parte de dichas instalaciones, su funcionamiento no se verá afectado por las
individuales no requerirán dos salidas. Las salidas de cada uno de
instalaciones de parada de emergencia.
estos edificios pueden ser escaleras fijas, escaleras, etc. La distancia
máxima desde cualquier punto en un piso operativo hasta una salida
843.3.3Dispositivos de seguridad
no debe exceder75pies (23 m), medidos a lo largo de la línea central
(a) Instalaciones de parada de emergencia (ESD)
de pasillos o pasarelas. Las salidas deben ser entradas sin
(1)Salvo que se indique o aclare en(3)a través de(5),
cada estación compresora (o cada planta compresora en una
instalación de estación compresora) debe contar con un
sistema de parada de emergencia por medio del cual
obstrucciones ubicadas de manera que proporcionen una posibilidad
conveniente de escape y deben proporcionar un paso sin
obstrucciones a un lugar seguro. Los pestillos de las puertas deben
ser de un tipo que se pueda abrir fácilmente desde el interior sin
(-a)el gas está bloqueado fuera de las tuberías y compresores de gas
llave. Todas las puertas batientes ubicadas en una pared exterior
de la estación.
deben abrirse hacia afuera.
(- b)las tuberías de gas de la estación y los compresores
se ventilan a un lugar donde no es probable que la descarga de
gas cree un peligro para la estación de compresores o el área
circundante.
843.1.4Áreas Valladas.Cualquier valla que pueda obstaculizar o
impedir el escape de personas de las inmediaciones de una estación
compresora en caso de emergencia deberá estar provista de un
(-C)todo el equipo de compresión de gas está apagado. (d)todo el equipo a gas está apagado. (-mi)equipos y
circuitos eléctricos ubicados en áreas designadas como
Clase I, Divisiones1y 2 áreas de riesgo eléctrico están
desenergizadas, excepto aquellas que proporcionan iluminación
de emergencia para protección del personal y aquellas que son
necesarias para la protección de equipos.
mínimo de dos puertas. Estas puertas deben estar ubicadas de
manera que brinden una oportunidad conveniente para escapar a un
lugar seguro. Cualquiera de estas puertas ubicadas dentro200pies
(61 m) de cualquier edificio de la planta compresora debe abrirse
hacia afuera y debe estar desbloqueado (o capaz de abrirse desde el
interior sin una llave) cuando el área dentro del recinto esté ocupada.
Alternativamente, se pueden proporcionar otras instalaciones que
(2)Activación del sistema de parada de emergencia (a)se iniciará manualmente desde cualquiera de
proporcionen una salida igualmente conveniente del área.
al menos dos lugares no más cerca que50 pies (15m) pero no más de
500 pies (150m) de tuberías de gas y compresores de superficie o
(22)843.2 Instalaciones Eléctricas
edificios de compresores, y preferiblemente cerca de las puertas de
Todo el equipo eléctrico y el cableado instalado en las
estaciones compresoras de transmisión y distribución de gas
deben cumplir con los requisitos de la NFPA.70 ,en la medida en
que los equipos comercialmente disponibles lo permitan.
salida si la instalación está cercada.
(-b)también se puede iniciar automáticamente usando
sistemas de detección de incendios o gases.
(-C)también puede iniciarse por control remoto. (d)será parte de un sistema ESD independiente o
un sistema ESD integrado para dos o más plantas diseñadas
para cumplir con los requisitos de activación de(-a) a través
de(-C)en cada instalación de estación compresora que
contenga más de una planta compresora independiente.
Instalaciones eléctricas en lugares peligrosos como se define
en NFPA70y que deben permanecer en funcionamiento durante
el paro de emergencia de la estación compresora según lo
dispuesto enparaca. 843.3.3 (a) (l) (-e)debe estar diseñado para
cumplir con NFPA70para Clase I, División1requisitos
(3)Estaciones compresoras de campo desatendidas de1,000caballos de fuerza
843.3 Equipo de Estación de Compresión
(746 kW) y menos están excluidas de las disposiciones de(1).
(4)Cada estación compresora suministrando gas directamente
843.3.1Eliminación de Líquidos para Instalaciones de Tratamiento de Gases.
Cuando los vapores condensables están presentes en la
corriente de gas en cantidad suficiente para licuar bajo las
condiciones de presión y temperatura previstas, la corriente de
succión a cada etapa de compresión (o a cada unidad para
compresores centrífugos) debe protegerse contra la
introducción. iones de cantidades peligrosas de líquidos
arrastrados al compresor. Cada separador de líquidos utilizado
para este propósito deberá contar con instalaciones operadas
manualmente para la eliminación de líquidos del mismo.
Además, se deben usar instalaciones automáticas de eliminación
de líquidos, un dispositivo de apagado automático del
compresor o una alarma de alto nivel de líquido cuando se
puedan transportar depósitos de líquido a los compresores.
a un sistema de distribución deberá contar con instalaciones de cierre
de emergencia ubicadas fuera de los edificios de la estación
compresora por medio de las cuales se pueda bloquear todo el gas
fuera de la estación, siempre que haya otra fuente adecuada de gas
para el sistema de distribución. Estas instalaciones de parada pueden
ser automáticas o manuales, según lo indiquen las condiciones
locales. Cuando no haya otra fuente de gas disponible, no se
instalarán instalaciones de cierre que puedan funcionar en el
momento equivocado y causar un corte en el sistema de distribución.
(SJ Sin perjuicio de las excepciones en(3)y(4), cada estación
compresora que manipule gas que contenga cantidades o
concentraciones de sulfuro de hidrógeno y/o líquidos suficientes
para presentar un peligro para el medio ambiente o la seguridad
64
(22)
ASME 831.8-2022
estarán provistos de un sistema de parada de emergencia. El
sistema de apagado de emergencia y los procesos y equipos
de purga automática o manual deben estar diseñados para
evitar la liberación automática de sulfuro de hidrógeno,
vapores condensables o líquidos libres a la atmósfera en
concentraciones que puedan ser peligrosas para el operador
o el público en general.
(b} Paradas por sobrevelocidad del motor.Cada motor
principal del compresor, excepto los motores eléctricos de
inducción o síncronos, deberá estar provisto de un dispositivo
automático que esté diseñado para apagar la unidad antes de la
velocidad máxima segura del motor principal o de la unidad
impulsada, según lo establecido por la ley. respectivos
fabricantes, se excede.
(22)
843.3.4Requisitos de alivio y limitación de presión en
estaciones de compresores
(a) Alivio de presión.Se instalarán y mantendrán dispositivos
de alivio de presión u otros dispositivos de protección
adecuados de capacidad y sensibilidad suficientes para
garantizar que la presión operativa máxima permitida de las
tuberías y el equipo de la estación no se exceda en más del 10 %.
(b) Válvulas de alivio de presión.Se debe instalar una válvula
de alivio de presión o un dispositivo limitador de presión, como
un interruptor de presión o un dispositivo de descarga, en la
línea de descarga de cada compresor de transmisión de
desplazamiento positivo entre el compresor de gas y la primera
válvula de bloqueo de descarga. Si una válvula de alivio de
presión es el dispositivo de sobreprotección principal, entonces
la capacidad de alivio debe ser igual o mayor que la capacidad
del compresor. Si las válvulas de alivio del compresor no evitan
la posibilidad de sobrepresionar la tubería como se especifica en
sección 845, se debe instalar un dispositivo de alivio o limitador
de presión en la tubería para evitar que se sobrepresione más
allá de los límites prescritos por este Código.
(c) Tubería de ventilación.Las tuberías de ventilación que pueden
operar por encima de la presión atmosférica deben estar diseñadas,
construidas y probadas de acuerdo con este Código. La tubería de
ventilación provista para descargar el gas de las válvulas de alivio de
presión a la atmósfera debe extenderse hasta un lugar donde el gas
pueda descargarse sin riesgo indebido. La tubería de ventilación
deberá tener la capacidad suficiente para que no inhiba el
desempeño de la válvula de alivio. Para conocer las proporciones
adicionales de diseño adicional, consulte paraca. 841 . 1 . 9(d).
843.3.7Prevención de explosiones
(a) Silenciadores.La carcasa exterior de los silenciadores de los
motores que utilicen gas como combustible se diseñará de
conformidad con las buenas prácticas de ingeniería y se construirá
con materiales dúctiles. Se recomienda que todos los
compartimentos del silenciador estén fabricados con ranuras de
ventilación u orificios en los deflectores para evitar que el gas quede
atrapado en el silenciador.
(b) Ventilación del edificio.La ventilación debe ser amplia para
asegurar que los empleados no estén en peligro bajo condiciones
normales de operación (o condiciones anormales tales como una
junta rota, prensaestopas, etc.) por acumulaciones de
concentraciones peligrosas de vapores o gases inflamables o nocivos
en habitaciones, sumideros, áticos, pozos o lugares cerrados de
manera similar, o en cualquier parte de los mismos.
(c) Ventilación de GLP.Todos los gases licuados del petróleo son
más pesados que el aire; por lo tanto, las estructuras sobre el nivel
del suelo para albergar reguladores, medidores, etc., deben tener
respiraderos abiertos cerca del nivel del piso. Dichos equipos no se
instalarán en fosas o bóvedas subterráneas, excepto en los casos en
que se tomen las medidas adecuadas para la ventilación forzada.
(d) Precauciones especiales para GLP.Se requiere especial cuidado en la
ubicación de los respiraderos de descarga de las válvulas de alivio que
liberan GLP a la atmósfera para evitar la acumulación de gases pesados al
nivel del suelo o por debajo de este. Asimismo, son necesarias
precauciones especiales para una adecuada ventilación donde se realicen
excavaciones para la reparación de fugas en un sistema subterráneo de
distribución de GLP.
843.3.8Sistemas de alarma y detección de gas
(a)Cada edificio de compresores en una estación de compresores
donde se puedan acumular concentraciones peligrosas de gas
deberá tener un sistema fijo de detección y alarma de gas, a menos
que el edificio esté
(1) construido de modo que al menos el 50% de su vertical
el área lateral está permanentemente abierta a la atmósfera o
adecuadamente ventilada por ventilación forzada o natural, o
(2)en una estación de compresores de campo desatendida
ción de 1,000 hp (746 kW) o menos y adecuadamente
ventilada
(b}Excepto cuando sea necesario apagar el sistema para el
mantenimiento (verparaca. 853 . 1 . 6), cada sistema de
detección y alarma de gas requerido por esta sección deberá
(1) monitorear continuamente el edificio del compresor
para una concentración de gas en el aire de no más del 25%
del límite explosivo inferior
(2)advertir a las personas que van a entrar en el edificio y
843.3.5Control de Gas Combustible.En cada motor de gas que
funcione con inyección de gas a presión, se instalará un dispositivo
automático diseñado para cortar el gas combustible cuando el motor
se detenga. El colector de distribución del motor se ventilará
automáticamente de forma simultánea.
843.3.6Fallas de enfriamiento y lubricación.Todo gasolina
Las unidades compresoras deben estar equipadas con dispositivos
de apagado o alarma para operar en caso de enfriamiento o
lubricación inadecuados de las unidades.
personas en el interior del edificio del peligro si se supera
dicha concentración de gas
(C)La configuración del edificio del compresor se debe
considerar al seleccionar el número, tipo y ubicación de
detectores y alarmas.
(d)Las señales de alarma deberán ser únicas e inmediatamente
reconocibles, teniendo en cuenta el ruido de fondo y la iluminación, para el
personal que se encuentre dentro o inmediatamente fuera de cada edificio
de compresores.
sesenta y cinco
ASME B31.8-2022
de motores instalados y a la posibilidad de tener que arrancar
varios de estos motores en un corto período de tiempo.
(C)Se instalará una válvula de retención en la línea de aire de
arranque cerca de cada motor para evitar el reflujo del motor
hacia el sistema de tuberías de aire. También se colocará una
válvula de retención en la línea de aire principal en el lado de
salida inmediato del tanque o tanques de aire. Se recomienda
instalar equipos para enfriar el aire y eliminar la humedad y el
aceite atrapado entre el compresor de aire de arranque y los
tanques de almacenamiento de aire.
(d)Se deben tomar medidas adecuadas para evitar que el aire
de arranque entre en los cilindros de potencia de un motor y
accione las piezas móviles mientras se realiza el trabajo en el
motor o en el equipo accionado por los motores. Los medios
aceptables para lograr esto son la instalación de una brida ciega,
la eliminación de una parte de la tubería de suministro de aire o
el bloqueo de una válvula de cierre y el bloqueo de una
ventilación corriente abajo.
843.4 Tubería de la Estación de Compresión
843.4.lTubería de gas.Las siguientes son disposiciones generales
aplicables a todas las tuberías de gas:
(a) Especificaciones para tuberías de gas.Todas las tuberías de gas de la
estación compresora, excepto las tuberías de instrumentos, control y
muestreo, hasta las conexiones a la tubería principal inclusive, deben ser
de acero y deben utilizar un factor de diseño,F,por Mesa841 .1.6-2.Las
válvulas que tienen componentes de carcasa hechos de hierro dúctil
pueden usarse sujetas a las limitaciones enparaca.
831 . 1 . 1
(b) Instalación de tuberías de gas.Las provisiones de pa ra .8 4
1 . 2se aplicará cuando corresponda a las tuberías de gas en las
estaciones de compresores.
(c) Pruebas de tuberías de gas.Todas las tuberías de gas dentro de
una estación compresora se probarán después de la instalación de
acuerdo con las disposiciones deparaca.841.3para tuberías y redes
en Clase de Ubicación3,excepto que las pequeñas adiciones a las
estaciones operativas no necesitan probarse cuando las condiciones
(mi)Los depósitos de aire o botellas de almacenamiento de aire
operativas hacen que la prueba no sea práctica.
para uso en estaciones compresoras deben estar construidos y
(d) Identificación de Válvulas y Tuberías.Todas las válvulas y controles
equipados de acuerdo con el Código 8PV, Sección VIII.
de emergencia deben estar identificados mediante letreros. La función de
843 .4.4Tubería de aceite lubricante.Todas las tuberías de
aceite lubricante con estaciones de compresión de gas
deben construirse de acuerdo con ASME831 . 3 .
todas las tuberías de presión de gas importantes se identificará mediante
letreros o códigos de colores.
843.4.2Tubería de gas combustible.Los siguientes son específicos
843.4.5Tubería de agua.
disposiciones aplicables únicamente a las tuberías de gas combustible de la
(a) Tubería de agua de proceso.Las tuberías de agua de proceso,
estación compresora:
incluidas las tuberías de agua/glicol, agua/metanol y mezclas de agua
(a)Todas las líneas de gas combustible dentro de una estación
similares dentro de las estaciones de compresores de gas, se deben
compresora que sirvan a los diversos edificios y áreas residenciales
deberán estar provistas de válvulas maestras de cierre ubicadas fuera de
construir de acuerdo con las normas ASME correspondientes.8 3 1
cualquier edificio o área residencial.
Sección de código.
(bJ Sistemas de Plomería .Los sistemas de plomería, como los
sistemas de distribución de agua y los desagües y respiraderos
sanitarios, se deben construir de acuerdo con el Código
Internacional de Plomería (!PC), el Código Uniforme de Plomería
(UPC) u otro código de plomería reconocido de acuerdo con los
requisitos vigentes de la autoridad que tenga jurisdicción.
(b)Las instalaciones de regulación de presión del sistema
de gas combustible de una estación compresora estarán
provistas de dispositivos limitadores de presión para evitar
que la presión normal de funcionamiento del sistema se
exceda en más de 25%,o la presión operativa máxima
permitida en más de1 0%.
(C)Se tomarán las medidas adecuadas para evitar que el
gas combustible entre en los cilindros de potencia de un
motor y active las piezas móviles mientras se realiza el
trabajo en el motor o en el equipo accionado por el motor.
843.4.6Vapor, condensado de vapor y agua caliente
Tuberías de servicios públicos/calefacción.Todas las tuberías de
vapor, condensado de vapor y agua caliente/agua de calefacción
(d)Todo el gas combustible utilizado para fines domésticos en
una estación compresora que tenga un olor propio insuficiente
para servir como advertencia en caso de que escape, deberá ser
odorizado según lo prescrito ensección856.
dentro de las estaciones compresoras de gas deben construirse de
acuerdo con ASME.831 . 1o ASME83 1 .3.
843.4.7Tubería Hidráulica.Todas las tuberías de energía hidráulica
dentro de las estaciones de compresión de gas deben construirse de
843.4.3Sistema de tuberías de aire
acuerdo con ASME831 .3.
(a)Todas las tuberías de aire dentro de las estaciones de compresión de
844 PI PORTA BOTELLAS Y TIPO PE
gas deben construirse de acuerdo con ASME831 . 3 .
(b)La presión de aire inicial, el volumen de almacenamiento y
el tamaño de la tubería de conexión deben ser adecuados para
hacer girar el motor a la velocidad de arranque y para el número
de revoluciones necesarias para purgar el gas combustible del
cilindro de potencia y el silenciador. Las recomendaciones del
fabricante del motor pueden usarse como guía para determinar
estos factores. Se debe tener en cuenta el número
844.1 Tenedores Tipo Tubería en Derechos de Vía No Bajo
Uso y Control Exclusivo de la Compañía Operadora
Un portatubos que se vaya a instalar en calles, vías altas o
servidumbres de paso privadas que no estén bajo el control
y uso exclusivo de la empresa operadora, deberá ser
66
ASME B31.8-2022
Mesa844.3-1
(d) El espacio libre mínimo en pulgadas (milímetros) entre
recipientes de tubería o botellas se determinará mediante la
siguiente fórmula:
factores de diseño,F
factores de diseño,F
Para espacio libre mínimo
Entre Contenedores
y límites cercados
Para Mínimo
Espacio libre entre
Contenedores y Vallados
Límites del sitio de
Ubicación
del sitio de 25 pies (7,6 m)
100 pies (30 m)
Clase
a 100 pies (30 m)
Tamaño del soporte
(Unidades habituales de EE. UU.)
C
3DPF
=
y más
1
0.72
0.72
2
0,60
0.72
3
0,60
0,60
4
0.40
0.40
1,000
(Unidades SI)
3DPF
C
=
6 895
dónde
C=
diseñado, instalado y probado de acuerdo con las
disposiciones de este Código aplicables a una tubería
instalada en el mismo lugar y operada a la misma presión
máxima.
espacio libre mínimo entre recipientes de tubería o
botellas, pulg. (mm)
re =diámetro exterior del contenedor de tubería o botella, pulg.
(mm)
F =factor de diseño [ver(b)]
PAG=presión operativa máxima permitida, psig
(kPa)
844.2 Portabotellas
Los portabotellas deberán estar ubicados en terrenos de
propiedad o bajo el control y uso exclusivo de la empresa
operadora.
(mi)Los contenedores de tuberías deben enterrarse con la parte superior de cada
contenedor a no menos de 24 pulgadas (6 1 0 mm) por debajo de la superficie del suelo.
844.3 Soportes Tipo Pipa y Tipo Botella en Propiedad Bajo
(f) Las botellas deben enterrarse con la parte superior de cada contenedor
el Uso y Control Exclusivos de la Compañía
por debajo de la línea normal de escarcha, pero en ningún caso a menos de 24
Operadora
pulgadas (610 mm) de la superficie.
(gramo)Los soportes tipo tubería se deben ensayar de acuerdo
(a)El sitio de almacenamiento deberá estar completamente cercado con
con las disposiciones deparaca. 841.3.2para una tubería ubicada en la
cercas para evitar el acceso de personas no autorizadas.
misma Clase de ubicación que el sitio del titular, siempre que, sin
(b) Un soporte tipo tubería o tipo botella que se va a
instalar en una propiedad bajo el control y uso exclusivo de
la empresa operadora se debe diseñar de acuerdo con los
factores de diseño de la construcción. La selección de estos
factores depende de la Clase de ubicación. en el que se
encuentra el sitio, el espacio libre entre los contenedores de
tubería o botellas y la cerca, y la presión máxima de
operación, como se muestra enMesa
(C)El espacio libre mínimo entre los contenedores y los
límites cercados del sitio está fijado por la presión máxima
de funcionamiento del soporte, como se muestra en la
figura.Tabla 844.3-2.
embargo, en cualquier caso donde la presión de prueba produzca
una tensión circunferencial del 80% o más del límite elástico mínimo
especificado de la tubería, se debe usar agua como medio de prueba.
844.4 Disposiciones especiales aplicables únicamente a
soportes tipo botella
Un soporte tipo botella se puede fabricar con acero que no se
puede soldar en condiciones de campo, sujeto a todas las
siguientes limitaciones:
(a)Los soportes tipo botella fabricados con acero aleado deben
cumplir con los requisitos químicos y de tracción para los distintos
grados de acero de la norma ASTM A372.
(b) En ningún caso la relación entre el límite elástico real y la
resistencia a la tracción real excederá 0,85.
(C)No se debe realizar soldadura en dichas botellas después
de que hayan sido tratadas térmicamente y/o liberadas de
tensión, excepto que se permitirá unir pequeños alambres de
cobre a la parte de diámetro pequeño del cierre del extremo de
la botella con fines de protección catódica usando una soldadura
Thermit localizada. proceso (la carga no debe exceder los 15 g).
Mesa844.3-2
Espacio Mínimo Entre Contenedores y Vallado
Límites
Operativo Máximo
Presión, psig (kPa)
Menos de 1000 (6 900)
1000 (6 900) o más
Mínimo
Espacio libre, pies (m)
(d) Tales botellas deberán someterse a una prueba hidrostática en el molino y
25 (7,6)
no es necesario que se vuelvan a probar hidrostáticamente en el momento de la
instalación. La presión de prueba del molino no debe ser inferior a
100 (30)
67
ASME 831.8-2022
que se requiere para producir una tensión circunferencial igual a85%
(bJ Reguladores de contrapresión con carga piloto utilizados como
del límite elástico mínimo especificado del acero. Se realizará una
válvulas de alivio, diseñados de tal manera que la falla del sistema piloto o
inspección cuidadosa de las botellas en el momento de la instalación
de las líneas de control provocará la apertura del regulador.
y no se utilizará ninguna botella dañada.
(C)discos de ruptura del tipo que cumple con las disposiciones
del Código BPV, Sección XIII, Parte4
(mi)La estanqueidad de dichas botellas y tuberías de conexión se
probará después de la instalación usando aire o gas a una presión de
845.2.2Presión de funcionamiento máxima permitida para
50psi (340kPa) por encima de la presión máxima de funcionamiento.
Tuberías o Redes Principales de Acero o Plástico.Esta presión es por
definición la máxima presión de operación a la que la tubería
o tubería principal puede estar sujeta de acuerdo con los
requisitos de este Código. Para una tubería o tubería
principal, la presión operativa máxima permitida no debe
exceder el menor de los siguientes cuatro elementos:
844.5 Disposiciones generales aplicables a los soportes tipo
tubería y tipo botella
(a)Ningún gas que contenga más de0 1grano de sulfuro
de hidrógeno por100pies cúbicos estándar (2.8m3) se
almacenará cuando haya o se anticipe agua libre sin emplear
los medios adecuados para identificar, mitigar o prevenir la
corrosión interna perjudicial. (Versección864.)
(a)La presión de diseño (definida enparaca.805.2.1)del
elemento más débil de la tubería o tubería principal. Suponiendo
que todos los accesorios, válvulas y otros accesorios en la línea
tengan una clasificación de presión adecuada, la presión
operativa máxima permitida de una tubería o línea principal
debe ser la presión de diseño determinada de acuerdo con
paraca.841 . 1 . 1para acero oparaca.842.2para plastico
(bJ Se deben tomar medidas para evitar la formación o
acumulación de líquidos en el recipiente, la tubería de conexión
y el equipo auxiliar que puedan causar corrosión o interferir con
la operación segura del equipo de almacenamiento.
(b)La presión obtenida al dividir la presión a la que se prueba la
Se instalarán válvulas de alivio de acuerdo con las
disposiciones de este Código que tendrán una capacidad de
alivio adecuada para limitar la presión impuesta en la línea
de llenado y, por lo tanto, en el recipiente de
almacenamiento para100%de la presión de diseño del
soporte o a la presión que pro du cesahoops tres ss de7 5 %
del límite elástico mínimo especificado del acero, el que sea
menor.
tubería o tubería principal después de la construcción por el factor
apropiado para la Clase de ubicación involucrada, como se muestra
enMesa
(C)La presión máxima segura a la que se debe someter la tubería o
tubería principal en función de su historial de operación y
mantenimiento (para tuberías, consulteparaca.8 5 1. 1) .
(d)Cuando las líneas de servicio estén conectadas a la tubería o
tubería principal, las limitaciones establecidas enpárrs.845.2.4(C) (2)y
845.2.4(C)
845 CONTROL Y LIMITACIÓN DE PRESIÓN DE GAS
845.2.3Calificación de una Tubería de Acero o Principal para
Establecer el MAOP
845.1 Requisito básico para la protección contra la
(a) Tubería operando a 100 psig (690 kPa) o más. Este
párrafo se aplica a las tuberías de gas natural existentes o a
las tuberías existentes que se están convirtiendo al servicio
de gas natural donde uno o más factores de la fórmula de
diseño de la tubería de acero (verparaca.841 . 1 . 1)se
desconoce, y la tubería se va a operar a1 0 0psi (690kPa) o
más. La presión operativa máxima permisible se
determinará mediante la prueba hidrostática de la tubería.
(1)La presión de funcionamiento máxima permitida
se limitará a la presión obtenida al dividir la presión a la que
se prueba la tubería o tubería principal por el factor
apropiado para la Clase de ubicación involucrada, como se
muestra enMesa
(2) La presión de prueba que se utilizará en la máxima
sobrepresión accidental
Cada tubería, tubería principal, sistema de distribución,
medidor del cliente e instalaciones conectadas, estación
compresora, soporte tipo tubería, soporte tipo botella,
contenedor fabricado con tubería y accesorios, y todo equipo
especial, si está conectado a un compresor o a una fuente de
gas. donde la falla del control de presión u otras causas podrían
resultar en una presión que excedería la presión operativa
máxima permitida de la instalación (consulte paraca.80 5 . 2 . 1) ,
estarán equipados con dispositivos adecuados para aliviar o
limitar la presión. Las disposiciones especiales para los
reguladores de servicios se establecen enparaca.845.2.7.
845.2 Control y Limitación de Presión de Gas
(22)
El cálculo de la presión operativa permisible debe ser la presión
de prueba obtenida en el punto de mayor elevación de la sección
de prueba de resistencia mínima y no debe ser mayor que la
presión requerida para producir una tensión circunferencial igual
a la resistencia a la fluencia determinada por la prueba. Solo se
puede usar la primera prueba de rendimiento para determinar la
presión operativa máxima permitida.
845.2.1Control y Limitación de Presión de Gas en Tenedores,
Oleoductos y TODAS las Instalaciones que Podrían
Los tiempos son apretados.Los tipos adecuados de dispositivos de
protección para evitar la sobrepresión de tales instalaciones incluyen
(a)válvulas de alivio accionadas por resorte de tipos que cumplan
con las disposiciones del Código BPV, Sección XIII, Parte3
(3)Registros de pruebas de presión hidrostática y línea
las reparaciones se conservarán mientras las instalaciones afectadas
permanezcan en servicio.
68
ASME 831.8-2022
Mesa845.2.2-1
Presión de operación máxima permitida para acero o
Mesa845.2.3-1
Presión operativa máxima permitida para tuberías
Operando en100psi (690kPa) o más
Tuberías o Redes de Plástico
Ubicación
Clase
1, División 1
Presión para Acero
[Nota 1)]
Presión para
Ubicación
El plastico
Clase
Presión de prueba
1, División 1
N/A
1 .25
1, División 2
Presión de prueba
Presión de prueba
Presión de prueba
Presión de prueba
1, División 2
1.50
Presión de prueba
2
1.50
1 .25
3
Presión de prueba
1 .25
1 .25
2
Máximo Permitido
Presión operacional
1.39
Presión de prueba
1 .67
Presión de prueba
1.50
Presión de prueba
1.50
3
Presión de prueba
4
Presión de prueba
2.0
[Nota 2)]
4
Presión de prueba
Presión de prueba
1.50
1.50
2.5
[Nota 2)]
NOTAS:
(1) Verparaca. 845.2.3para factores de prueba aplicables a la conversión de
tuberías con factores desconocidos.
Mesa845.2.3-2
Presión operativa máxima permitida para tuberías
Operando a menos de100psi (690kPa)
(2) Se deben usar otros factores si la línea fue probada bajo las
condiciones especiales descritas enpárrs. 841 . 3 . 2(d),841 . 3 . 2(yo), y
841 . 3 . 3. En tales casos, use factores que sean consistentes con los
requisitos aplicables de estas secciones.
Ubicación
Clase
(4)Determine que todas las válvulas, bridas y otras presiones
1
Presión de prueba
2
Presión de prueba
3
Presión de prueba
Asegúrese de que los componentes clasificados tengan clasificaciones adecuadas.
(SJ Si bien la presión máxima de una prueba utilizada
para establecer la presión de trabajo máxima permisible no
está limitada por este párrafo excepto por(2),se debe tener
la debida precaución al seleccionar la presión de prueba
máxima.
(b) Tuberías que operen a menos de 690 kPa (100 psig). Este
párrafo se aplica a las tuberías de gas natural existentes o a las
tuberías existentes que se están convirtiendo al servicio de gas
natural donde uno o más factores de la fórmula de diseño de la
tubería de acero (verparaca.841 . 1 . 1)se desconoce, y la tubería
se operará a menos de 100 psig (690 kPa). La presión operativa
máxima permisible se determinará mediante pruebas de presión
en la tubería.
Máximo Permitido
Presión operacional
1.25
1.25
1 .50
4
Presión de prueba
1 .50
(1)La presión de funcionamiento máxima permitida
se limitará a la presión obtenida al dividir la presión a la que
se prueba la tubería o tubería principal por el factor
apropiado para la Clase de ubicación involucrada, como se
muestra enMesa845.2.3-2.
69
ASME 831.8-2022
sometidos de acuerdo con los requisitos de este Código. no
excederá
(2JLa presión de prueba que se utilizará en el cálculo de la
presión operativa máxima permisible será la presión de prueba
obtenida en el punto de mayor elevación de la sección de prueba
de resistencia mínima y no deberá ser superior a la presión
requerida para producir una tensión circunferencial igual a la
resistencia a la fluencia. según lo determinen las pruebas. Solo la
primera prueba de rendimiento se puede usar para determinar
la presión operativa máxima permitida.
(1Jla presión de diseño del elemento más débil del sistema
como se define enparaca. 805.2. 1
(2J60 psig (410 kPa) si las líneas de servicio en el sistema no
están equipadas con reguladores en serie u otros dispositivos
limitadores de presión como se prescribe enparaca. 845.2.7(c)
(3J25 psig (170 kPa) en sistemas de hierro fundido que tienen juntas
(3JLos registros de pruebas de presión y reparaciones de líneas se
de espiga y campana calafateadas que no han sido equipadas con
conservarán mientras las instalaciones involucradas permanezcan en
abrazaderas de junta de campana u otros métodos efectivos de sellado de
servicio.
fugas
(4J
(4Jlos límites de presión a los que cualquier junta podría
estar sujeta sin posibilidad de separación
(SJ2 psig (14 kPa) en sistemas de distribución de alta
presión equipados con reguladores de servicio que no cumplan
con los requisitos deparaca. 845 . 2 . 7(a)y que no tengan un
dispositivo de protección contra sobrepresión como se requiere
en paraca. 845.2.7(b}
Determine que todas las válvulas, bridas y otras presiones
Asegúrese de que los componentes clasificados tengan clasificaciones adecuadas.
(SJAunque la presión máxima de una prueba utilizada para
establecer la presión de trabajo máxima permisible no está
limitada por este párrafo excepto por(2), se debe tener la debida
precaución al seleccionar la presión de prueba máxima.
(6Jla presión máxima segura a la que debe someterse el
sistema en función de su historial de funcionamiento y
mantenimiento
845.2.4Control y limitación de la presión de gas en sistemas
de distribución de acero de alta presión, hierro dúctil, hierro
fundido o plástico
845.2.5Control y Limitación de Presión de Gas en Sistemas de
(aJCada sistema principal o sistema de distribución de alta
presión, alimentado desde una fuente de gas que esté a una
presión más alta que la presión operativa máxima permitida
para el sistema, deberá estar equipado con dispositivos
reguladores de presión de capacidad adecuada y diseñados para
cumplir con la presión, la carga , y otras condiciones de servicio
bajo las cuales operarán o a las que puedan estar sujetos.
(bJAdemás de los dispositivos reguladores de presión
prescritos en(a), se debe proporcionar un método adecuado
para evitar la sobrepresión accidental de un sistema de
distribución de alta presión.
Distribución de Baja Presión
(aJCada sistema de distribución de baja presión o tubería
principal de baja presión alimentada desde una fuente de gas
que esté a una presión más alta que la presión operativa
máxima permitida para el sistema de baja presión debe estar
equipada con dispositivos reguladores de presión de capacidad
adecuada. Estos dispositivos deben estar diseñados para cumplir
con la presión, la carga y otras condiciones de servicio bajo las
cuales tendrán que operar.
(bJAdemás de los dispositivos reguladores de presión prescritos en
Los tipos adecuados de dispositivos de protección para evitar la
(a), se debe proporcionar un dispositivo adecuado para evitar una
sobrepresión accidental. Los tipos adecuados de dispositivos de
sobrepresión de los sistemas de distribución de alta presión incluyen
protección para evitar la sobrepresión de los sistemas de distribución
(lJválvulas de alivio según lo prescrito enpárrs. 845 . 2 . yo (un) y
de baja presión incluyen
845.2 . yo (b).
(2Jválvulas de alivio cargadas con peso.
(1Jun dispositivo de alivio de sello líquido que se puede configurar
(3Jun regulador de monitoreo instalado en serie con el
regulador de presión principal.
para abrir de manera precisa y constante a la presión deseada
(2Jválvulas de alivio cargadas de peso
(4Jun regulador en serie instalado aguas arriba del
regulador primario y configurado para limitar la presión en
la entrada del regulador primario continuamente a la
presión operativa máxima permitida del sistema de
distribución o menos.
(3Jun dispositivo de apagado automático como se describe en
paraca. 845.2.4(b) (5)
(4Jregulador de ure de contrapresión con carga de lotes api como se
describe enparaca. 845.2.l (b)
(SJun regulador de monitoreo como se describe en
paraca. 845.2.4(b) (3)
(6Jaseriesr egu lator como se describe enpa ra .
845.2.4(b} (4)
(cJ Presión operativa máxima permitida para sistemas de
distribución de baja presión.La presión operativa máxima
permitida para un sistema de distribución de baja presión no
debe exceder ninguno de los siguientes:
(SJun dispositivo de cierre automático instalado en serie
con el regulador de presión principal y configurado para cerrarse
cuando la presión en el sistema de distribución alcanza la
presión operativa máxima permitida o menos. Este dispositivo
debe permanecer cerrado hasta que se reinicie manualmente.
No debe usarse donde pueda causar una interrupción en el
servicio a una gran cantidad de clientes.
(6JVálvulas de alivio tipo diafragma cargadas por
resorte. (cJ Presión operativa máxima permitida para
sistemas de distribución de alta presión.Esta presión será la
presión máxima a la que el sistema puede ser
(1Juna presión que provocaría el funcionamiento inseguro de
cualquier equipo de combustión de gas de baja presión conectado y
correctamente ajustado
(2Juna presión de 2 psig (14 kPa)
70
ASME 831.8-2022
845.2.6Conversión de distribución de baja presión
(5)la capacidad en condiciones normales de funcionamiento
de regular la presión aguas abajo dentro de los límites
necesarios de precisión y de limitar la acumulación de
presión en condiciones sin caudal a no más del 50 % por
encima de la presión de descarga normal mantenida en
condiciones de caudal
(6)un regulador de servicio autónomo sin
Sistemas a Sistemas de Distribución de Alta Presión
(a)Antes de convertir un sistema de distribución de baja
presión a un sistema de distribución de alta presión, se
requiere que se consideren los siguientes factores:
(1) el diseño del sistema, incluidos los tipos de compañeros
rial y equipo usado
líneas estáticas o de control externas
(2) registros de mantenimiento anteriores, incluidos los resultados de
(bJ Si la presión operativa máxima permitida del sistema de
distribución es de 60 psig (410 kPa) o menos, y un regulador de
servicio que no tenga todas las características enumeradas en(a)
o si el gas contiene materiales que interfieren seriamente con el
funcionamiento de los reguladores de servicio, se deben instalar
dispositivos de protección adecuados para evitar una
sobrepresión insegura de los aparatos del cliente, en caso de
que falle el regulador de servicio. Algunos de los tipos de
dispositivos de protección adecuados para evitar la sobrepresión
de los electrodomésticos de los clientes son:
(1) un regulador de monitoreo
cualquier estudio de fugas anterior
(b)Antes de aumentar la presión, se deben seguir los siguientes
pasos (no necesariamente en la secuencia que se muestra):
(1) Realice un estudio de fugas y repare las fugas encontradas.
(2) Reforzar o reemplazar partes del sistema que se encuentren
ser inadecuado para las presiones de operación más altas.
(3)Instale un regulador de servicio en cada línea de servicio,
y pruebe cada regulador para determinar que esté funcionando. En
algunos casos puede ser necesario aumentar ligeramente la presión
para permitir el correcto funcionamiento de los reguladores de
servicio.
(2) una válvula de alivio
(4)Aislar el sistema de baja presión adyacente
sistemas
(3)un dispositivo de apagado automático
Estos dispositivos pueden instalarse como parte integral del
(5)En curvas o compensaciones en acoplado o campana y espiga
regulador de servicio o como una unidad separada.
tubería, refuerce o reemplace los anclajes que se determine que son
(C)Si la presión operativa máxima permitida del sistema
de distribución supera los 410 kPa (60 psig), se deben utilizar
métodos adecuados para regular y limitar la presión del gas
entregado al cliente al valor máximo seguro. Tales métodos
pueden incluir
inadecuados para las presiones más altas.
(C)La presión en el sistema que se está convirtiendo se debe
aumentar por pasos, con un período para comprobar el efecto
del aumento anterior antes de realizar el siguiente aumento. La
magnitud deseable de cada aumento y la duración del período
de control variarán según las condiciones. El objetivo de este
procedimiento es brindar la oportunidad de descubrir cualquier
conexión abierta desconocida y no regulada a sistemas de baja
presión adyacentes oa clientes individuales antes de que se
alcancen presiones excesivas.
(1) un regulador de servicios que tenga las características
listado en(a)y un regulador secundario ubicado aguas arriba del
regulador de servicio. En ningún caso se debe configurar el
regulador secundario para mantener una presión superior a 60
psig (4 1 0 kPa). Se debe instalar un dispositivo entre el
regulador secundario y el regulador de servicio para limitar la
presión en la entrada del regulador de servicio a 410 kPa (60
psig) o menos en caso de que el regulador secundario no
funcione correctamente. Este dispositivo puede ser una válvula
de alivio o un cierre automático que se cierra si la presión en la
entrada del regulador de servicio excede la presión establecida
[60 psig (41 0 kPa) o menos] y permanece cerrado hasta que se
restablece manualmente.
845.2.7Control y Limitación de la Presión del Gas
Entregado a Clientes Domésticos, Pequeños Comerciales y
Pequeños Industriales desde Sistemas de Distribución de
Alta Presión
(a)Si la presión operativa máxima permitida del sistema de
distribución es de 60 psig (41 0 kPa) o menos, y se usa un
regulador de servicio que tenga las siguientes características, no
se requiere ningún otro dispositivo limitador de presión:
(2) un conjunto de regulador de servicio y regulador de monitoreo
limitar a un valor máximo seguro la presión del gas
entregado al cliente.
(1) un regulador de presión capaz de reducir la distribución
presión de la línea de conexión, psig (kPa), a las presiones
(3)un regulador de servicio con una válvula de alivio ventilada
recomendadas para electrodomésticos, pulgadas (milímetros) de
la atmósfera exterior, con la válvula de alivio configurada para
abrirse de modo que la presión del gas que va al cliente no
exceda un valor máximo seguro. La válvula de alivio puede estar
integrada en el regulador de servicio o puede ser una unidad
separada instalada aguas abajo del regulador de servicio. Esta
combinación se puede usar sola solo en los casos en que la
presión de entrada en el regulador de servicio no exceda la
clasificación de presión de trabajo segura del regulador de
servicio del fabricante, y no se recomienda su uso donde la
presión de entrada en el regulador de servicio exceda 125 psig.
columna de agua
(2) una válvula de puerto único con diámetro de orificio no
superior a la recomendada por el fabricante para la presión
máxima de gas en la entrada del regulador
(3)un asiento de válvula hecho de material elástico diseñado
para soportar la abrasión del gas, las impurezas del gas y el
corte de la válvula, y diseñado para resistir la deformación
permanente cuando se presiona contra el puerto de la válvula
(4)conexiones de tubería al regulador que no excedan
NPS 2 (DNENTONCES)
71
ASME 831.8-2022
cerrado para que puedan bloquearlo en la posición abierta
antes de abandonar el lugar.
(2)Instale válvulas de alivio duplicadas, cada una con
(860 kPa). Para presiones de entrada más altas, el método en(1)o
(2)debería ser usado.
(d) Cuando la presión del gas y la demanda por parte del
cliente sean mayores a las aplicables conforme a las
disposiciones de(a),(b), y(C), los requisitos para el control y
limitación de la presión del gas entregado se incluyen en
paraca.
suficiente capacidad por sí mismo para proteger el sistema, y
disponer las válvulas de aislamiento o válvula de tres vías de manera
que mecánicamente sea posible dejar inoperativo un solo dispositivo
de seguridad a la vez.
(/) Se deben tomar precauciones para evitar la operación no
autorizada de cualquier válvula que inutilice los dispositivos
limitadores de presión. Esta disposición se aplica a las válvulas
de aislamiento, las válvulas de derivación y las válvulas en las
líneas de flotación o de control que están ubicadas entre el
dispositivo limitador de presión y el sistema que protege el
dispositivo. Un método similar al descrito en(e) (1)se
considerarán aceptables en el cumplimiento de esta disposición.
(22)845.3 Requisitos para el diseño de presión
Instalaciones de alivio y limitación de
presión
(a)Los dispositivos para aliviar o limitar la presión, excepto los
discos de ruptura, deben
(1)estar construido de materiales tales que la ópera
Normalmente, el funcionamiento del dispositivo no se verá afectado por la
(gramo)Cuando se instala un regulador de monitoreo, un
corrosión de las piezas externas por la atmósfera o las piezas internas por el gas.
regulador en serie, un sistema de alivio o un cierre del sistema en
una estación de regulador de distrito para proteger un sistema de
(2)tienen válvulas y asientos de válvulas que están diseñados no
tuberías contra la sobrepresión, la instalación debe diseñarse e
quedarse en una posición que hará que el dispositivo no
funcione y resulte en que el dispositivo no funcione de la manera
para la que fue diseñado
instalarse para evitar cualquier incidente único, como una explosión
en una bóveda. o daños por un vehículo o formación de hielo (tanto
interna como externa), que afecten el funcionamiento tanto del
(3)estar diseñados e instalados de manera que puedan ser
dispositivo de protección contra sobrepresión como del regulador de
se operan fácilmente para determinar si la válvula está libre, se
pueden probar para determinar la presión a la que funcionarán
y se pueden probar para detectar fugas cuando están en la
posición cerrada
distrito. (Ver secciones 846y847.)
(h)Se prestará especial atención a las líneas de control. Todas las líneas
de control deben estar protegidas contra la caída de objetos, excavaciones
realizadas por terceros u otras causas de daño previsibles y deben estar
(4)estar diseñado e instalado de tal manera que la operación sea
diseñadas e instaladas para evitar que cualquier línea de control se dañe y
no afectado a la temperatura mínima de diseño
que tanto el regulador de distrito como el dispositivo de protección contra
(b)Los discos de ruptura deben cumplir con los requisitos de
diseño establecidos en el Código BPV, Sección XIII, Parte 4.
sobrepresión dejen de funcionar.
(C)Las chimeneas de descarga, venteos o puertos de salida de
todos los dispositivos de alivio de presión deben ubicarse donde
el gas pueda descargarse a la atmósfera sin riesgo indebido.
845.4 Capacidad de las estaciones y dispositivos de alivio y
limitación de presión
845.4.lCapacidad requerida de las estaciones de alivio y
limitación de presión
Se debe dar consideración a todas las exposiciones en las
inmediaciones, incluso donde las tuberías de gas están paralelas a las
(a)Cada estación de alivio de presión, estación limitadora de
líneas aéreas de transmisión eléctrica en el mismo derecho de vía para
presión o grupo de tales estaciones instaladas para proteger un
garantizar que las conexiones de purga alejarán el gas de los conductores
sistema de tuberías o un recipiente a presión contra la sobrepresión
eléctricos. Cuando sea necesario para proteger los dispositivos, las
(verparaca. 845.1) tendrá la capacidad suficiente y estará configurado
chimeneas de descarga o los conductos de ventilación deben protegerse
para operar de manera que la presión no exceda los siguientes
con tapas para lluvia para evitar la entrada de agua.
niveles:
(d) El tamaño de las aberturas, tuberías y accesorios
ubicados entre el sistema a proteger y el dispositivo de alivio
de presión y la línea de ventilación deben ser de tamaño
adecuado para evitar el martilleo de la válvula y el deterioro
de la capacidad de alivio.
(1) Sistemas con Tubería o Componentes de Tubería Operados
Comer en niveles de estrés de aro Más del 72% del SMYS.La
capacidad requerida no debe ser inferior a la capacidad
requerida para evitar que la presión exceda la presión
operativa máxima permitida más un 4%.
(mi)Se deben tomar precauciones para evitar la operación no
autorizada de cualquier válvula de cierre que haga inoperante
una válvula de alivio de presión. Esta disposición no se aplicará a
las válvulas que aislarán el sistema bajo protección de su fuente
de presión. Los métodos aceptables para cumplir con esta
disposición son los siguientes:
(2) Sistemas con Tubería o Componentes de Tubería Operados
funcionando a niveles de tensión circunferencial iguales o
inferiores al 72 % del SMYS distintos de los sistemas de
distribución de baja presión.La capacidad requerida no será
menor que la capacidad requerida para evitar que la presión
exceda el menor de los siguientes dos elementos:
(1)Bloquee la válvula de cierre en la posición abierta. Instruir
(-a)la presión operativa máxima permitida más1 0%
personal autorizado de la importancia de no dejar cerrada la
válvula de cierre por descuido y de estar presente durante
todo el tiempo que la válvula de cierre esté
72
(22)
ASME 831.8-2022
capaces de soportar las presiones y temperaturas máximas y
mínimas de operación de la tubería o el equipo al que están
conectados. Deben estar diseñados para soportar de fábrica
todos los esfuerzos sin fallar por fatiga.
(-b}la presión que produce una tensión circunferencial de
75%del límite elástico mínimo especificado
(3) Sistemas de Distribución de Baja Presión.Lo requerido
la capacidad no debe ser menor que la capacidad requerida para
evitar que la presión exceda una presión que podría causar la
operación insegura de cualquier equipo de combustión de gas
conectado y correctamente ajustado.
(C)Se instalará una válvula de cierre en cada línea de
despegue lo más cerca posible del punto de despegue. Se
instalarán válvulas de purga donde sea necesario para la
operación segura de tuberías, instrumentos y equipos.
(4) Recipientes a presión.Los recipientes a presión deben estar
protegido contra sobrepresión de acuerdo con el Código
BPV, Sección XIII.
(b)Cuando más de una estación compresora o reguladora
de presión alimenta la tubería o el sistema de distribución y
se instalan dispositivos de alivio de presión en dichas
estaciones, la capacidad de alivio en la estación remota
puede tenerse en cuenta al dimensionar los dispositivos de
alivio en cada estación. . Sin embargo, al hacer esto, la
capacidad de alivio remota asumida debe limitarse a la
capacidad del sistema de tuberías para transmitir gas a la
ubicación remota oa la capacidad del dispositivo de alivio
remoto, lo que sea menor.
(d}No se debe usar tubería de latón o tubería o tubería de cobre
para temperaturas del metal superiores a 400 °F (204 °C).
(mi)Las tuberías sujetas a obstrucciones por sólidos o depósitos
deben estar provistas de conexiones adecuadas para su limpieza.
(jJ La tubería o tubería requerida bajo esta sección puede ser
especificada por los fabricantes del instrumento, aparato de
control o dispositivo de muestreo, siempre que la seguridad de
la tubería o tubería instalada sea al menos igual a la requerida de
otra manera por el Código.
(g) Las tuberías que puedan contener líquidos deben estar protegidas
por calefacción u otros medios adecuados contra daños por
congelamiento.
845.4.2Prueba de Capacidad Adecuada y Desempeño
(H}Las tuberías en las que se puedan acumular líquidos estarán
Satisfactorio de Limitación de Presión y Presión
provistas de desagües o goteros.
Dispositivos de alivio.Cuando el dispositivo de seguridad consista
en un regulador adicional que esté asociado o funcione en
combinación con uno o más reguladores en un arreglo en serie
para controlar o limitar la presión en un sistema de tuberías, se
deben realizar las comprobaciones adecuadas. Estas
verificaciones se realizarán para determinar que el equipo
funcionará de manera satisfactoria para evitar cualquier presión
que supere la presión de funcionamiento máxima permitida
establecida del sistema, en caso de que alguno de los
reguladores asociados funcione mal o permanezca en la posición
totalmente abierta.
(i)La disposición de las tuberías y los soportes debe
diseñarse para brindar no solo seguridad bajo esfuerzos
operativos, sino también para brindar protección a las
tuberías contra el hundimiento perjudicial, lesiones
mecánicas externas, abuso y daños debido a condiciones de
servicio inusuales distintas de las relacionadas con la
presión. , temperatura y vibración de servicio.
(j) Deberán tomarse las precauciones adecuadas para
proteger contra la corrosión. (Versección 864.)
(k)Las uniones entre secciones de tubería y/o tubería, entre
tubería y/o tubería y válvulas o accesorios se deben hacer de una
manera adecuada para las condiciones de presión y
temperatura, como por medio de accesorios abocinados, sin
abocinamiento y de compresión. o iguales, o pueden ser del tipo
soldado, atornillado o socket-welded. Si se van a utilizar válvulas
de extremo roscado con accesorios abocinados, sin abocardar o
de compresión, se requieren adaptadores.
No se utilizarán juntas de dilatación de tipo deslizante; la
expansión se compensará proporcionando flexibilidad dentro
del propio sistema de tubería o tubería.
845.5 Tubería de instrumentos, control y muestras
845.5.1Alcance
(a)Los requisitos dados en esta sección se aplican al diseño de
tuberías de instrumentos, control y muestreo para la operación
segura y adecuada de las tuberías mismas y no cubren el diseño de
tuberías para asegurar el funcionamiento adecuado de los
instrumentos para los cuales se instala la tubería.
(b}Esta sección no se aplica a sistemas de tuberías
(/) No se utilizará plástico cuando las temperaturas de
permanentemente cerrados, como dispositivos sensibles a la
funcionamiento superen los límites indicados enpárrs. 842 .2.2 (b)y
temperatura llenos de líquido.
842.2.3(b}.
(metro)Las tuberías de plástico no se pintarán. Si se
requiere una identificación diferente a la ya provista por el
marcado del fabricante, se debe lograr por otros medios.
845.5.2Materiales y Diseño
(a)Los materiales empleados para las válvulas, accesorios, tubos y
tuberías deberán estar diseñados para cumplir con las condiciones
particulares de servicio.
(b}Las conexiones de despegue y las protuberancias, accesorios o
adaptadores de unión deben estar hechos de un material adecuado y deben
73
ASME 831.8-2022
846 VÁLVULAS4
846.2 Ubicación de las válvulas
846.2.lVálvulas de transmisión
846.1 Espaciamiento requerido de válvulas
(a)Las válvulas del bloque de seccionamiento deben estar
accesibles y protegidas contra daños y manipulaciones. Si se
trata de una válvula de purga, debe ubicarse donde el gas pueda
ser expulsado a la atmósfera sin riesgo indebido.
846.1.lLineas de transmisión.Se instalarán válvulas de
bloqueo en tierra en las nuevas tuberías de transmisión en
el momento de la construcción para aislar la tubería para
mantenimiento y para responder a emergencias operativas.
Al determinar la ubicación de tales válvulas para seccionar la
tubería, se debe dar consideración primordial a las
ubicaciones que proporcionen accesibilidad continua a las
válvulas.
(b}Las válvulas de seccionamiento pueden instalarse sobre el
suelo, en una bóveda o enterrada. En todas las instalaciones, las
personas autorizadas deberán tener fácil acceso a un dispositivo
operativo para abrir o cerrar la válvula. Todas las válvulas deben
tener un soporte adecuado para evitar el asentamiento o el
(a)Al determinar el número y la separación de las válvulas que
se instalarán, el operador deberá realizar una evaluación que
tenga en cuenta factores tales como:
movimiento de la tubería adjunta.
(C)Se deben proporcionar válvulas de purga para que cada
sección de la tubería entre las válvulas de la línea principal
pueda purgarse. Los tamaños y la capacidad de las conexiones
para purgar la línea deberán ser tales que, en condiciones de
emergencia, la sección de la línea pueda ser derribada con la
mayor rapidez posible.
(1)la cantidad de gas liberado debido a la reparación y
purgas de mantenimiento, fugas o rupturas
(2)el momento de derribar una sección aislada (3J el
impacto en el área de liberación de gas (p. ej., molestias
y cualquier peligro resultante de purgas prolongadas)
(d}Este Código no requiere el uso de válvulas automáticas
ni implica que el uso de válvulas automáticas actualmente
desarrolladas brindará protección completa a un sistema de
tuberías. Su uso e instalación quedará a criterio de la
empresa operadora.
(4)continuidad del servicio
(5)flexibilidad operativa y de mantenimiento de la
sistema
(6)desarrollo futuro en las inmediaciones del oleoducto
(7)condiciones significativas que pueden afectar adversamente
846.2.2Válvulas del sistema de distribución
la operación y seguridad de la línea
(b)En lugar de(a), se utilizará la siguiente separación
máxima entre válvulas:
(1) 20 mi (32 km) en áreas de ubicación predominante
Clase 1
(2)1 5 mi (24 km) en áreas de ubicación predominante
Clase 2
(3)10 mi (16 km) en áreas de ubicación predominante
Clase 3
(4)5 mi (8 km) en áreas predominantemente Ubicación
Clase 4
(a)Se instalará una válvula en la tubería de entrada de cada
estación reguladora que controle el flujo o la presión del gas en un
sistema de distribución. La distancia entre la válvula y el regulador o
reguladores deberá ser suficiente para permitir la operación de la
válvula durante una emergencia, como una gran fuga de gas o un
incendio en la estación.
(bJ Las válvulas en las tuberías principales de distribución, ya
sea para fines operativos o de emergencia, se deben ubicar de
manera que brinden fácil acceso y faciliten su operación durante
una emergencia. Cuando se instala una válvula en una caja o
recinto enterrado, solo se implica el acceso rápido al vástago o
mecanismo de operación. La caja o recinto se instalará de
manera que se evite la transmisión de cargas externas a la red
principal.
El espacio definido aquí se puede ajustar para permitir que se
instale una válvula en una ubicación que sea más accesible.
846. l.2Red de Distribución.Las válvulas en la red de distribución,
ya sea para fines de operación o de emergencia, deben estar
espaciadas de la siguiente manera:
847 BÓVEDAS
(a) Sistemas de distribución de alta presión.Las válvulas se
instalarán en los sistemas de distribución de alta presión en lugares
847.1 Requisitos de diseño estructural
accesibles para reducir el tiempo necesario para cerrar una sección
Las bóvedas o pozos subterráneos para válvulas y
estaciones de alivio, limitación o regulación de presión, etc.,
deben diseñarse y construirse de acuerdo con las siguientes
disposiciones:
(a)Las bóvedas y los fosos se diseñarán y construirán de
de la tubería principal en caso de emergencia. Al determinar la
separación de las válvulas, se debe tener en cuenta la presión de
funcionamiento y el tamaño de la red eléctrica y las condiciones
físicas locales, así como el número y tipo de consumidores que
podrían verse afectados por una parada.
acuerdo con las buenas prácticas de ingeniería estructural para
soportar las cargas que se les puedan imponer.
(b}Se debe proporcionar suficiente espacio de trabajo para
que todo el equipo requerido en la bóveda pueda instalarse,
operarse y mantenerse adecuadamente.
(b) Sistemas de distribución de baja presión.Las válvulas se
pueden usar en sistemas de distribución de baja presión, pero no se
requieren excepto como se especifica enparaca. 846.2.2(a).
4
Verpárrs. 849. 1 . 2y849 . 1 . 3para provisiones que cubren válvulas en líneas
de servicio.
74
ASME 831.8-2022
(C)En el diseño de bóvedas y pozos para equipo limitador
de presión, de alivio de presión y regulador de presión, se
debe considerar la protección del equipo instalado contra
daños, como los que resultan de una explosión dentro de la
bóveda o pozo que puede causar partes del techo o cubierta
caigan dentro de la bóveda.
Los equipos de regulación o alivio de presión no deben
conectarse a la ventilación de la bóveda o del foso.
(C)Los conductos se extenderán a una altura sobre el nivel del
suelo adecuada para dispersar cualquier mezcla de gas y aire
que pueda descargarse. El extremo exterior de los conductos
debe estar equipado con un accesorio resistente a la intemperie
o un cabezal de ventilación diseñado para evitar que entren
materias extrañas u obstruyan el conducto. El área efectiva de la
abertura en dichos accesorios o cabezas de ventilación debe ser
al menos igual al área de la sección transversal de un NPS 4 (DN1
00) conducto. La sección horizontal de los conductos será lo más
corta posible y estará inclinada para evitar la acumulación de
líquidos en la línea. Se reducirá al mínimo el número de codos y
desniveles, y se incorporarán disposiciones para facilitar la
limpieza periódica de los conductos.
(d)Las tuberías que entren y estén dentro de las bóvedas o pozos
del regulador deben ser de acero para NPS 10 (DN 250) y tamaños
más pequeños, excepto que las tuberías de control y calibre pueden
ser de cobre. Cuando la tubería se extienda a través de la estructura
de la bóveda o fosa, se deben tomar medidas para evitar el paso de
gases o líquidos a través de la abertura y para evitar tensiones en la
tubería. El equipo y las tuberías deben estar sostenidos
adecuadamente por soportes de metal, mampostería u hormigón. La
tubería de control debe colocarse y apoyarse en la bóveda o fosa de
modo que su exposición a lesiones o daños se reduzca al mínimo.
(d)Tales bóvedas o bóvedas que tengan un volumen interno
entre 75 ft3 y200pies3 (2,1 m3 y 5,7 m3) pueden estar sellados,
venteados o ventilados. Si están selladas, todas las aberturas
deben estar provistas de tapas ajustadas sin orificios abiertos a
través de los cuales pueda encenderse una mezcla explosiva. Se
deben proporcionar medios para probar la atmósfera interna
antes de quitar la cubierta. Si se ventila, se debe proporcionar la
provisión adecuada para evitar que las fuentes externas de
ignición lleguen a la atmósfera de la bóveda. Si está ventilado, las
disposiciones de cualquiera de(a),(b}, y(C)o(mi) se aplicarán.
(mi)Las aberturas de bóvedas o pozos se deben ubicar de
manera que se minimicen los riesgos de herramientas u otros
objetos que caigan sobre el regulador, las tuberías u otros
equipos. La tubería de control y las partes operativas del equipo
instalado no deben ubicarse debajo de una bóveda o fosa donde
los trabajadores puedan pisarlas al entrar o salir de la bóveda o
fosa, a menos que dichas partes estén debidamente protegidas.
(f) Siempre que la abertura de una bóveda o foso deba
ubicarse sobre un equipo que podría resultar dañado por la
caída de una cubierta, se debe instalar una cubierta circular o se
deben tomar otras precauciones adecuadas.
(mi)Si las bóvedas o fosos a que se refiere el(d)se ventilan por
medio de aberturas en las cubiertas o rejillas, y la relación entre
el volumen interno en pies cúbicos (m3) y el área de ventilación
efectiva de la cubierta o rejilla en pies cuadrados (m2) es menor
que20a1,no se requiere ventilación adicional.
847.2 Accesibilidad
La accesibilidad se considerará al seleccionar un sitio para una
bóveda. Algunos de los factores importantes a considerar al
(f) Las bóvedas o pozos que tengan un volumen interno inferior a
seleccionar la ubicación de una bóveda son los siguientes:
75 ft3 (2,1 m3) no tienen requisitos específicos.
(a) Exposición al tráfico.Debe evitarse la ubicación de bóvedas
en intersecciones de calles o en puntos donde el tráfico es
847.4 Drenaje e Impermeabilización
pesado o denso.
(bJ Exposición a inundaciones.Las bóvedas no deben ubicarse
en puntos de mínima elevación, cerca de sumideros, o donde la
cubierta de acceso estará en el curso de aguas superficiales.
(a)Se tomarán medidas para minimizar la entrada de agua en las
bóvedas. Sin embargo, el equipo de la bóveda siempre debe estar
diseñado para operar de manera segura si está sumergido.
(c) Exposición a Peligros Subsuperficiales Adyacentes.Las bóvedas
(b)Las tuberías que contengan gas Novault se conectarán por
deben estar ubicadas tan lejos como sea posible de agua, electricidad,
medio de una conexión de drenaje a cualquier otra subestructura,
vapor u otras instalaciones.
como una alcantarilla.
847.3 Sellado, venteo y ventilación de bóvedas
(C)El equipo eléctrico en bóvedas debe cumplir con los
requisitos de Clase1,Grupo D de NFPA 70.
Las bóvedas subterráneas y los fosos superiores cerrados que
848 CONTADORES Y REGULADORES DE CLIENTES
contengan una estación de reducción o regulación de presión, o una
estación de alivio o limitación de presión deben sellarse, ventearse o
848.1 Ubicación de las instalaciones de medidores y
ventilarse de la siguiente manera:
reguladores de los clientes
(a)Cuando el volumen interno excede200ft3 (5,7 m3), dichas
bóvedas o pozos deben ventilarse con dos conductos, cada uno de
(a)Los medidores y reguladores de los clientes pueden
estar ubicados dentro o fuera de los edificios, según las
condiciones locales, excepto en las líneas de servicio que
requieren regulación en serie, de acuerdo conparaca. 845 .
2 . 7 c), el regulador aguas arriba debe estar ubicado fuera
del edificio.
los cuales tiene al menos el efecto de ventilación de un NPS 4 (DN
100) tubo.
(bJLa ventilación proporcionada deberá ser suficiente para
minimizar la posible formación de una atmósfera combustible
en la bóveda o foso. Ventilaciones asociadas con la presión-
75
ASME 831.8-2022
(b} Cuando se instale dentro de un edificio, el regulador de
servicio deberá estar en un lugar de fácil acceso cerca del punto
de entrada de la línea de servicio de gas y, cuando sea práctico,
los medidores deberán instalarse en el mismo lugar. Ni los
medidores ni los reguladores deberán instalarse en dormitorios,
armarios o baños, debajo de escaleras combustibles, en lugares
sin ventilación o inaccesibles, o a menos de 3 pies (0,9 m) de
fuentes de ignición, incluidos hornos y calentadores de agua, en
líneas de servicio que abastecen a grandes clientes industriales o
instalaciones donde se usa gas a una presión de servicio
superior a la estándar, los reguladores pueden instalarse en
otros lugares fácilmente accesibles.
al mismo tiempo, cierre el suministro normal, puede sustituirse por
una válvula de retención si lo desea.
848.3.3Terminación de Venteos.Todas las ventilaciones del
regulador de servicio y las ventilaciones de alivio, cuando se
requieran, terminarán en el aire exterior en accesorios resistentes a
la lluvia y a los insectos. El extremo abierto de la ventilación debe
ubicarse donde el gas pueda escapar libremente a la atmósfera y
lejos de cualquier abertura hacia los edificios si ocurre una falla del
regulador que provoque la liberación de gas. En los lugares donde los
reguladores de servicio pueden quedar sumergidos durante las
inundaciones, se debe instalar un accesorio de ventilación especial
antiinundación o la línea de ventilación debe extenderse por encima
(C)Cuando estén ubicados fuera de los edificios, los
medidores y los reguladores de servicio deben instalarse en
lugares de fácil acceso donde estén razonablemente protegidos
contra daños.
(d)Los reguladores que requieran venteos para su operación
apropiada y efectiva deben ser venteados a la atmósfera exterior
de acuerdo con las disposiciones deparaca. 848.3.3. Se
proporcionarán ventilaciones individuales para cada regulador.
de la altura de las aguas de inundación previstas.
848.3.4Diseño de pozos y bóvedas.Las fosas y bóvedas que
albergan medidores y reguladores de clientes deben diseñarse para
soportar el tráfico vehicular cuando se instalan en las siguientes
ubicaciones:
(a)porciones transitadas de callejones, calles y carreteras
(bJ calzadas
848.2 Presiones de operación para medidores de clientes
848.4 Instalación de Medidores y Reguladores
Instalaciones
Todos los medidores y reguladores deben instalarse de tal
manera que se eviten tensiones indebidas en la tubería de
conexión y/o el medidor. No se deben utilizar conexiones de
plomo (Pb) u otras conexiones hechas de material que pueda
dañarse fácilmente. Está prohibido el uso de niples cerrados de
peso estándar (todas las roscas).
Los medidores con caja de hierro o aluminio no se deben usar a
una presión operativa máxima superior a la clasificación del
fabricante para el medidor. Los medidores de caja de acero estañado
nuevos no deben usarse a una presión superior al 50% de la presión
de prueba del fabricante; Los medidores de caja de acero estañado
reconstruidos no deben usarse a una presión superior al 50% de la
presión utilizada para probar el medidor después de la
849 LÍNEAS DE SERVICIO DE GAS
reconstrucción.
849.1 Disposiciones generales aplicables a líneas de servicio
848.3 Protección de las instalaciones de medidores y
de acero, cobre y plástico
reguladores de los clientes contra daños
849.1.1Instalación de Líneas de Servicio
848.3.1Área corrosiva.No se deben instalar medidores y
reguladores de servicio donde sea probable que ocurra un
rápido deterioro por corrosión u otras causas, a menos que
se tomen medidas comprobadas para proteger contra tal
deterioro.
(a)Las líneas de servicio deben instalarse a una
profundidad que las proteja de cargas externas excesivas y
actividades locales, como la jardinería. Se requiere que se
proporcione un mínimo de 12 pulg. (300 mm) de cobertura
en propiedad privada y un mínimo de 18 pulg. (460 mm) de
cobertura en calles y caminos. Cuando estos requisitos de
cobertura no puedan cumplirse debido a las subestructuras
existentes, se permite menos cobertura siempre que las
partes de estas líneas de servicio que están sujetas a cargas
superpuestas excesivas estén revestidas o puenteadas o la
tubería esté debidamente reforzada.
848 .3.2Dispositivo de protección.Se debe instalar un
dispositivo de protección adecuado, como un regulador de
contrapresión o una válvula de retención, aguas abajo del
medidor si se requiere y bajo las siguientes condiciones:
(a)Si la naturaleza del equipo de utilización es tal que
puede inducir un vacío en el medidor, instale un regulador
de contrapresión aguas abajo del medidor.
(b) Las líneas de servicio deberán estar debidamente apoyadas en
todos los puntos sobre suelo no alterado o bien compactado, de
(b) Instale una válvula de retención o equivalente si
(1) el equipo de utilización puede inducir una espalda
presión.
(2)el equipo de utilización de gas está conectado a un
fuente de oxígeno o aire comprimido.
(3) gas licuado de petróleo u otros suplementos
modo que la tubería no esté sujeta a una carga externa excesiva por
parte del relleno. El material utilizado para el relleno deberá estar
libre de rocas, materiales de construcción, etc., que puedan dañar la
tubería o el revestimiento protector.
(C)Cuando exista evidencia de condensado en el gas en
cantidades suficientes para causar interrupciones en el
suministro de gas al cliente, la línea de servicio será
el gas se usa como reserva y puede fluir de regreso al medidor. Una
válvula de tres vías, instalada para admitir el suministro de reserva y
76
ASME 831.8-2022
clasificados para drenar en la tubería principal o gotear en los puntos
de polvo y humedad transportados desde la tubería principal a la
bajos de la línea de servicio.
línea de servicio.
849.l.5Pruebas de líneas de servicio después de la construcción
849 .l.2Tipos de válvulas adecuadas para válvulas de línea de
servicio
(a) Disposiciones generales.Cada línea de servicio se probará
después de la construcción y antes de ponerla en servicio para
demostrar que no tiene fugas. No es necesario incluir en esta
prueba la conexión de la línea de servicio a la red principal si no
es factible hacerlo.
(b) Requisitos de prueba
(a)Las válvulas utilizadas como válvulas de línea de servicio deben
cumplir con los requisitos aplicables desección810yparaca.
(b)No se recomienda el uso de válvulas de línea de servicio de
asiento blando cuando el diseño de las válvulas es tal que la
exposición a un calor excesivo podría afectar negativamente la
capacidad de la válvula para evitar el flujo de gas.
(1) Líneas de servicio para operar a una presión inferior a1
(C)Una válvula incorporada en una barra de medidor que permite
psig (7 kPa) que no tengan una capa protectora capaz de sellar
desviar el medidor no califica bajo este Código como una válvula de
temporalmente una fuga deben someterse a una prueba de presión
línea de servicio.
de aire o gas de pie a no menos de10psig (69 kPa) durante al menos5
mín.
(d) Las válvulas de línea de servicio en líneas de servicio de alta
(2)Líneas de servicio para operar a una presión inferior a1
psig (7 kPa) que tienen una capa protectora que podría sellar
temporalmente una fuga, y todas las líneas de servicio para
operar a una presión de1psi (7kPa) o más, debe someterse a una
prueba de presión de aire o gas de pie durante al menos5min a
la presión operativa máxima propuesta o 90 psig (620 kPa), lo
que sea mayor. Sin embargo, las líneas de servicio de acero que
estén operando a niveles de tensión circunferencial de 20% o
más de la resistencia a la fluencia mínima especificada deben
probarse de acuerdo con los requisitos para probar redes
principales. (Verparaca. 841.3.)
presión, instaladas ya sea dentro de edificios o en lugares confinados
fuera de edificios donde el soplado de gas sería peligroso, deben
estar diseñadas y construidas para minimizar la posibilidad de la
remoción del núcleo del válvula accidentalmente o
intencionadamente con herramientas domésticas ordinarias.
(mi)La empresa operadora deberá asegurarse de que las válvulas
de línea de servicio instaladas en las líneas de servicio de alta presión
sean adecuadas para este uso, ya sea realizando sus propias pruebas
o revisando las pruebas realizadas por los fabricantes.
(F) En líneas de servicio diseñadas para operar a presiones
superiores a 60 psig (410kPa), las válvulas de la línea de servicio
(3)Los requisitos de(a)y(b)se aplicará a
deben ser equivalentes a una válvula lubricada a presión o una
válvula de aguja. Se pueden utilizar otros tipos de válvulas cuando las
líneas de servicio de plástico, excepto que las líneas de servicio de
pruebas realizadas por el fabricante o por el usuario indiquen que
plástico deben probarse al menos1 . 5veces la presión máxima de
operación, y las limitaciones sobre la presión máxima de prueba, la
son adecuadas para este tipo de servicio.
temperatura y la duración establecidas enparaca. 842.4.2se
849.1.3Ubicación de las válvulas de la línea de servicio
observará.
(a)Las válvulas de la línea de servicio deben instalarse en todas las
849.1.6Instalación de válvula de exceso de flujo (EFV).El uso
líneas de servicio nuevas (incluidos los reemplazos) en una ubicación
de EFV es reconocida por la industria del gas como una forma eficaz de
fácilmente accesible desde el exterior.
mitigar los riesgos asociados con daños por excavación, daños por fuerzas
(b)Las válvulas se ubicarán aguas arriba del medidor si no
hay regulador, o aguas arriba del regulador, si lo hay.
naturales y otros daños por fuerzas externas, por ejemplo, daños
vehiculares en las líneas de servicio de gas. Las siguientes consideraciones
se aplican a las instalaciones de EFV:
(C)Todas las líneas de servicio que operan a una presión
superior a 10psig (69 kPa) y todas las líneas de servicio NPS 2
(ON50)o más grande deberá estar equipado con una válvula
ubicada en la línea de servicio fuera del edificio, excepto que
siempre que se suministre gas a un teatro, iglesia, escuela,
fábrica u otro edificio donde se reúna un gran número de
personas, se requerirá una válvula exterior , sin importar el
tamaño de la línea de servicio o la presión de la línea de servicio.
(a)El operador debe considerar instalar una EFV en cualquier línea
de servicio de gas nueva o reemplazada. Dicha línea de servicio
normalmente puede atender a las siguientes categorías de clientes:
(1) una línea de servicio a una residencia unifamiliar (SFR).
(2)una línea de servicio de gas ramificado a un SFR instalado
al mismo tiempo que la línea de servicio principal de SFR. (Se puede
instalar un solo EFV para proteger ambas líneas de servicio).
(3)una línea de servicio de gas ramificado a un SFR instalado
(d) Las válvulas subterráneas deben estar ubicadas en una caja de
una línea de servicio de gas SFR previamente instalada que no
contiene un EFV.
bordillo duradera cubierta o en un tubo vertical diseñado para permitir la
fácil operación de la válvula. La caja de bordillo o tubo vertical se debe
(4) instalaciones multifamiliares con cliente conocido
apoyar independientemente de la línea de servicio.
cargas al momento de la instalación del servicio de gas, con base en
la capacidad instalada del medidor menor a1 000ft3/hr estándar (2 8 .
849.1.4Ubicación de las conexiones de la línea de servicio a la red principal
3 m3/h) por servicio de gas y donde no se espera que la carga del
Tubería.Se recomienda que las líneas de servicio se conecten a la parte
cliente aumente significativamente con el tiempo.
superior o lateral de la tubería principal. Se prefiere la conexión a la parte
(SJ un único cliente comercial pequeño con carga de clientes
superior de la tubería principal para minimizar la posibilidad
conocida en el momento de la instalación del servicio, basado en la
capacidad del medidor instalado hasta1,000pie3/h estándar (28,3
77
ASME 831.8-2022
m3/h) atendidos por una sola línea de servicio de gas y donde no se
(d) Todas las líneas de servicio de acero subterráneas deben estar
espera que la carga del cliente aumente significativamente con el
unidas por uniones roscadas y acopladas, accesorios de tipo de
tiempo.
compresión o por métodos, procedimientos y operadores calificados de
(b)No se deben instalar válvulas de exceso de flujo si se
soldadura o soldadura fuerte.
presenta una o más de las siguientes condiciones:
(1)La línea de servicio de gas no funcionará a una presión
849.2.2Instalación de Líneas de Servicio de Acero
de 10 psig (69 kPa) o más durante todo el año.
(2)El operador tiene experiencia previa con contami
(a) Instalación de Líneas de Servicio de Acero en Perforaciones
(1)Cuando la tubería de acero revestida se va a instalar como
nantes en la corriente de gas que podrían interferir con la operación
línea de servicio en un orificio, se debe tener cuidado para
evitar daños al revestimiento durante la instalación.
del EFV o causar la pérdida del servicio a una residencia.
(3)Un EFV podría interferir con la operación necesaria
o actividades de mantenimiento, como retirar líquidos de la
línea.
(2)Cuando se va a instalar una línea de servicio mediante perforación o
se va a utilizar una tubería de acero revestida, no se debe usar como
tubería de perforación o tubería de conducción y dejarse en el suelo como
(4)Un E FV que cumple con los estándares de desempeño en
parte de la línea de servicio a menos que se haya demostrado que el
paraca. 83 1. 1 .4no está disponible comercialmente para el operador, o
revestimiento es lo suficientemente duradero para resistir la perforación o
operación de conducción en el tipo de suelo involucrado sin daño
(SJ El caudal máximo previsto a través de la línea de
servicio es igual o superior a 1 000 pies3/h estándar (28,3
m3/h) .
significativo al revestimiento. Cuando se produzcan daños significativos en
el revestimiento debido a la perforación o la perforación, la línea de
servicio revestida debe instalarse en una tubería de revestimiento o orificio
(C)Un operador debe identificar la presencia de un EFV en la línea de
sobredimensionado de diámetro suficiente para acomodar la tubería de
servicio. Los ejemplos incluyen una etiqueta, un anillo alrededor del
servicio.
elevador o una declaración en la orden de servicio.
(3)En suelo excepcionalmente rocoso, la tubería revestida no debe
(d)Un operador debe ubicar una EFV lo más cerca posible del
accesorio que conecta la línea de servicio de gas a su fuente de
suministro de gas.
insertarse a través de un agujero abierto si es probable que se produzca un daño
significativo en el revestimiento.
(b) Instalación de Líneas de Servicio Dentro o Debajo de Edificios
(mi)Un operador debe realizar una prueba de flujo funcional para
(1)Líneas de servicio de acero subterráneas, cuando estén instaladas
cada válvula de exceso de flujo instalada, de acuerdo con las
por debajo del nivel del suelo a través de la pared exterior de los
instrucciones del fabricante, para verificar que la válvula de exceso de
cimientos de un edificio, debe estar encerrado en una manga o
flujo
protegido de otra manera contra la corrosión. La línea de servicio y/o
(1)se cerrará en condiciones de exceso de flujo
el manguito deben sellarse en la pared de los cimientos para evitar la
(2)se restablecerá correctamente de acuerdo con el manual
entrada de gas o agua al edificio.
instrucciones del fabricante
(2)Líneas de servicio de acero, donde se instalan bajo tierra
(3)tiene el tamaño adecuado tanto para la longitud como para la
debajo de los edificios, debe estar encerrado en un conducto
hermético al gas. Cuando dicha línea de servicio abastezca al
edificio al que subtiende, el conducto se extenderá hasta una
parte del edificio normalmente utilizable y accesible. En el punto
donde termina el conducto, se sellará el espacio entre el
conducto y la línea de servicio para evitar la posible entrada de
cualquier fuga de gas. La carcasa se ventilará en un lugar
seguro.
diámetro nominal de una línea de servicio dada
(F) Un operador debe seguir las instrucciones del
fabricante cuando
(1)puesta en marcha de una nueva instalación de válvula de exceso
(2)restablecer una válvula de exceso de flujo existente después de
cierre
849.2 Líneas de servicio de acero
849.3 Líneas de servicio de hierro dúctil
849.2.lDiseño de Líneas de Servicio de Acero
Cuando se utilice para líneas de servicio, la tubería de hierro dúctil
(a)La tubería de acero, cuando se usa para líneas de servicio,
debe cumplir con los requisitos aplicables deCapítulo
deberá cumplir con los requisitos aplicables desección 842. Se puede usar
tubería de hierro dúctil para las líneas de servicio, excepto en la parte de la
(b)La tubería de servicio de acero debe diseñarse de
acuerdo con los requisitos depárrs. 841 . 1 . 1y841 . 1 .9(a).
Cuando la presión sea inferior a 1 0 0 psig (690 kPa), la
tubería de servicio de acero debe diseñarse para una presión
de al menos 100 psig (690 kPa).
línea de servicio que se extiende a través de la pared del edificio. Las líneas
de servicio de hierro dúctil no deben instalarse en suelos inestables o
debajo de edificios.
849.4 Líneas de servicio de plástico
(C)La tubería de acero utilizada para las líneas de servicio debe
instalarse de tal manera que la tensión de la tubería o la carga
849.4.lDiseño de Líneas de Servicio de Plástico
externa no sean excesivas.
(a)Las tuberías y tuberías de plástico se deben usar para las líneas
de servicio solo cuando la tensión de la tubería o la carga externa no
sean excesivas.
78
ASME 831.8-2022
(b)Las tuberías, tuberías, cementos y accesorios de plástico utilizados
849.5 Líneas de servicio de cobre
para las líneas de servicio deben cumplir con los requisitos aplicables de
849.5.lDiseño de Líneas de Servicio de Cobre
Capítulo
(C)Las líneas de servicio de plástico deben diseñarse de
acuerdo con los requisitos aplicables deparaca. 842 .2.
(a) Uso de Líneas de Servicio de Cobre.Las tuberías o tuberías de cobre,
cuando se utilicen para líneas de servicio, deberán cumplir con los
(d)Las líneas de servicio de plástico se unirán de acuerdo
con los requisitos aplicables deparaca. 842.2.9.
siguientes requisitos:
(1) No se debe usar tubería o tubería de cobre para
líneas de servicio donde la presión excede 1 0 0 psi ig (690
kPa).
(2)No se deben usar tuberías o tubos de cobre para
849.4.2Instalación de Líneas de Servicio de Plástico
(a)Las líneas de servicio de plástico se instalarán de
acuerdo con los requisitos aplicables depárrs. 842. 3y
líneas de servicio donde el gas transportado contiene más de un
promedio de 0.3 granos de sulfuro de hidrógeno por 100 pies cúbicos
Se debe tener especial cuidado en la parte superior de la ventilación.
estándar (2.8 m3) de gas. Esto es equivalente a una traza
daño a la tubería de plástico de la línea de servicio en la
conexión a la instalación principal o de otro tipo. Se deben tomar
precauciones para evitar el aplastamiento o corte de la tubería
de plástico debido a la carga externa o el asentamiento del
relleno y para evitar el daño o la extracción de la conexión como
resultado de la expansión o contracción térmica. [Verpárrs. 842 .
3 .3 (d)y842 . 3 .3 (e).]
determinada por una prueba de acetato de plomo.
(3)El espesor de pared mínimo para tubería de cobre o
La tubería utilizada para las líneas de servicio no debe ser inferior al tipo "L" como se
especifica en la norma ASTM 888.
(4)No se deben usar tuberías o tubos de cobre para
líneas de servicio donde la tensión o la carga externa pueden
dañar la tubería.
(b)No obstante las limitaciones impuestas en paraca. 8 4
2 . 3 . 3, una línea de servicio de plástico puede terminar
sobre el suelo y fuera del edificio, siempre que
(1) la parte aérea del servicio de plástico
(b) Válvulas en tuberías de cobre.Las válvulas instaladas en líneas de
servicio de cobre pueden estar hechas de cualquier material adecuado
permitido por este Código.
(c) Accesorios en Tubería de Cobre.Se recomienda que los
accesorios en tuberías de cobre y expuestos al suelo, tales como
tees de línea de servicio, accesorios de control de presión, etc.,
sean de bronce, cobre o latón.
la línea está completamente encerrada en un conducto o cubierta de
suficiente resistencia para brindar protección contra daños y deterioro
externos. Cuando se utilice un conducto flexible, la parte superior del
elevador debe estar unida a un soporte sólido. El conducto o revestimiento
(d) uniones en Tubería y Tubería de Cobre.La tubería de cobre se
debe extenderse un mínimo de 6 pulgadas (150 mm) por debajo del nivel
debe unir utilizando un acoplamiento de tipo compresión o una junta
del suelo.
de traslape soldada o soldada. El material de aporte utilizado para la
(2)la línea de servicio de plástico no está sujeta a
soldadura fuerte debe ser una aleación de cobre-fósforo o una
esfuerzos de carga por el medidor del cliente o su tubería de
conexión.
aleación a base de plata. Las soldaduras a tope no están permitidas
para unir tuberías o tubos de cobre. La tubería de cobre no debe ser
(c) Instalación de Líneas de Servicio de Plástico Dentro o Debajo de
roscada, sino tubería de cobre con un espesor de pared equivalente
Edificios
al tamaño comparable de la tubería de acero Schedule 40, es decir,
(1)Se instaló una línea de servicio subterránea de plástico
con un rango de 0 . 068 pulg. (1 . 73 mm) para NPS%(DN 6) a 0,406
a través de los cimientos exteriores o la pared de un edificio
debe estar revestido con una manga rígida con protección
adecuada contra la acción de corte o el asentamiento del relleno.
El manguito se extenderá más allá de la cara exterior de la
cimentación una distancia suficiente para alcanzar suelo intacto
o relleno completamente compactado. En el punto donde el
manguito termina dentro de los cimientos o la pared, el espacio
entre el manguito y la línea de servicio debe sellarse para evitar
fugas al edificio. La línea de servicio de plástico no debe estar
expuesta dentro del edificio.
(2)Una línea de servicio de plástico instalada bajo tierra
pulg. (10,31 mm) para NPS 1 2 (DN 3 00), se puede roscar y usar para
conectar válvulas o accesorios atornillados.
(e) Protección contra la acción galvánica instantánea causada
por el cobre.Se deben tomar medidas para evitar la acción
galvánica dañina cuando el cobre esté conectado al acero bajo
tierra. [Verparaca.
849 .5.2Instalación de Líneas de Servicio de Cobre.El
Los siguientes requisitos se aplicarán a las líneas de servicio de cobre
dentro de los edificios:
(a)Las líneas de servicio de cobre pueden instalarse dentro de los
El edificio bajo era se encajonará en un conducto hermético
al gas. Cuando dicha línea de servicio abastezca al edificio al
que subtiende, el conducto se extenderá hasta una parte del
edificio normalmente utilizable y accesible. En el punto
donde termina el conducto, el espacio entre el conducto y la
línea de servicio debe sellarse para evitar fugas al edificio. La
línea de servicio de plástico no debe estar expuesta dentro
del edificio. La carcasa se ventilará en un lugar seguro.
edificios, siempre que la línea de servicio no esté oculta y esté
adecuadamente protegida contra daños externos.
(b)Una línea de servicio de cobre subterránea instalada a
través de la pared exterior de los cimientos de un edificio
debe estar revestida en una manga o protegida de otra
manera contra la corrosión. El espacio anular entre la línea
de servicio y el manguito debe sellarse en el muro de
cimentación para evitar la entrada de gas o agua.
79
ASME 831.8-2022
(C)Una línea de servicio de cobre instalada bajo tierra debajo de
(d)Las juntas utilizadas en un sistema de gas fabricado deben ser
los edificios debe estar encerrada en un conducto diseñado para
de un tipo que resista efectivamente ese tipo de gas.
evitar que las fugas de gas de la línea de servicio ingresen al edificio.
849.6.3Conexiones de la línea de servicio a la red eléctrica de plástico
Cuando se utilicen uniones, deberán ser del tipo de soldadura fuerte
o blanda de acuerdo conparaca. 849.5 . yo (d).
(a) Las líneas de servicio de plástico o metal deben estar conectadas a tuberías
principales de plástico con accesorios adecuados.
849.6 Conexiones de líneas de servicio a la red eléctrica
(b)Se debe diseñar e instalar una línea de servicio del tipo de
compresión a la conexión principal para soportar efectivamente las
849.6.1Conexiones de la línea de servicio a la red principal de acero.
fuerzas de extracción longitudinal causadas por la contracción de la
Las líneas de servicio se pueden conectar a las tuberías principales de acero mediante
tubería o la carga externa.
(a) soldar una T de la línea de servicio o un dispositivo similar a la tubería
principal.
849.6.4Conexiones de la línea de servicio a la red principal de cobre
(b)usando una abrazadera o silla de línea de servicio.
(C)usar accesorios de compresión con juntas de caucho o similares
(a) Para las tuberías principales de cobre, se recomiendan conexiones que usen una
al caucho o conexiones soldadas para conectar la línea de servicio al
T de línea de servicio de cobre o bronce fundido o un accesorio de extensión soldado
accesorio de conexión principal. Las juntas utilizadas en un sistema
con soldadura blanda a la tubería principal de cobre.
de gas manufacturado deben ser de un tipo que resista
(b)No se permiten soldaduras a tope.
efectivamente ese tipo de gas.
(C)No se recomiendan las uniones soldadas con filete.
(d)soldar una línea de servicio de acero directamente a la principal
(d)Los requisitos deparaca. 849 . 5 . 1(d)se aplicará a
(ver paraca. 83 1.4.2yTabla 8 3 1 .4.2- 1) .
(1) juntas no mencionadas específicamente en(a)a través de(C)
(2) todo el material de soldadura fuerte
849.6.2Conexión de Línea de Servicio a Redes de Hierro
Fundido y Hierro Dúctil
849.6.5Conexiones de línea de servicio de plástico a red eléctrica de
metal
(a) Las líneas de servicio se pueden conectar a tuberías principales de hierro fundido
y hierro dúctil mediante
(a) Las líneas de servicio de plástico deben estar conectadas a las
(1)taladrar y roscar la tubería principal, siempre que la
tuberías principales de metal con un accesorio principal metálico o de
diámetro del agujero roscado no deberá exceder las limitaciones
plástico adecuado según lo dispuesto enpárr. 849 . 6 1,párr. 8 4 9 . 6 2, o
impuestas porparaca. 83 1 .3.3 (b), o
párr. 849.6.4que tenga un extremo de compresión u otro accesorio de
(2) utilizando un manguito de refuerzo
transición adecuado.
(bLa línea de servicio de tipo compresión JA a la conexión principal
(bJ Las conexiones de la línea de servicio no se deben soldar directamente a las
debe diseñarse e instalarse para soportar de manera efectiva las
tuberías principales de hierro fundido o hierro dúctil.
(C)Se pueden usar accesorios de compresión que usen juntas de
fuerzas de extracción longitudinal causadas por la contracción de la
caucho o similares al caucho o conexiones soldadas para conectar la
tubería o la carga externa.
línea de servicio al accesorio de conexión principal.
80
ASME 831.8-2022
Capítulo V
Procedimientos de operación y mantenimiento
850
PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
sección 807para obtener orientación sobre la capacitación y
QUE AFECTAN LA SEGURIDAD DE LAS INSTALACIONES
calificación del personal que realiza tareas que podrían afectar la
seguridad o la integridad de una tubería.
DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE GAS
(gramo)mantener registros para administrar los planes en(a)a través de
(F).
850.1 Generalidades
850.3 Características Esenciales del Plan de Operación y
(a)Debido a muchas variables, no es posible prescribir en un
Mantenimiento
código un conjunto detallado de procedimientos de operación y
El plan previsto enparaca. 850 . 2(a)incluirá
mantenimiento que abarque todos los casos. Es posible, sin
(a)planes detallados e instrucciones para los empleados que cubren los
embargo, que cada compañía operadora desarrolle procedimientos
procedimientos de operación y mantenimiento de las instalaciones de gas
de operación y mantenimiento basados en las disposiciones de este
durante las operaciones normales y las reparaciones.
Código, su experiencia y su conocimiento de sus instalaciones y
(b) elementos recomendados para su inclusión en el plan
para clases específicas de instalaciones que se otorgan
párrs. 851 . 2,851 . 3,851.4,851 . 5,851 . 6, y
condiciones bajo las cuales operan, que serán adecuados desde el
punto de vista de la seguridad ciudadana. Para conocer los
procedimientos de operación y mantenimiento relacionados con el
(C)planes para prestar especial atención a aquellas partes de
las instalaciones que presenten el mayor peligro para el público
en caso de una emergencia o debido a requisitos de
construcción o mantenimiento extraordinario.
control de la corrosión, consulteCapítulo
(b) Al iniciar el servicio de gas en una tubería diseñada y
construida o convertida para servicio de gas de acuerdo con
este Código, la empresa operadora deberá determinar la
Clase de ubicación de acuerdo conMesa
(d) provisiones para inspecciones periódicas a lo largo de la ruta
de tuberías o tuberías de acero existentes, operando a una tensión
circunferencial superior al 40% de la resistencia a la fluencia mínima
(22)850.2 Requisitos básicos
especificada del material de la tubería para considerar la posibilidad
Cada empresa operadora que tenga instalaciones dentro del
de cambios de Clase de Ubicación. No se pretende que estas
alcance de este Código deberá
inspecciones incluyan estudios de la cantidad de edificios destinados
(a)tener un plan escrito que cubra los procedimientos de
operación y mantenimiento de acuerdo con el alcance y la
intención de este Código.
a la ocupación humana. (Versección 854.)
850.4 Características Esenciales del Plan de Emergencia
(b) tener un plan de emergencia por escrito que cubra fallas en las
850.4.1Procedimientos de emergencia por escrito.cada operador
instalaciones u otras emergencias.
La compañía operadora deberá establecer procedimientos
escritos que proporcionen la base para las instrucciones al
personal de operación y mantenimiento apropiado que minimice
el peligro resultante de una emergencia en la tubería de gas.
Como mínimo, los procedimientos deberán prever lo siguiente:
(a)un sistema de recepción, identificación y clasificación de
emergencias que requieren respuesta inmediata por parte de la
empresa operadora
(C)operar y mantener sus instalaciones de conformidad
con estos planes.
(d) tener un programa o procedimientos para la vigilancia
continua por parte del personal que realiza trabajos de operación y
mantenimiento en las inmediaciones de la tubería con el fin de
reconocer y responder a las condiciones que podrían afectar
negativamente la seguridad o la integridad futura de la tubería.
tubería. Además, el operador deberá proporcionar la formación
b) indicando claramente la responsabilidad de instruir a los
adecuada cuando sea necesario para este fin.
empleados en los procedimientos enumerados en los planes de
(mi)modificar los planes en(a)a través de(d}periódicamente según lo
emergencia y de formar a los empleados en la ejecución de dichos
dicte la experiencia y según lo requiera la exposición del público a las
procedimientos
instalaciones o los cambios en las condiciones de operación.
(C)indicando claramente los responsables de la actualización
(F) brindar capacitación a los empleados sobre los
del plan
procedimientos establecidos para sus funciones de operación y
mantenimiento que sea integral y esté diseñada para preparar a los
empleados para brindar servicios en su área de responsabilidad. Ver
81
ASME 831.8-2022
(d) establecer un plan para el manejo rápido y adecuado de
todas las llamadas relacionadas con emergencias, ya sean de
clientes, el público, empleados de la compañía u otras fuentes
CapítuloIXnotificará a los residentes afectados por el plan de
contingencia bajoparaca. B 8 5 4 . 5 (e)de los peligros del gas agrio, la
fuente potencial del gas y las medidas de protección que se deben
tomar en caso de emergencia. Los programas de los operadores de
(mi)establecer un plan para la pronta y eficaz
respuesta a un aviso de cada tipo de emergencia
una misma área deberán estar coordinados para orientar
(f) control de situaciones de emergencia, incluyendo la
acción que debe tomar el primer empleado que llegue a la
escena
(gramo)la difusión de información al público
Verparaca. 850.9.1para orientación adicional.
adecuadamente los reportes de emergencias y evitar inconsistencias.
850.5 Investigación de fallas de tuberías
Cada empresa operadora deberá establecer procedimientos
para analizar todas las fallas y accidentes para determinar la
causa y minimizar la posibilidad de que se repitan. Este plan
deberá incluir un procedimiento para seleccionar muestras de la
instalación o equipo averiado para el examen de laboratorio
cuando sea necesario.
(h)la restauración segura del servicio a todas las instalaciones
afectadas por la emergencia después de que se hayan tomado las
medidas correctivas adecuadas
(i)informar y documentar la emergencia
850.4.2Programa de entrenamiento.Cada empresa operadora
deberá contar con un programa para informar, instruir y
capacitar a los empleados responsables de ejecutar los
procedimientos de emergencia. El programa deberá familiarizar
al empleado con los procedimientos de emergencia y cómo
manejar con prontitud y eficacia las situaciones de emergencia.
El programa puede implementarse mediante instrucción oral,
instrucción escrita y, en algunos casos, instrucción en grupo,
seguida de sesiones de práctica. El programa se establecerá y
mantendrá de manera continua con la provisión de actualización
según sea necesario mediante la revisión de los procedimientos
de emergencia escritos. Se mantendrán registros del programa
para establecer qué capacitación ha recibido cada empleado y la
fecha de dicha capacitación.
850.6 Prevención de ignición accidental
Se debe prohibir fumar y todas las llamas abiertas dentro y
alrededor de las estructuras, o áreas bajo el control de la
empresa operadora que contengan instalaciones de gas (como
estaciones de compresión, estaciones de medición y regulación y
otros equipos de manejo de gas), donde una posible fuga de gas
constituye un peligro de incendio o explosión. Cada empresa
operadora deberá tomar medidas para minimizar el peligro de
ignición accidental del gas.
(a) Cuando se va a ventilar una cantidad peligrosa de gas al
aire libre, primero se debe retirar del área cada fuente potencial
de ignición y se deben proporcionar extintores de incendios
adecuados. Todas las linternas, artefactos de iluminación, cables
de extensión y herramientas deben ser de un tipo aprobado
para atmósferas peligrosas. Se deben instalar o usar conexiones
de desaceleración que alejarán el gas de cualquier línea de
transmisión eléctrica.
850.4.3Enlace
(a) Cada compañía operadora deberá establecer y mantener
enlace con los bomberos, la policía y otros funcionarios públicos,
entidades en o cerca del derecho de paso de la tubería (p. ej.,
servicios eléctricos y de otro tipo, autoridades viales y vías férreas), y
(b)Se colocarán letreros y abanderados o guardias adecuados, si
medios de comunicación. Verparaca. 850.9.1para orientación
es necesario, para advertir a otras personas que se acerquen o
adicional.
ingresen al área del peligro.
(c) Para evitar la ignición accidental por arco eléctrico, se debe
conectar un cable de conexión a tierra adecuado a cada lado de
cualquier tubería que se vaya a dividir, perforar, exprimir o unir,
y todos los rectificadores de protección catódica en el área se
deben apagar. apagado. Cuando los gasoductos estén paralelos
a las líneas aéreas de transmisión eléctrica en el mismo derecho
de vía, la empresa que opere el gasoducto se asegurará de que
la capacidad de carga actual del conductor de unión sea al
menos la mitad de la capacidad de carga actual de la línea aérea.
conductores [ Ver tambiénpa ra .
(b)Cada empresa operadora debe tener un medio de
comunicación con los funcionarios públicos apropiados durante
una emergencia.
(c) Procedimientos de emergencia, incluyendo el plan de
contingencia bajoparaca. 8854.5 (e), debe prepararse en
coordinación con los funcionarios públicos correspondientes.
850 . 4 . 4Programa educativo.Se establecerá un programa
educativo para permitir que los clientes y el público en
general reconozcan una emergencia de gas y la informen a
los funcionarios correspondientes. El programa educativo se
adaptará al tipo de operación del oleoducto y al entorno
atravesado por el oleoducto y se llevará a cabo en cada
idioma que sea significativo en la comunidad a la que sirve.
Los operadores de los sistemas de distribución deberán
comunicar sus programas a los consumidores y al público en
general en su área de distribución. Los operadores de los
sistemas de transmisión comunicarán sus programas a los
residentes a lo largo de los derechos de paso de sus
tuberías. Operadores de gasoductos de gas agrio sujetos a
La conexión de unión se debe mantener
mientras se separa la tubería. Cuando se separa, rosca o une una
tubería de plástico, se debe prestar atención a las cargas
eléctricas estáticas que pueden estar presentes tanto en el
diámetro interior como en el exterior de la tubería. Estas cargas
se pueden disipar usando fluidos antiestáticos o una solución de
agua y detergente en combinación con un material retenedor de
humedad que debe estar en contacto con la tubería expuesta y
la tierra. Herramientas de corte y equipos de compresión y
roscado utilizados en tuberías de plástico donde
82
ASME 831.8-2022
las cargas estáticas pueden estar presentes se conectarán a tierra para
líneas de comunicación con el excavador para garantizar la
drenar estas cargas de la tubería.
protección inmediata y el funcionamiento futuro de la instalación, y la
(d)Cuando se vaya a realizar un corte con soplete o una
soldadura, primero se debe hacer una verificación minuciosa
para detectar la presencia de una mezcla de gases combustibles
en el área exterior de la tubería. Si se encuentra, la mezcla se
eliminará antes de comenzar a soldar o cortar. El monitoreo de la
mezcla de aire debe continuar durante todo el progreso del
trabajo.
(mi)Si se prevé soldadura en una tubería llena de gas y el
control de seguridad bajo(d)ha sido completado
satisfactoriamente, la presión del gas debe ser controlada por un
medio adecuado para mantener una ligera presión positiva en la
tubería en el área de soldadura antes de comenzar el trabajo. Se
deben tomar precauciones para evitar que se produzca una
corriente de aire en el área de soldadura.
(f) Antes de cortar con soplete o soldar en una línea que
pueda contener una mezcla de gas y aire, deberá asegurarse
desplazando la mezcla con gas, aire o un gas inerte. Se debe
tener cuidado al usar un gas inerte para proporcionar una
ventilación adecuada a todos los trabajadores en el área.
consideración de actividades de excavación de seguimiento.
(d)establecer líneas de comunicación con la excavadora para
permitir la protección inmediata y el funcionamiento futuro de la
instalación. Las comunicaciones podrían incluir la revisión de los
planes de perforación direccional, las restricciones de carga, los
requisitos de espacio libre, los requisitos de excavación manual y
los acuerdos de cruce e invasión formalizados.
(mi)seguimiento de las actividades de excavación, así como la
observación directa de la excavación. Se debe considerar la
frecuencia del monitoreo, los criterios para la observación
continua, las acciones si el excavador se niega a cumplir con los
requisitos de la empresa operadora y la documentación que se
mantendrá durante las observaciones.
(f) realizar inspecciones de tuberías cuando existan
indicios de que la tubería podría haberse dañado como
resultado de la excavación. Si ocurre un daño que afecte la
integridad de la tubería, el daño deberá ser remediado de
acuerdo con los procedimientos establecidos.
(gramo)mantener mapas que indiquen la ubicación de las
instalaciones. Los mapas deben actualizarse para reflejar las
850.7 Efectos de explosión
instalaciones nuevas y de reemplazo.
(h)evaluando la eficacia del programa. Esta evaluación
puede incluir la tendencia de los daños y la ubicación de la
excavación, la investigación de los daños de la excavación y
la identificación de la causa raíz, y la identificación de
medidas preventivas dirigidas a las excavadoras o
ubicaciones con altas tasas de daños.
Cada empresa operadora deberá establecer procedimientos para la
protección de las instalaciones en las inmediaciones de las actividades de
voladura. La empresa operadora deberá
(a)ubicar y marcar su tubería cuando se vayan a detonar
explosivos dentro de las distancias especificadas en los
planos de la empresa. Se debe considerar el marcado de
distancias mínimas de voladura desde las tuberías
dependiendo del tipo de operación de voladura.
Una referencia útil para identificar los elementos de un
programa eficaz de prevención de daños es elGuía de
mejores prácticas,mantenido y publicado por Common
Ground Alliance.
(bJ determinar la necesidad y el alcance de la observación o el
seguimiento de las actividades de voladura en función de la
proximidad de la voladura con respecto a las tuberías, el tamaño de
850.9 Plan de comunicación
la carga y las condiciones del suelo.
(C)realizar un estudio de fugas después de cada operación de voladura
El operador deberá desarrollar e implementar un plan de comunicaciones
cerca de sus tuberías.
para proporcionar al personal de la empresa operadora, las autoridades
jurisdiccionales, los funcionarios de respuesta a emergencias, los posibles
850.8 Programa de prevención de daños
excavadores, los funcionarios públicos y el público información sobre la
seguridad de las tuberías para ayudar a mantener seguras a las comunidades
Cada empresa operadora deberá contar con un programa para
cercanas a las tuberías. La información puede ser comunicada como parte de
reducir el riesgo asociado a los daños a las instalaciones de gas
otras comunicaciones requeridas.
derivados de las actividades de excavación. Los operadores deben
Las comunicaciones deben llevarse a cabo con la frecuencia
considerar incluir las siguientes acciones en el programa:
necesaria para que las personas y las autoridades correspondientes
(a)participar en sistemas de notificación de excavaciones, en lugares
tengan acceso a la información actualizada sobre el sistema del
donde exista tal sistema. Los sistemas de notificación de excavaciones
operador, los esfuerzos de operación y mantenimiento y el programa
permiten a los excavadores enviar notificaciones a un único punto de
de gestión de integridad (como se describe en ASME 83 1.8S).
contacto, que a su vez envía los detalles de la excavación a los
PR de la API1 162proporciona orientación adicional.
propietarios/operadores de las instalaciones participantes.
(bJ identificar a las personas que normalmente realizan
excavaciones en el área en la que el operador tiene
instalaciones, incluido el público, y establecer
comunicaciones periódicas con estas partes de acuerdo
con artículo 850.9.
850.9. l Comunicaciones Externas.La siguiente
Se deben considerar los elementos para comunicarlos a las diversas partes
interesadas, como los propietarios de terrenos y los arrendatarios a lo
largo de los derechos de paso, los funcionarios públicos, los servicios de
emergencia locales y regionales, el público en general, los excavadores y
(C)recibir notificaciones de excavaciones planificadas,
los centros de atención telefónica:
proporcionar a los excavadores la ubicación de las instalaciones del
operador a través de marcas de campo temporales, establecer
83
ASME 831.8-2022
la presión máxima permitida de funcionamiento se
reducirá de acuerdo con los requisitos descritos en
paraca. 845 . 2 . 2 (c).
(a)nombre de la empresa operadora, ubicación e información
de contacto (contactos de rutina y de emergencia)
(b) información de ubicación general e instrucciones para
obtener información o mapas de ubicación más específicos
851.2 Patrulla de tuberías
(C)descripción de la instalación
(d) mercancía transportada
Cada empresa operadora deberá mantener un programa
(mi)peligros potenciales de una fuga de gas natural
periódico de patrullaje de la tubería para observar las condiciones de
(f) cómo reconocer, informar y responder a una fuga de gas
natural
la superficie en cada derecho de vía de la tubería y junto a ella,
indicaciones de fugas, actividad de construcción distinta a la realizada
(gramo)información sobre el programa de prevención de
daños del operador, incluidos los números de teléfono de
notificación de excavación, los requisitos del centro de
notificación de excavación y a quién contactar si hay algún daño
(h)información general sobre el programa de gestión de
por la empresa, peligros naturales y cualquier otro factor que afecte
ing la seguridad y el funcionamiento de la tubería l ine . Los
patrullajes se realizarán al menos una vez al año en las clases de
ubicación 1 y 2, al menos una vez al año.6meses en clase de ubicación
3,y al menos una vez cada3meses en la clase de ubicación 4. El clima,
integridad del operador y cómo obtener un resumen del
programa de gestión de integridad
(i) información sobre el programa de respuesta a
emergencias del operador
el terreno, el tamaño de la línea, las presiones operativas y otras
condiciones serán factores que determinarán la necesidad de un
patrullaje más frecuente. Las carreteras principales y los cruces de
vías férreas se inspeccionarán con mayor frecuencia y más
(j) enlace continuo con los equipos de respuesta a emergencias,
minuciosamente que los oleoductos en campo abierto.
incluidas las comisiones locales de planificación de emergencias, los
851.2.lMantenimiento de Cobertura en Cruces Viales y
comités de planificación regionales y de área, las oficinas jurisdiccionales
de planificación de emergencias, etc., para compartir información sobre
Zanjas de drenaje.La empresa operadora deberá determinar
las capacidades de cada parte para responder a emergencias en tuberías,
mediante inspecciones periódicas si la cobertura sobre la tubería en
información sobre instalaciones de tuberías , mapas y planes de respuesta
los cruces de caminos y zanjas de drenaje se ha reducido por debajo
a emergencias
de los requisitos del diseño original. Si la empresa operadora
determina que la cobertura normal provista en el momento de la
(k)diálogo con el público para transmitir las expectativas del
construcción de la tubería se ha reducido inaceptablemente debido a
operador sobre el público en cuanto a cómo pueden ayudar al
operador a mantener la integridad de la tubería
la remoción de tierra o al movimiento de la línea, la empresa
operadora deberá proporcionar protección adicional proporcionando
850 . 9 2Comunicaciones internas .Operando
la gerencia de la empresa y otro personal apropiado deben
comprender y apoyar los esfuerzos de operación y
mantenimiento, el programa de prevención de daños, el
programa de respuesta a emergencias y el programa de
gestión de integridad. Esto debe lograrse mediante el
desarrollo y la implementación de un aspecto de
comunicaciones internas del plan. El desarrollo y la revisión
periódica de las medidas de desempeño y los ajustes
resultantes al programa de gestión de la integridad también
deben ser parte del plan de comunicaciones internas.
barreras, alcantarillas, plataformas de concreto, revestimiento,
descenso de la línea u otros medios adecuados.
851 .2.2Mantenimiento de Cobertura en Campo Traviesa
terrenoSi la empresa operadora se entera, como resultado
del patrullaje, que la cobertura sobre la tubería en terreno a
campo traviesa no cumple con el diseño original, deberá
determinar si la cobertura se ha reducido a un nivel
inaceptable. Si el nivel es inaceptable, la empresa operadora
deberá proporcionar protección adicional reemplazando la
cubierta, bajando la línea u otros medios adecuados.
851 MANTENIMIENTO DE TUBERÍAS
851.3 Inspecciones de fugas
851.1 Vigilancia Periódica de Ductos
Cada empresa operadora de una línea de transmisión deberá
prever estudios periódicos de fugas de la línea en su plan de
operación y mantenimiento. Los tipos de estudios seleccionados
deberán ser efectivos para determinar si existe una fuga
potencialmente peligrosa. El alcance y la frecuencia de las
inspecciones de fugas se determinarán según la presión de
funcionamiento, la edad de la tubería, la Clase de ubicación y si
la línea de transmisión transporta gas sin olor.
Como medio para mantener la integridad de su sistema de
tuberías, cada empresa operadora deberá establecer e
implementar procedimientos para la vigilancia periódica de sus
instalaciones. Se iniciarán estudios y se tomarán las medidas
apropiadas cuando ocurran condiciones inusuales de operación
y mantenimiento, como fallas, historial de fugas, caída en la
eficiencia del flujo debido a la corrosión interna o cambios
sustanciales en los requisitos de protección catódica.
851.4 Procedimientos de Reparación de Tuberías de Acero
Cuando dichos estudios indiquen que la instalación se encuentra en
condiciones insatisfactorias, se iniciará un programa planificado para
abandonar, reemplazar o reacondicionar y probar. Si tal instalación no
La evaluación de los defectos de la tubería y los métodos de
reparación asociados se analizan enpárrs. 8 5 1 . 4 . 1a través de
puede ser reacondicionada o eliminada gradualmente, el
85 1 . 4 . 5. Puede encontrar orientación adicional en ASME
84
(22)
ASME 831.8-2022
PCC-2, Reparación de Equipos y Tuberías a Presión, y en los
siguientes documentos PRCI: Manual de Reparación de Tuberías
(versión original o actualizada), y Evaluación de Defectos de
Tuberías - Revisión y Comparación de Métodos Comúnmente
Usados. La información sobre estos documentos se encuentra
en Apéndice ObligatorioA
artículo 206). Las mangas envolventes completas no deben tener menos
de 4 pulgadas (100 mm) de ancho.
Si el defecto no es una fuga, las soldaduras de filete circunferenciales
son opcionales en ciertos casos como se describe en las siguientes
secciones depárrs. 85 1 .4. 1a través de85 1.4.5. Si se realizan soldaduras
de filete circunferenciales, las soldaduras longitudinales del manguito
Se prohíbe el uso de reparación con compuestos no metálicos
serán soldaduras a tope. Los procedimientos de soldadura para las
para reparar fugas en tuberías que operen a más de 100 psig (690
soldaduras de filete circunferenciales deberán ser adecuados para los
kPa). No se recomienda el uso de reparación compuesta no metálica
materiales y deberán considerar el potencial de agrietamiento debajo del
para reparar grietas o defectos de fabricación de tuberías en tuberías
cordón. No se requieren tiras de respaldo. Si no se realizan soldaduras de
a menos que un análisis o prueba de ingeniería confiable haya
filete circunferenciales, las soldaduras longitudinales pueden ser
demostrado la efectividad del dispositivo de reparación y el
soldaduras a tope o filetes a una barra lateral. Los bordes
procedimiento de instalación cuando se aplica a tales defectos.
circunferenciales, que habrían sido sellados si se hubiera realizado la
Los materiales o equipos de reparación para los cuales no se
hace referencia a estándares o especificaciones en este Código
solo se permitirán si califican de acuerdo conparaca. 81 1.2.4.
Dichas reparaciones se describirán en detalle en la
documentación que conserva la empresa operadora.
soldadura de filete, deben sellarse con un material de recubrimiento como
esmalte o masilla, para que el entorno del suelo se mantenga fuera del
área debajo de la camisa.
Antes de la instalación de un manguito, el cuerpo de la tubería debe
examinarse mediante métodos ultrasónicos para laminaciones donde las
Si en cualquier momento un defecto mencionado en los siguientes
soldaduras de filete del manguito se depositarán sobre el cuerpo de la tubería.
Se deben considerar las características de tenacidad y la
calidad de todas las soldaduras de costura al depositar
soldaduras a través de la costura en el curso de las reparaciones.
incisos deparaca. 8 5 1 . 4es evidente en una línea, se emplearán
medidas temporales de inmediato para proteger la propiedad y al
público. Si no es posible realizar reparaciones en el momento del
descubrimiento, se realizarán reparaciones permanentes tan pronto
851.4.1Definición de abolladuras perjudiciales y daños
como se describe en este documento. Se prohíbe el uso de un parche
mecánicos
soldado como método de reparación, excepto lo dispuesto enparaca.
(a)Las abolladuras son hendiduras de la tubería o distorsiones de la
8 5 1 .4.4(e). Siempre que una tubería permanezca presurizada
sección transversal circular de la tubería causadas por fuerzas externas.
mientras se la expone para investigar o reparar un posible defecto, la
(b) Las abolladuras simples son abolladuras que varían suavemente y
presión de operación deberá estar a un nivel que brinde seguridad
no contienen arrugas, daños mecánicos [como se describe en
durante las operaciones de excavación, investigación y/o reparación.
(C)] , corrosión, quemaduras por arco, circunferencia o soldaduras de costura.
(C)El daño mecánico es el daño a la superficie de la tubería
causado por fuerzas externas. El daño mecánico incluye
características tales como arrugas en la pared de la tubería,
muescas, raspaduras, metal manchado y pérdida de metal que
no se deba a la corrosión. El agrietamiento puede o no estar
presente junto con el daño mecánico. La abolladura de la tubería
puede o no ser evidente junto con el daño mecánico.
(a)Si hay suficiente información sobre el defecto para
determinar a través del análisis de ingeniería la presión a la cual
se pueden realizar con seguridad las operaciones de excavación,
investigación y/o reparación, la tubería se operará a esta presión
o por debajo de ella durante estas actividades.
(b) Si no hay suficiente información sobre el defecto para
determinar la presión a la cual se pueden realizar con seguridad
las operaciones de excavación, investigación y/o reparación, la
tubería deberá operarse a una presión no superior al 80% de la
presión de operación en el momento del descubrimiento. La
presión de operación deberá permanecer en o por debajo de
esta presión reducida durante estas actividades a menos que se
disponga de suficiente información para determinar una presión
diferente.
Las áreas corroídas sin fugas que deben repararse o
reemplazarse se definen enparaca. 860 . 2 (un). Las costuras de
soldadura longitudinales se identifican comúnmente mediante
examen visual, grabadores o examen ultrasónico.
(d) Las abolladuras simples se definen como dañinas si exceden una
profundidad del 6% del diámetro nominal de la tubería. Luego de un
análisis más profundo, las abolladuras simples de cualquier profundidad
son aceptables y no se consideran dañinas siempre que los niveles de
tensión asociados con la deformación no excedan el siguientes límites de
deformación:
(1)la mitad del alargamiento mínimo especificado para un
prueba de correa de tracción de acuerdo con la especificación de
fabricación del producto de tubería o la especificación de compra de
tubería
(2)40% del alargamiento promedio de la tubería manu
Un manguito partido soldado de envolvente completa con extremos
Informes de prueba de molinos de fabricación
soldados debe tener una presión de diseño al menos igual a la requerida
(3)donde los informes de prueba del molino de tubería no están disponibles
y la especificación de la tubería no se conoce con certeza, un
nivel máximo de deformación del 6%
para la presión operativa máxima permitida de la tubería que se está
reparando [verparaca. 841 . 1 . yo (un)] . Si las condiciones requieren que el
Los niveles de deformación se pueden calcular de acuerdo con
manguito soporte las tensiones longitudinales completas, los detalles de
Apéndice R no obligatoriou otra metodología de ingeniería. Al
diseño y fabricación deben garantizar que se cumplan los criterios de
diseño de la tubería teniendo en cuenta las soldaduras de filete
evaluar la profundidad de las abolladuras simples, la necesidad de
circunferenciales (ver ASME PCC-2,
que el segmento pueda pasar con seguridad una inspección interna
85
ASME 831.8-2022
o dispositivo de limpieza también debe ser considerado. Cualquier
manguito de acero de envolvente completa con extremos abiertos o con
abolladura que no sea aceptable para este propósito debe eliminarse
extremos soldados a la tubería.
(2)Daños mecánicos externos y todas las abolladuras.
antes de pasar estos dispositivos a través del segmento, incluso si la
abolladura no es dañina.
que afectan las soldaduras circunferenciales de acetileno o las soldaduras
(mi)Todo daño mecánico externo con o sin hendiduras
visibles concurrentes de la tubería se considera
perjudicial.
de costura que se sabe que exhiben características de fractura frágil
pueden repararse con una camisa de acero de envolvente completa con
extremos soldados a la tubería.
(3)Daños mecánicos externos, incluidas grietas,
(f) Las abolladuras que contienen corrosión son dañinas si
la corrosión excede lo permitido porparaca. 8 6 0 . 2 (un), o si
superan una profundidad del 6% del diámetro nominal de la
tubería.
puede repararse esmerilando el daño, siempre que cualquier
muesca asociada de la tubería no exceda una profundidad del
4% del diámetro nominal de la tubería. Se permite el esmerilado
hasta una profundidad del 10 % de la pared nominal de la
tubería sin límite de longitud. El esmerilado producirá un
contorno suave en la pared de la tubería. El espesor restante de
la pared se verificará mediante un examen ultrasónico. Después
del esmerilado, la superficie se examinará en busca de grietas
utilizando un método de examen de superficie no destructivo
capaz de detectar grietas, y la superficie se examinará con un
grabador adecuado segúnparaca.
Si moler
(gramo)Las abolladuras que contienen grietas por corrosión bajo tensión u
otras grietas son perjudiciales.
(h)Las abolladuras que afectan la circunferencia dúctil o las
soldaduras de costura son dañinas si superan una profundidad del 2
% del diámetro nominal de la tubería, excepto aquellas evaluadas y
determinadas como seguras mediante un análisis de ingeniería que
considera la calidad de la soldadura, los exámenes no destructivos y
la operación de la tubería. aceptable siempre que los niveles de
dentro de los límites de profundidad y longitud no logra
eliminar completamente el daño, el daño debe eliminarse o
repararse de acuerdo con(2).
deformación asociados con la deformación no superen el 4 %. Es
responsabilidad del operador establecer el nivel de calidad de la
soldadura.
(-a) Para tuberías que operan al 30 % o más de SMYS, se
permite el esmerilado a una profundidad superior al 10 % hasta
un máximo del 40 % del espesor nominal de la pared de la
tubería, con la remoción de metal limitada a una longitud dada
por la siguiente ecuación :
(i) Las abolladuras de cualquier profundidad que afecten las soldaduras no dúctiles, tales
como las soldaduras circunferenciales de acetileno o las soldaduras de costura que son
propensas a la fractura por fragilidad, son perjudiciales.
(j) La altura permisible de las ondulaciones leves en la tubería de acero
al carbono formada durante el proceso de doblado en frío se puede
determinar a partir deFigura 85 1.4. 1 - 1, donde d es la profundidad
máxima o dimensión de cresta a valle de la ondulación yD es el diámetro
exterior especificado de la tubería. Las ondulaciones en la tubería de acero
L
al carbono son aceptables si la altura del aire está por debajo de la línea
=
l.la/tyo
-
que se muestra. Se puede demostrar que las ondas con alturas por encima
de la línea son aceptables mediante un análisis más riguroso.
(22)
(Dt)[( a/t )2 - ])l/2
0. 1 1
dónde
851.4.2Reparaciones de campo permanentes de abolladuras
dañinas y daños mecánicos
(a) Las abolladuras dañinas y los daños mecánicos se eliminarán o
repararán mediante uno de los métodos que se indican a
a
profundidad máxima medida del área del suelo, pulg.
D
L
diámetro exterior nominal de la tubería, pulg. (mm)
extensión longitudinal máxima permitida del área
del suelo, pulg. (mm)
(mm)
t=espesor de pared nominal de la tubería, pulg. (mm)
continuación, o se reducirá la presión de funcionamiento. La presión
reducida no deberá exceder el 80% de la presión operativa
(-b) Para tuberías que operan por debajo del 30 % de SMYS, se
experimentada por la característica dañina en el momento del
permite el esmerilado a longitudes y profundidades que cumplan con los
descubrimiento. La reducción de presión no constituye una
criterios de aceptación de ASME B3 1G.
reparación permanente.
(4)Las abolladuras que contienen agrietamiento por corrosión bajo tensión pueden
(b) La eliminación de abolladuras dañinas o daños mecánicos
se realizará poniendo la tubería fuera de servicio y cortando un
trozo cilíndrico de tubería y reemplazándolo con tubería de igual
o mayor presión de diseño, o eliminando el defecto mediante
perforación en caliente, siempre que se elimina todo el defecto.
ser reparado esmerilando las grietas a una longitud y profundidad
permitidas enparaca. 860 . 2 (un)para la corrosión de iones en tubería
simple. El espesor de la pared se comprobará mediante un examen
ultrasónico. Después del esmerilado, la superficie se examinará en
busca de grietas utilizando un método de examen de superficie no
destructivo capaz de detectar grietas y la superficie se examinará con
(C)Las reparaciones de abolladuras dañinas o daños mecánicos se
un grabador adecuado segúnparaca. 841.2.4(s). Si el esmerilado
realizarán como se describe a continuación.
dentro de los límites de profundidad y longitud no logra eliminar
(1)Abolladuras simples, abolladuras que contienen corrosión, abolladuras
completamente el daño, el daño debe eliminarse o repararse de
que contengan grietas por corrosión bajo tensión y las abolladuras que afecten a
acuerdo con(1).
las soldaduras o costuras circunferenciales dúctiles pueden repararse con un
86
ASME 831.8-2022
Cifra851.4.1-1
Alturas de ondulación permitidas
Estrés circunferencial en MAOP, MPa
�
�
a;"
'Alabama
mi
0.030
=
3%
0
50
1 00
1 50
200
250
300
350
400
0.025 =2,5%
"'
0
q)
C.
0.020
=
2%
Tuberías de gas
a:
-;: :,
£
cl
· a;
0.0 1 5 =15%
I
q)
C.
C.
0.0 1 0=1 %
�
..Q
"'
� 0.005 =0,5%
.2
<yo:
0
0
1 0,000
30,000
20,000
40.000
50,000
60.000
Estrés circunferencial en MAOP, psi
NOTA GENERAL: Fuente: "Desarrollo de criterios de aceptación para ondulaciones leves en curvas de campo de tuberías" documento 1PC02-27124 de la Conferencia
Internacional de Tuberías de 2002. Copyright©2002 por la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos.
(d)Si se repara una abolladura o un daño mecánico con un
(b) Soldaduras defectuosas mencionadas en(a), que no puede ser
manguito que no está diseñado para soportar la máxima presión
reparado bajo(a)y cuando no sea factible eliminar el defecto de la
operativa permitida en la línea, primero se debe rellenar la
tubería mediante el reemplazo, puede repararse mediante la
abolladura con un relleno incompresible. Si el manguito está
instalación de un manguito partido soldado de circunferencia
diseñado para soportar la máxima presión de operación permitida,
completa utilizando soldaduras de filete circunferenciales.
(C)Si se encuentra un defecto de fabricación en una costura
se recomienda pero no se requiere el relleno incompresible.
soldada por arco sumergido doble o costura soldada de alta
(mi)Las reparaciones con revestimiento compuesto no metálico no son
aceptables para la reparación de abolladuras perjudiciales o daños mecánicos, a
frecuencia (HFW), se debe instalar un manguito dividido soldado de
menos que se demuestre mediante pruebas y análisis de ingeniería confiables.
envolvente completa.
(d}Si se descubre un defecto de fabricación en una costura de
(F) Todas las reparaciones bajo(a)a través de(mi)deberá pasar
soldadura de baja frecuencia (LFW) o cualquier costura que tenga un factor
exámenes y pruebas no destructivas según lo dispuesto enparaca.
de calidad de unión de soldadura longitudinal,mimenos que1 . 0en Mesa
851 . 5.
841.1.7- 1,o si se encuentra agrietamiento por tensión de hidrógeno en
cualquier zona de soldadura, se debe instalar un manguito dividido
851.4.3Reparación permanente en campo de soldaduras que tengan
soldado de envolvente completa diseñado para soportar la presión
defectos perjudiciales
operativa máxima permitida.
(miJ Las áreas corroídas pueden repararse rellenándolas con
metal de soldadura depositado utilizando un proceso de
soldadura de bajo hidrógeno. Las reparaciones se realizarán de
acuerdo con un procedimiento de mantenimiento escrito, el cual,
cuando se siga, restaurará permanentemente el espesor de
pared requerido y las propiedades mecánicas de la tubería. Los
procedimientos de soldadura y los soldadores deben estar
calificados bajoparaca. Los procedimientos deberán proporcionar suficiente
(a)Todas las soldaduras a tope circunferenciales que tengan
defectos inaceptables (según AP! Std.1 1 04)serán reparados de
acuerdo con los requisitos de sección827,siempre que la tubería
pueda ser puesta fuera de servicio. Las reparaciones en las
soldaduras se pueden hacer mientras la tubería está en servicio,
siempre que la soldadura no tenga fugas, la presión en la tubería
se haya reducido a una presión que no produzca una tensión
circular superior a20%del rendimiento mínimo especificado de la
tubería, y se puede limitar el esmerilado del área defectuosa
para que quede al menos%en. (3.2mm) de espesor en la
soldadura del tubo.
dirección adecuada para evitar el quemado y minimizar el riesgo de
agrietamiento por hidrógeno en las tuberías en servicio. Para obtener
información básica sobre el desarrollo de una deposición de soldadura
87
COMO YO831.8-2022
Mesa851.4.4-1
Espesor de la pared para la ocurrencia improbable de quemado
Velocidad del gas, pies/seg (m/s)
0
psia (kPa)
15 (100)
10 (3,0)
5 (1.5)
20 (6,1)
8,13 mm (0,320 pulg.)
500 (3450)
7,62 mm (0,300 pulg.)
6,86 mm (0,270 pulg.)
6,10 mm (0,240 pulg.)
5,21 mm (0,205 pulg.)
900 (6200)
7,1 1 mm (0,280 pulg.)
5,97 mm (0,235 pulg.)
4,83 mm (0,190 pulg.)
3,81 mm (0,150 pulg.)
procedimiento de reparación, ¡consulte el PRC! Documento del catálogo
851.4.5Reparación permanente en campo de agrietamiento por tensión de
L51782, Directrices para la reparación de depósitos de soldadura en
hidrógeno en puntos duros y agrietamiento por corrosión bajo tensión
tuberías; más información sobre esta norma se encuentra enApéndice
Obligatorio
(a)Si es factible, la tubería debe ser puesta fuera de servicio y
reparada cortando una pieza cilíndrica de tubería y
reemplazándola con tubería de igual o mayor presión de diseño.
Este método de reparación no debe intentarse en
tuberías que se cree que son susceptibles a fallas por fragilidad.
(F)
Todas las reparaciones realizadas bajo(a)a través de(mi)serán
(b) Si no es factible poner la tubería fuera de servicio, las
probados e inspeccionados como se establece enparaca. 851 . 5.
reparaciones se realizarán mediante la instalación de un manguito
dividido soldado de envolvente completa. En el caso de agrietamiento
851 . 4 . 4Reparación permanente en campo de fugas y
por corrosión bajo tensión, las soldaduras de filete son opcionales. Si
áreas corroídas sin fugas
se realizan soldaduras de filete, la presurización del manguito es
(a)Si es factible, la tubería debe ser puesta fuera de servicio y
opcional. Lo mismo se aplica al agrietamiento por tensión de
reparada cortando una pieza cilíndrica de tubería y
hidrógeno en puntos duros, excepto que un punto duro plano debe
reemplazándola con tubería de igual o mayor presión de diseño.
protegerse con un relleno endurecible o por presurización de un
(b) Si no es factible poner la tubería fuera de servicio, las
manguito soldado con filete. El agrietamiento por corrosión bajo
reparaciones deben hacerse mediante la instalación de un manguito
tensión también puede ser reparado porpárr. 85 1.4.2 (c) (4), que
partido soldado de envolvente completa, a menos que la corrosión se
describe las reparaciones de fisuras por corrosión bajo tensión en
repare con metal de soldadura depositado de acuerdo con(mi)o a
abolladuras.
menos que se elija un parche de acuerdo con(F). Si la corrosión sin
(C)Todas las reparaciones realizadas bajo(a)y(b)serán probados e
fugas se repara con un manguito dividido soldado de envolvente
inspeccionados como se establece enparaca. 851 . 5.
completa, las soldaduras de filete circunferenciales son opcionales.
(C)Si la fuga se debe a una fosa de corrosión, la reparación se puede realizar
851.5 Reparaciones de Pruebas a Tuberías o Redes Principales de Acero
mediante la instalación de una abrazadera de fuga empernada diseñada
851.5.lPrueba de secciones de tubería de repuesto.Cuando un
correctamente.
La reparación programada de una tubería o tubería principal se realiza
(d) Una fuga pequeña se puede reparar soldando un niple
sobre ella para ventilar el gas mientras se suelda y luego
instalando un accesorio apropiado en el niple.
(mi)Las áreas pequeñas corroídas pueden repararse
rellenándolas con metal de soldadura depositado por electrodos
de bajo hidrógeno. Cuanto mayor sea la presión y mayor sea el
caudal, menor será la posibilidad de que se queme. A las 20Vy
100 A, es improbable que se queme cuando existen los
espesores de pared reales, como se muestra enMesa
cortando la parte dañada de la tubería como un cilindro y reemplazándola
con otra sección de tubería, la sección de reemplazo de la tubería debe
someterse a una prueba de presión. La sección de reemplazo de la tubería
se probará a la presión requerida para una nueva tubería o tubería
principal instalada en la misma ubicación. Las pruebas se pueden hacer en
la tubería antes de la instalación, siempre que las pruebas no destructivas
cumplan con los requisitos desección 826se realizan en todas las
soldaduras a tope circunferenciales de campo después de la instalación. Si
el reemplazo se realiza en condiciones de incendio controlado (gas en la
Este método de reparación no debe intentarse en tuberías
que se cree que son susceptibles a fracturas por fragilidad.
tubería), se pueden usar manguitos divididos soldados de tipo B que
contienen presión de circunferencia completa (consulte ASME PCC-2) para
(F) Las áreas corroídas con fugas o sin fugas en tuberías con un
unir las secciones de tubería en lugar de soldaduras a tope. Todas las
límite elástico mínimo especificado de no más de 40 000 psi (276
soldaduras de manguito deben radiografiarse. (Verparaca. 85 1.5.2.)
MPa) pueden repararse usando un parche de placa de acero con
esquinas redondeadas y con dimensiones que no excedan la mitad
de la circunferencia del filete de tubería soldada sobre el zona picada.
851.5.2Pruebas no destructivas de reparaciones, ranuras,
ranuras, abolladuras y soldaduras.Si se reparan los defectos.
El diseño de la placa de reparación y los detalles de fabricación
por soldadura de acuerdo con las disposiciones de
paraca. 8 5 1 . 4y cualquiera de sus incisos, la soldadura
se examinará de acuerdo consección 826.
garantizarán que se cumplan los criterios de diseño de la tubería.
Este método de reparación no debe intentarse en tuberías que se
cree que son susceptibles al agrietamiento por hidrógeno/fractura
frágil.
(g) Todas las reparaciones realizadas bajo(a)a través de(F)serán
probados e inspeccionados como se establece enparaca. 85 1 . 5.
88
ASME 831.8-2022
851.5.3Pruebas de fugas de reparaciones de fugas.Además de
los requisitos depárrs.851 . 5 . 1y85 1 . 5 . 2,las reparaciones
hechas a las fugas deben someterse a prueba de fugas. La
prueba de fugas se debe realizar de acuerdo conApéndice M no
obligatorio,M-3 (e),M-3 (h), oM-3 (g). La presión de la prueba de
fugas deberá ser igual o superior a la presión operativa máxima
disponible cuando la reparación vuelva a ponerse en servicio.
851.9 Desmantelamiento de Instalaciones de Transmisión
Los operadores que planifiquen la clausura (desconexión
temporal) de las instalaciones de transmisión deberán
desarrollar procedimientos para la clausura del servicio de las
instalaciones. Los procedimientos incluirán lo siguiente:
(a)Las instalaciones que se desmantelarán deben estar aisladas y
selladas de todas las fuentes y suministros de gas, como otras
tuberías, tuberías principales, tuberías cruzadas, estaciones de
851.6 Registros de fugas en tuberías
medición, líneas de control y otros accesorios.
Se realizarán registros que abarquen todas las fugas descubiertas y las
(b} Las instalaciones de purga se pondrán en servicio con un material
reparaciones realizadas. Todas las roturas de tuberías deberán ser
inerte y sellarán los extremos de manera eficaz. Para las instalaciones en
reportadas en detalle. Estos registros, junto con los registros de inspección
las que no sea necesaria la purga y en las que exista la necesidad de
de fugas, registros de patrullaje de línea y otros registros relacionados con
restablecer el servicio, puede quedar una pequeña cantidad de gas en la
inspecciones de rutina o inusuales, se mantendrán en el archivo de la
instalación, siempre que la cantidad de gas presente no presenta ningún
empresa operadora, siempre que la sección de línea permanezca en
peligro potencial y no contiene contaminantes corrosivos que excedan los
servicio.
estándares de calidad de las tuberías, como agua, dióxido de carbono y
sulfuros.
851.7 Marcadores de tuberías
(C)Una vez clausuradas las instalaciones, se seguirán
aplicando los procedimientos de mantenimiento como si la
instalación siguiera en servicio.
(a)Se instalarán letreros o marcadores donde se
considere necesario para indicar la presencia de una
tubería en los cruces de caminos, carreteras, vías férreas
y arroyos. Se instalarán letreros y marcadores
adicionales a lo largo del resto de la tubería en lugares
donde haya probabilidad de daño o interferencia.
(d) La protección catódica deberá mantenerse con las inspecciones
periódicas y mantenimiento de registros para continuar como si la
instalación todavía estuviera en servicio.
(mi)Para estaciones donde permanece gas de cobertura, el
sistema de Parada de Emergencia (ESD) permanecerá en servicio. Es
(b) Los letreros o marcadores y el derecho de paso circundante se
posible que se requiera alguna modificación al sistema ESD para
mantendrán de modo que los marcadores puedan leerse fácilmente y no
permitir una ESD de baja presión. Los detectores de incendios y gases
queden ocultos.
peligrosos deben permanecer en servicio para soplar las unidades y
(C)Los letreros o marcadores deberán incluir las palabras
las tuberías, si es necesario.
"Gasoducto (o nombre del gas transportado)", el nombre de
la empresa operadora y el número de teléfono (incluido el
código de área) donde se puede contactar a la empresa
operadora.
851.10 Puesta en servicio de instalaciones de
transmisión
Los operadores que planeen volver a poner en servicio (reactivar) las
851.8 Abandono de Instalaciones de Transmisión
instalaciones de transmisión retiradas temporalmente del servicio deberán
desarrollar procedimientos escritos para volver a poner en servicio las
Cada empresa operadora deberá tener un plan en sus
procedimientos de operación y mantenimiento para el abandono
de las instalaciones de transmisión. El plan incluirá las siguientes
disposiciones:
instalaciones. Los procedimientos incluirán lo siguiente:
(a)Antes de volver a poner en servicio una instalación, se revisarán
todos los registros de protección catódica y de mantenimiento para
garantizar que la condición y la integridad de la instalación se hayan
(a)Las instalaciones que se van a abandonar deben desconectarse
mantenido durante el período de desmantelamiento.
de todas las fuentes y suministros de gas, como otras tuberías,
(b) Las instalaciones que se van a volver a poner en servicio que han
tuberías principales, tuberías cruzadas, estaciones de medición,
estado fuera de servicio durante un período prolongado de tiempo se
líneas de control y otros accesorios.
volverán a presionar de forma incremental.
(b) Las instalaciones a ser abandonadas en el lugar deberán ser
(C)Se realizará un estudio de fugas después de que la instalación se
purgadas de gas con un material inerte y los extremos deberán ser
sellados, excepto que
haya vuelto a poner en servicio. Cualquier defecto o fuga que se descubra
(C)Una vez tomadas las precauciones para determinar que
no queden hidrocarburos líquidos en las instalaciones a
abandonar, dichas instalaciones podrán ser purgadas con
aire. Si las instalaciones se purgan con aire, se deben tomar
precauciones para determinar que no haya una mezcla
ombustible después de la purga. [Verparaca.841.2.7(mi).]
se reparará antes de que la instalación vuelva a estar en pleno
funcionamiento.
851.11 Reposicionamiento de una tubería en servicio
Al reposicionar una tubería en servicio, lo siguiente son
algunos de los factores que se deben considerar:
(a)desviación
(b) diámetro, espesor de pared y grado de tubería
(C)presión de la tubería
(d} tipo de soldaduras circunferenciales
89
ASME 831.8-2022
851.12.2 Período de retención de presión
(mi)historial de prueba y funcionamiento
f) presencia de defectos
(a)La presión de la prueba de resistencia se mantendrá durante un
(gramo)curvatura existente
período de tiempo mínimo de1/2hr, excepto aquellas líneas con
(h)enfermedad de buzo
conocidosegundo,que deben someterse a prueba de presión de
(i)válvulas y accesorios
j) terreno y condiciones del suelo
acuerdo con(b).
(b)La prueba de presión para SCC se llevará a cabo el tiempo suficiente para que la
(k)consideraciones de seguridad del personal
presión de prueba se estabilice, en la mayoría de los casos1/2hora o menos.
(I) esfuerzos adicionales causados por el reposicionamiento de la
(C)La presión de la prueba de fugas debe mantenerse durante el tiempo
tubería
que sea necesario para detectar y localizar o evaluar cualquier fuga de los
medios de prueba. Se pueden emplear métodos de prueba de fugas
851.12 Pruebas de presión para evaluación de integridad de
adicionales si la detección de fugas de los medios de prueba no es práctica
tuberías en servicio
debido a fugas muy pequeñas, como las que se pueden experimentar
La integridad de una tubería en servicio puede determinarse
después de la prueba desegundo.
mediante pruebas de presión para determinar la resistencia y las
851 . 12.3 Intervalo de tiempo entre pruebas.El tiempo
El intervalo entre las pruebas de presión, o la realización de
la prueba de presión inicial si la tubería no se probó después
de la construcción, debe basarse en una evaluación crítica de
ingeniería para evitar que los defectos crezcan hasta
tamaños críticos. Esa evaluación crítica de ingeniería debe
incluir la consideración de los siguientes factores:
fugas. La comparación de las nuevas presiones de prueba con las
presiones de prueba anteriores mostrará que la integridad de la
tubería no se ha reducido si las nuevas presiones de prueba son
iguales o mayores que las presiones de prueba anteriores. Si no hubo
una prueba de resistencia anterior con la cual comparar la prueba
actual, se puede establecer un margen de seguridad mínimo
especificado. Sin embargo, una prueba de resistencia no indicará un
(a) Riesgo para el público.La primera consideración en una prueba o
deterioro continuo de la tubería que no haya progresado hasta el
repetición de la prueba debe ser la exposición que el público podría tener
punto en que los defectos fallen durante la prueba de resistencia.
a una falla de una tubería determinada.
Referirse a Apéndice N no obligatoriopara las pautas de prueba
(bJ Nivel de estrés de la prueba anterior.Las pruebas muestran que cuanto
hidrostática.
mayor sea el nivel de tensión de la prueba de resistencia, menor será el
851.12.l Niveles de prueba de presión.Al establecer la prueba
defecto restante. Los defectos restantes más pequeños darán como
presiones para una sección de prueba, la presión máxima de
prueba debe ser determinada por el operador para evitar daños
a la tubería y sus componentes. Se debe considerar el efecto de
las diferencias de elevación de la sección de prueba en la presión
de prueba. Siempre que la presión de prueba cause una tensión
circunferencial superior a100%del SMYS, consulte Apéndice N no
obligatorio, sección N-5para obtener orientación sobre el
seguimiento del rendimiento. La presión de prueba mínima
debe ser la requerida por(a)a través de(C).
resultado un tiempo más largo antes de que se espere que el defecto
crezca hasta un tamaño crítico, si no se mitiga. Esto significa que aumentar
la relación entre la presión de prueba y la presión de funcionamiento
puede aumentar potencialmente el intervalo de repetición de la prueba.
(c) Tasa de crecimiento de la corrosión.La tasa de crecimiento de
la corrosión en una tubería dada depende de la agresividad del
ambiente corrosivo y la efectividad de las medidas de control de
la corrosión.
(d) Mantenimiento.El deterioro de la tubería también depende
del momento y la efectividad de las acciones para corregir
condiciones tales como deficiencias en el control de la corrosión,
daños por fuerzas externas y condiciones de operación que
aumentan el potencial de corrosión. La efectividad de los
programas para prevenir daños por excavación afecta el
mantenimiento de las tuberías.
(e) Otros métodos de inspección.La inspección en línea, los
estudios eléctricos externos del estado del revestimiento y los
niveles de protección catódica, la inspección directa de la
tubería, el control de la corrosión interna, el control de la calidad
del gas y el control para detectar intrusiones son métodos que
se pueden utilizar para predecir o confirmar la presencia de
defectos que puedan reducir la integridad de la tubería.
(a)Para determinar la integridad de una tubería en servicio mediante
pruebas de resistencia, la tubería debe someterse a una prueba de
resistencia a una presión que cause una tensión circunferencial de al
menos90%del SMYS en el segmento con el diseño más bajo o la presión
nominal en la sección probada, excepto lo dispuesto en(b)o
(C).
(b)Para las tuberías en las que se ha identificado el agrietamiento
por corrosión bajo tensión (SCC), los defectos pueden mitigarse
mediante pruebas de presión a una presión que creará una tensión
circunferencial de al menos100%del SMYS en el punto más alto de
elevación.
(C)Para aquellas tuberías en servicio para las cuales el
porcentaje de tensión circunferencial del SMYS no se puede
determinar con precisión o aquellas tuberías que operan a
niveles de tensión circunferencial más bajos que la presión
máxima de diseño, la presión de prueba de resistencia mínima
debe ser1 . 10veces la MAOP.
(d)Después del período de prueba de resistencia, se debe
realizar una prueba de fugas. La presión de prueba de fugas
debe ser al menos1 . 10veces la MAOP de la tubería.
851.13 Despresurización
API Std 5 2 1 se puede utilizar como guía para despresurizar una
tubería.
90
(22)
ASME 831.8-2022
852 MANTENIMIENTO DE TUBERÍAS DE DISTRIBUCIÓN
bocas de acceso de servicios públicos, en las grietas del pavimento y
852.1 Patrullaje
encontrar fugas de gas.
las aceras, y en otros lugares que brinden oportunidades para
(b) El sistema de distribución subterránea fuera de las áreas
cubiertas por(a)deben ser encuestados con la frecuencia que la
experiencia indique necesaria, pero no menos de una vez cada5
año
Las tuberías principales de distribución deben patrullarse
en las áreas donde sea necesario para observar los factores
que pueden afectar la operación segura. El patrullaje se
considerará en áreas de actividad de construcción, deterioro
físico de tuberías y soportes expuestos, o cualquier causa
natural, que pueda resultar en daños a la tubería. La
frecuencia del patrullaje estará determinada por la severidad
de las condiciones que podrían causar fallas o fugas y los
subsiguientes peligros para la seguridad pública.
852.3 Investigación y acción de fugas
852.3.lClasificación y reparación de fugas.Fugas
localizados por reconocimientos y/o investigaciones deben ser
evaluados, clasificados y controlados de acuerdo con los criterios
establecidos enApéndice no obligatorioMETRO,sección M-5.
852.2 Inspecciones de fugas
Antes de realizar cualquier acción de reparación, se deben
Cada empresa operadora que tenga un sistema de distribución de
identificar las fugas, pero solo después de que se haya establecido
gas deberá establecer en su plan de operación y mantenimiento una
que no existe un peligro inmediato o que se ha controlado mediante
previsión para realizar inspecciones periódicas de fugas en el
acciones de emergencia tales como evacuación, bloqueo de un área,
sistema.
desvío del tráfico, eliminación de fuentes de ignición, ventilación.
852 .2. yoTipos de Encuestas.Los tipos de estudios
seleccionados deberán ser efectivos para determinar si existe
una fuga potencialmente peligrosa. Los siguientes son algunos
procedimientos que pueden emplearse:
lating, o detener el flujo de gas. Las líneas guía de localización
provistas enApéndice no obligatorioMETRO,secciónM-6 debe ser
seguido.
852.3.2Investigación de informes desde el exterior
(a) estudios de detección de gas en la superficie
Fuentes.Cualquier notificación de una fuente externa (como la policía
(b)Inspección de detectores de gas del subsuelo (incluidas las inspecciones de
o el departamento de bomberos, otra empresa de servicios públicos,
orificios de barras)
contratista, cliente o público en general) que informe sobre una fuga,
(C)encuestas de vegetación
explosión o incendio, que pueda involucrar tuberías de gas u otras
(d)pruebas de caída de presión
instalaciones de gas, deberá investigarse de inmediato. Si la
(mi)pruebas de fuga de burbujas
investigación revela una fuga, la fuga debe clasificarse y se deben
(f) pruebas de fugas ultrasónicas
tomar medidas de acuerdo con los criterios de Apéndice no
Una descripción detallada de las diversas encuestas y
procedimientos de detección de fugas se muestra enApéndice
no obligatorioMETRO.
obligatorioMETRO,secciónM-5.
852.3.3Olor o Indicaciones de Fuentes Extranjeras.
Cuando se descubra que las indicaciones de fugas
potencialmente peligrosas (como vapores de gasolina o gas
natural, de alcantarillado o de pantano) se originan en una
fuente o instalación extranjera o en tuberías propiedad del
cliente, se deben informar al operador de la instalación y,
cuando corresponda, al departamento de policía, departamento
de bomberos u otra agencia gubernamental. Cuando la tubería
de la empresa está conectada a una instalación extranjera (como
la tubería del cliente), se deben tomar las medidas necesarias,
como desconectar o cortar el flujo de gas a la instalación, para
eliminar el peligro potencial.
852 . 2 . 2Frecuencia de las encuestas.La medida y
La frecuencia de los estudios de fugas se determinará según
el carácter del área de servicio general, las concentraciones
de los edificios, la antigüedad de las tuberías, el estado del
sistema, la presión de funcionamiento y cualquier otra
condición conocida (como fallas en la superficie,
hundimientos, inundaciones o aumento de la presión de
funcionamiento) que tiene un potencial significativo para
iniciar una fuga o hacer que el gas de la fuga migre a un área
donde podría resultar en una condición peligrosa. Se deben
considerar estudios especiales de una sola vez después de la
exposición del sistema de distribución de gas a tensiones
inusuales (como las que resultan de terremotos o
explosiones). Las frecuencias de los estudios de fugas se
basarán en la experiencia operativa, el buen juicio y el
conocimiento del sistema. Una vez establecidas, las
frecuencias se revisarán periódicamente para afirmar que
siguen siendo adecuadas.
852.3.4Inspecciones de Seguimiento.Mientras la excavación esté
abierta, la idoneidad de las reparaciones de fugas se verificará
mediante el uso de métodos aceptables. El perímetro del área de la
fuga se verificará con un detector de gas. En el caso de un Grado 1
reparación de fugas como se define enApéndice no obligatorioMETRO
, donde haya gas residual en el suelo, se debe realizar una inspección
de seguimiento tan pronto como sea posible después de permitir que
(a) Los sistemas de distribución en un distrito comercial
principal deben inspeccionarse al menos una vez al año. Dichos
estudios se realizarán utilizando un detector de gas e incluirán
pruebas de la atmósfera que indicarán la presencia de gas en
el suelo se ventile a la atmósfera y se estabilice, pero en ningún caso
después de1mes siguiente a la reparación. En el caso de otras
reparaciones de fugas, la necesidad de una inspección de
seguimiento debe ser determinada por personal calificado.
91
ASME 831.8-2022
852.4
852 .4.3Requisitos de prueba para la reinstalación de
instalaciones abandonadas y temporalmente desconectadas
Requisitos para el Abandono, Desconexión y
Reinstalación de Instalaciones de Distribución
Líneas de servicio.Las instalaciones previamente abandonadas se
probarán de la misma manera que las nuevas instalaciones antes de
852.4.lAbandono de Instalaciones de Distribución.Cada
ser rehabilitadas.
la empresa operadora deberá tener un plan para abandonar las
Las líneas de servicio previamente abandonadas se probarán de la
instalaciones inactivas, tales como líneas de servicio, líneas
misma manera que las líneas de servicio nuevas antes de ser rehabilitadas.
principales, líneas de control, equipos y accesorios para los cuales no
hay un uso planificado.
Las líneas de servicio desconectadas temporalmente debido a renovaciones
El plan también incluirá las siguientes disposiciones:
principales u otros trabajos planificados deben probarse desde el punto de
(a)Si las instalaciones se abandonan en el lugar, se
desconectarán físicamente del sistema de tuberías. Los
extremos abiertos de todas las instalaciones abandonadas
deberán taparse, taponarse o sellarse efectivamente de otra
manera. Se considerará la necesidad de purgar la instalación
abandonada para evitar el desarrollo de un peligro potencial
de combustión y se tomarán las medidas apropiadas. El
abandono no se completará hasta que se haya determinado
que el volumen de gas o hidrocarburos líquidos contenidos
dentro de la sección abandonada no representa un peligro
potencial. Se puede usar aire o gas inerte para la purga, o la
instalación se puede llenar con agua u otro material inerte.
[Verparaca. 841 . 2 . ? (mi). ] Si se usa aire para la purga, la
empresa operadora deberá determinar que no haya una
mezcla combustible presente después de la purga. Se
considerarán los efectos que el abandono pueda tener sobre
un sistema de protección catódica activo y se tomarán las
medidas apropiadas.
desconexión hasta la válvula de la línea de servicio de la misma manera que las
líneas de servicio nuevas antes de volver a conectarlas, excepto
(a)cuando se toman medidas para mantener un servicio continuo, como
por ejemplo mediante la instalación de un desvío, no es necesario probar
ninguna parte de la línea de servicio original utilizada para mantener el
servicio continuo; o
(b) cuando la línea de servicio ha sido diseñada,
instalada, probada y mantenida de acuerdo con los
requisitos de este Código
852.5 Mantenimiento de Tuberías de Plástico
852 .5.lExprimido y reapertura de tubería o tubería
termoplástica para control de presión
(a)Antes de que la tubería o tubería termoplástica se
exprima y se vuelva a abrir, se requiere que se realicen
investigaciones y pruebas para determinar que el tipo,
grado, diámetro exterior especificado y espesor de pared
mínimo especificado de tubería o tubería del mismo
fabricante pueden ser exprimido y reabierto sin causar
fallas bajo las condiciones que prevalecerán en el
momento del exprimido y reapertura.
(b) En los casos en que se abandonen una línea principal y las
líneas de servicio conectadas a ella, en lo que respecta a las líneas de
servicio, solo el extremo del cliente de dichas líneas de servicio debe
sellarse como se estipula anteriormente.
(C)Las líneas de servicio abandonadas de la red activa deben
desconectarse lo más cerca posible de la red principal.
(b) Después de cumplir con(a), cada vez que se exprime y se
vuelve a abrir una tubería o tubería termoplástica, se requiere
que
(d)Todas las válvulas que quedan en el segmento
abandonado deben cerrarse. Si el segmento es largo y hay
pocas válvulas de línea, se debe considerar tapar el
segmento a intervalos.
(1)el trabajo debe hacerse con equipo y proceso
Durezas que han sido establecidas y probadas mediante pruebas
para ser capaces de realizar la operación de manera segura y
efectiva.
(mi)Todas las válvulas, elevadores y tapas de bóvedas y cajas de válvulas que estén
(2)el área exprimida y reabierta de la tubería o
por encima del nivel del suelo deberán ser removidas. Los vacíos de la bóveda y la caja
tubería se refuerce de acuerdo con las disposiciones apropiadas
deparaca. 852.5.2, a menos que se haya determinado mediante
investigación y prueba que la compresión y la reapertura no
afectan las propiedades a largo plazo de la tubería o tubería
(C)El exprimido y la reapertura se deben realizar de acuerdo
con la norma ASTM F 1041, Guía estándar para exprimir tubos y
tuberías de presión de gas de poliolefina, y la norma ASTM F1
563, Especificación estándar para herramientas para exprimir
tuberías de gas de polietileno (PE) o Tubería.
de válvulas se deben llenar con material de relleno compactado adecuado.
852.4.2Servicio desconectado temporalmente.Cuando
cada vez que se interrumpe temporalmente el servicio a un
cliente, se deberá cumplir con uno de los siguientes:
(a)La válvula que se cierre para evitar el flujo de gas hacia
el cliente deberá estar provista de un dispositivo de bloqueo
u otro medio diseñado para evitar la apertura de la válvula
por personas distintas a las autorizadas por la empresa
operadora.
(d)Referirse aApéndice C no obligatoriopara obtener una lista de
(b) Se debe instalar un dispositivo o accesorio mecánico que
impida el flujo de gas en la línea de servicio o en el conjunto del
medidor.
otras normas pertinentes de ASTM y literatura de la industria.
852.5.2Reparación de Tubería o Tubería de Plástico.si en cualquier momento
(C)La tubería del cliente deberá estar físicamente
se encuentra un defecto perjudicial, ranura, hendidura o abolladura
desconectada del suministro de gas y los extremos abiertos de
la tubería deberán sellarse.
en un tubo o tubería de plástico, la sección dañada o defectuosa
debe reemplazarse a menos que se realicen reparaciones
satisfactorias.
92
(22)
ASME 831.8-2022
852.6.2Causa de rotura de hierro fundido.Cuando sea
La sección dañada se puede cortar y reemplazar de acuerdo
con las disposiciones aplicables deparaca. 842 . 3. La tubería o
tubería de reemplazo deberá ser100%inspeccionado visualmente
por dentro y por fuera. No deberá haber defectos visibles en el
interior o exterior de la tubería o tubo de reemplazo. La tubería o
tubería de reemplazo se someterá a una prueba de fugas a la
presión disponible del sistema.
Si se descubren instalaciones rotas de hierro fundido, se
registrará la causa de la rotura, como el efecto térmico, el relleno
o la construcción por parte de otros, si se puede determinar.
852.6.3Análisis de Registros de Condición.Distribución
Los registros del estado de las tuberías se analizarán periódicamente.
Cualquier acción correctiva indicada en el sistema de tuberías debe
Las reparaciones se realizarán de acuerdo con
procedimientos calificados que hayan sido establecidos y
probados mediante pruebas y de acuerdo con lo siguiente (se
deberá prestar especial atención para garantizar que el
procedimiento de reparación sea aplicable a la temperatura
ambiente durante la reparación):
(a)Se tendrán en cuenta las recomendaciones del
tomarse y registrarse.
852.7 Mantenimiento de Tuberías de Hierro Fundido
852.7.1Sellado de Juntas de25psi (170kPa) o más.
Cada junta de espiga y campana calafateada de hierro fundido opera
a presiones de 25 psig (170kPa) o más que esté expuesta por
cualquier motivo debe sellarse con una abrazadera mecánica contra
fabricante del plástico a la hora de determinar el tipo de
reparación a realizar. Se debe prestar especial atención a la
extensión del daño de la fibra en el caso de la tubería de
plástico termoendurecible.
fugas o con un material o dispositivo que no reduzca la flexibilidad de
la junta y selle y adhiera permanentemente.
852.7.2Sellado de juntas bajo25psi (170kPa).Cada
(b) Si se usa un parche o un manguito de cerco completo, se
extenderá al menos1/2pulg. (1 3 mm) más allá del área dañada.
Junta de espiga y campana calafateada de hierro fundido que opera a
presiones de menos de 25 psig (170kPa) que esté expuesto por
(C)Si se utiliza un manguito dividido de envolvente completa, la
cualquier motivo debe sellarse por un medio que no sea calafateo.
línea de unión entre las mitades del manguito debe estar lo más lejos
852.7.3Inspección de Grafitización.Cuando una sección
posible del defecto, pero en ningún caso más cerca de1/2
pulg. ( 1 3 mm) . Se tomarán las precauciones adecuadas para
de tubería de hierro fundido queda expuesta por cualquier motivo, se
asegurar un ajuste adecuado en la costura longitudinal.
debe realizar una inspección para determinar si existe grafitización. Si se
encuentra grafitización perjudicial, el segmento afectado debe ser
(d)El material del parche o manguito debe ser del mismo tipo y
reemplazado.
grado que la tubería o tubería que se está reparando. El espesor de la
pared del parche o manguito debe ser al menos igual al de la tubería
852.7.4Soporte de tubería perturbado.Cuando una opera
o tubería.
una empresa tiene conocimiento de que el soporte de un segmento
(mi)El método de fijación del parche o la manga deberá
ser compatible con el material y se ajustará a las
disposiciones aplicables depárr. 842 . 2 . 9 (b). Se deben
tomar precauciones para garantizar un ajuste adecuado y
una unión completa entre el parche o manguito y la tubería
que se está reparando. El parche o manguito se sujetará o
mantendrá en su lugar por otros medios adecuados durante
el fraguado o curado del material de unión o durante el
endurecimiento de una unión por fusión por calor. Se
eliminará el exceso de cemento solvente de los bordes del
parche o manguito.
de una tubería enterrada de hierro fundido está perturbado
(a)ese segmento de la tubería debe protegerse según sea
necesario contra daños durante la perturbación
(b) tan pronto como sea posible, se deben tomar las medidas
apropiadas para brindar protección permanente al segmento
perturbado contra daños que puedan resultar de cargas
externas
853 MANTENIMIENTO DE INSTALACIONES VARIAS
853.1 Mantenimiento de la Estación de Compresión
853.1.1Compresores y Motores Primarios.El inicio,
852.6 Registros de mantenimiento de tuberías
La empresa operadora deberá establecer los procedimientos de
852.6.1Inspección de Tuberías Subterráneas.Cuando sea
cualquier parte o sección de un sistema de tuberías de
distribución subterránea existente queda al descubierto para
fines de operación o mantenimiento o para la instalación de
nuevas instalaciones, se registrará la siguiente información:
operación y apagado para todas las unidades compresoras de gas. La
empresa operadora deberá tomar las medidas adecuadas para
asegurarse de que se sigan las prácticas aprobadas.
853.1.2Inspección y Pruebas de Válvulas de Alivio.Todo
Los dispositivos de alivio de presión en las estaciones de compresión
(a)la condición de la superficie de la tubería desnuda, si está picada o
deben ser inspeccionados y/o probados de acuerdo con paraca. 853 .
generalmente corroída
(bJ el estado de la superficie de la tubería y del revestimiento
3, y todos los dispositivos, excepto los discos de ruptura, deben
protector cuando el revestimiento se haya deteriorado hasta el punto
operarse periódicamente para determinar que se abren a la presión
de que la tubería se esté corroyendo por debajo
de ajuste correcta. Cualquier equipo defectuoso o inadecuado que se
(C)cualquier capa protectora dañada (d}
encuentre será reparado o reemplazado de inmediato. Todos los
cualquier reparación hecha
dispositivos de apagado por control remoto deben inspeccionarse y
probarse al menos una vez al año para determinar que funcionan
correctamente.
93
ASME 831.8-2022
853.l.3Reparaciones a Tuberías de la Estación de Compresión.Todo
(2) Muestreo y prueba periódica de gas en almacenamiento
se hará para determinar el punto de rocío de los vapores
contenidos en el gas almacenado que puedan causar corrosión
interna o interferir con las operaciones seguras de la planta de
almacenamiento.
las reparaciones programadas de las tuberías de la estación compresora
que funcionan a niveles de tensión circunferencial iguales o superiores al
40 % del límite elástico mínimo especificado se realizarán de acuerdo con
paraca. 851 . 3, excepto que el uso de un parche soldado está prohibido.
(3)El control de presión y la limitación de presión
Las pruebas de las reparaciones se deben hacer de acuerdo conparaca. 85
El equipo debe inspeccionarse y probarse periódicamente para
1 .4.
determinar que se encuentra en condiciones de operación seguras y
853.1.4Aislamiento de Equipos para Mantenimiento o
tiene la capacidad adecuada.
Alteraciones.La empresa operadora deberá establecer procedimientos
(b)Cada compañía operadora, después de haber preparado dicho
para el aislamiento de unidades o secciones de tubería para
plan según lo prescrito en(a), deberá seguir el plan y mantener
mantenimiento y para purgar antes de que las unidades vuelvan a
registros que detallen el trabajo de inspección y prueba realizado y
estar en servicio, y deberá seguir estos procedimientos establecidos
las condiciones encontradas.
en todos los casos.
(c) Todas las condiciones insatisfactorias encontradas serán
853.1.5Almacenamiento de Materiales Combustibles.todo flam
corregidas con prontitud.
Los materiales combustibles o combustibles en cantidades superiores a
853.3 Mantenimiento de Estaciones Limitadoras y
las requeridas para el uso diario o que no sean los que se usan
Reguladoras de Presión
normalmente en los edificios de compresores se almacenarán en una
estructura separada construida con material no combustible ubicada a
853.3.lEstado y Adecuación.Todas las estaciones limitadoras de
presión, dispositivos de alivio y otras estaciones y equipos
reguladores de presión deben estar sujetos a inspecciones
sistemáticas y periódicas y pruebas adecuadas, o revisarse para
determinar que estén
(a)en buen estado mecanico. Se deben realizar inspecciones
visuales para determinar que el equipo esté correctamente
instalado y protegido de la suciedad, los líquidos u otras
condiciones que puedan impedir el funcionamiento adecuado.
En la inspección se incluirá lo siguiente, cuando corresponda:
una distancia adecuada del edificio de compresores. Todos los tanques de
almacenamiento de aceite o gasolina sobre el suelo deben estar
protegidos de acuerdo con NFPA 30.
853.1.6Mantenimiento y Pruebas de Detección de Gas
y Sistemas de Alarma.Cada sistema de alarma y detección de gas
requerido por este Código deberá mantenerse para que funcione de
manera confiable. El titular deberá desarrollar procedimientos de
mantenimiento y calibración para verificar periódicamente la
integridad operativa de los detectores de gas y los sistemas de
(1) soportes, pozos y bóvedas de tuberías de estación para
alarma instalados.
estado general e indicaciones de asentamiento del suelo. Verparaca.
853.l.7Monitoreo de los Efectos de Pulsación y Vibra
853.5para el mantenimiento de la bóveda.
ciónLas instalaciones expuestas a los efectos de la vibración y la
(2) puertas y portones de estaciones y cubiertas de bóvedas de pozo para
pulsación inducidas por la compresión recíproca, así como a la
determinar que estén funcionando correctamente y que el
acceso sea adecuado y libre de obstrucciones.
vibración inducida por el flujo o la descarga de gas, pueden ser
susceptibles al crecimiento de grietas por fatiga en las soldaduras de
(3)equipo de ventilación instalado en la construcción de la estación
unión y fabricación. Las instalaciones susceptibles incluyen
ings o bóvedas para el funcionamiento adecuado y para evidencia de
(a)tubería de la estación del compresor que tiene un
historia de la vibracion
(b)tubería de purga
(c) botellas de pulsación y colectores
(d)tubería no me eti ng therequi me nts of paraca. 833 .
acumulación de agua, hielo, nieve u otras obstrucciones.
(4)líneas de control, detección y suministro para condiciones
que podría resultar en una falla.
(SJ todos los dispositivos de bloqueo para su correcto funcionamiento.
(6)esquemas de la estación para la corrección.
7(a)
(b)adecuados desde el punto de vista de la capacidad y la
Dichas instalaciones pueden justificar una evaluación de
fiabilidad de funcionamiento para el servicio en el que se
emplean y ajustados para funcionar a la presión correcta
ingeniería y/o un examen no destructivo para el agrietamiento por
fatiga en las soldaduras de fabricación y unión.
(1)Si no se obtiene un funcionamiento aceptable durante el
verificación operativa, se determinará la causa del mal
funcionamiento y se ajustarán, repararán o reemplazarán los
componentes apropiados según sea necesario. Después de la
reparación, el componente deberá volver a comprobarse para
ver si funciona correctamente.
853.2 Procedimientos para mantener los soportes tipo tubería y
tipo botella en operación segura
Condición
(a)Cada empresa operadora que cuente con soporte tipo pipa
o tipo botella deberá preparar y colocar en sus archivos un plan
para la inspección y prueba sistemática y rutinaria de las
instalaciones que contenga las siguientes disposiciones:
(2) Al menos una vez cada año calendario, se realizará una revisión
hecho para asegurar que la capacidad combinada de los dispositivos
de alivio en un sistema o instalación de tuberías sea adecuada para
limitar la presión en todo momento a los valores prescritos por este
(1)Se deben seguir los procedimientos para habilitar la detección.
Código. Esta revisión debe basarse en las condiciones operativas que
ción de la corrosión externa antes de que se haya deteriorado la
resistencia del contenedor.
crean el requisito máximo probable para el alivio.
94
ASME 831.8-ZOZZ
capacidad en cada caso, aunque tales condiciones de funcionamiento
853.4 Mantenimiento de válvulas
en realidad se produzcan con poca frecuencia y/o sólo durante
853.4.lVálvulas de tubería.Las válvulas de tuberías que se
requieran operar durante una emergencia deben inspeccionarse
periódicamente y operarse parcialmente al menos una vez al año
para brindar condiciones de operación seguras y adecuadas.
breves períodos de tiempo. Si se determina que el equipo de alivio
tiene una capacidad insuficiente, se deben tomar medidas para
instalar equipo nuevo o adicional para proporcionar la capacidad
adecuada.
853.3.2Condiciones anormales.Siempre que se impongan
condiciones anormales a los dispositivos de control de
presión o caudal, se investigará el incidente y se determinará
la necesidad de inspección y/o reparación. Las condiciones
anormales pueden incluir cuerpos reguladores que están
sujetos a condiciones de servicio erosivo o contaminantes de
la construcción aguas arriba y pruebas hidrostáticas.
(a)Los procedimientos de mantenimiento de válvulas de
rutina deben incluir, pero no limitarse a, lo siguiente:
(1) servicio de acuerdo con procedimientos escritos
por personal debidamente capacitado
(2) mapas precisos del sistema para usar durante la rutina o
condiciones de emergencia
(3)válvula de seguridad para evitar interrupciones del servicio,
manipulación, etc., según sea necesario
(4) programas de capacitación de empleados para familiarizarse por
853.3.3Válvulas de parada
personal con los procedimientos correctos de mantenimiento de válvulas
(a)Se debe realizar una inspección y/o prueba de las válvulas
(b)Los procedimientos de mantenimiento de válvulas de emergencia incluyen
(1) planes de contingencia escritos a seguir durante
de cierre para determinar que las válvulas funcionen y estén
colocadas correctamente. (Se debe tener precaución para evitar
cualquier efecto indeseable sobre la presión durante las
verificaciones operativas). Lo siguiente se debe incluir en la
inspección y/o prueba:
cualquier tipo de emergencia
(2) capacitar al personal para anticipar todos los posibles
peligros
(3)proporcionar herramientas y equipos según sea necesario,
(1)válvulas de entrada, salida y derivación de la estación
incluido el equipo de respiración auxiliar, para cumplir con los
(2) válvulas de aislamiento del dispositivo de alivio
requisitos anticipados de servicio y/o mantenimiento de la válvula de
(3)válvulas de control, detección y línea de suministro
emergencia
(b)El procedimiento de inspección final incluirá lo
853.4.2Válvulas del sistema de distribución.Válvulas, el uso de
siguiente:
que puedan ser necesarios para el funcionamiento seguro de un sistema
(1)una verificación de la posición correcta de todas las válvulas. Especial
de distribución de gas, se comprobarán y revisarán, incluida la lubricación
se debe prestar atención a las válvulas de derivación de la estación reguladora, el
cuando sea necesario, a intervalos suficientemente frecuentes para
dispositivo de alivio en las válvulas de circulación y las válvulas en las líneas de
garantizar su funcionamiento satisfactorio. La inspección debe incluir la
control, detección y suministro.
verificación de la alineación para permitir el uso de una llave inglesa y la
(2) restauración de todos los dispositivos de bloqueo y seguridad para
limpieza de la caja de válvulas o bóveda de cualquier residuo que pueda
posición adecuada.
interferir o retrasar el funcionamiento de la válvula. Los mapas del sistema
que muestren las ubicaciones de las válvulas deben estar disponibles.
853.3.4Estaciones Reguladoras de Presión
(a)Todo sistema de distribución alimentado por más de
una estación reguladora de presión deberá estar equipado
con manómetros telemétricos o registradores para indicar la
presión del gas en el distrito.
853.4.3Válvulas de línea de servicio.Las válvulas de cierre externas
instaladas en líneas de servicio que abastezcan lugares de reunión
pública, tales como teatros, iglesias, escuelas y hospitales, deberán
inspeccionarse y lubricarse cuando sea necesario a intervalos
(b)En los sistemas de distribución abastecidos por una sola
estación reguladora de presión, la empresa operadora
determinará la necesidad de instalar dichos manómetros en el
distrito. Al hacer esta determinación, la empresa operadora
deberá tomar en consideración las condiciones de operación
tales como el número de clientes abastecidos, las presiones de
operación, la capacidad de la instalación, etc.
(C)Si hay indicios de presiones altas o bajas anormales, se
inspeccionarán el regulador y el equipo auxiliar y se tomarán las
medidas necesarias para corregir cualquier condición de
funcionamiento insatisfactoria. Se deben realizar inspecciones
periódicas adecuadas de las estaciones de regulación de presión
individuales que no estén equipadas con medidores de registro
o telemedida para determinar que el equipo de regulación de
presión esté funcionando correctamente.
suficientemente frecuentes para garantizar su funcionamiento
satisfactorio. La inspección deberá determinar si se puede acceder a
la válvula, si la alineación es satisfactoria y si la caja o bóveda de la
válvula, si se usa, contiene desechos que podrían interferir o retrasar
la operación de la válvula. Las condiciones insatisfactorias
encontradas deberán ser corregidas.
853.4.4Registros de válvulas.Se mantendrá un registro para
ubicar las válvulas cubiertas porpárrs.853 .4. 1y853 .4.2. Estos
registros pueden mantenerse en mapas operativos, archivos
separados u hojas de resumen, y la información en estos
registros debe ser de fácil acceso para el personal requerido
para responder a emergencias.
853.4.5Prevención de Operación Accidental.precaución
Se tomarán medidas para evitar la operación accidental de
cualquier válvula cubierta porpárrs.853 .4. 1y853 .4.2.Accidental
95
ASME 831.8-2022
Se debe considerar la operación de la válvula por parte del
personal de la compañía operadora y el público en general al
tomar estas precauciones. Algunas acciones recomendadas a
tomar, en su caso, son las siguientes:
En la medida en que sea probable un cambio en la Clase de ubicación, se
debe completar un estudio dentro de los 6 meses posteriores a la
percepción del aumento para determinar lo siguiente:
(1) los procedimientos de diseño, construcción y prueba
seguido en la construcción original y una comparación de dichos
procedimientos con las disposiciones aplicables de este Código.
(a) Bloquear las válvulas en lugares sobre el suelo de fácil
acceso para el público en general que no estén encerrados por
un edificio o cerca.
(2)las condiciones físicas de la tubería o principal para
(b) Válvulas de bloqueo ubicadas en bóvedas, si son accesibles al
público en general.
la medida en que esto se puede determinar a partir de las pruebas actuales y los
(C)Identifique la válvula mediante etiquetas, códigos de colores o
registros de evaluación.
(3) historial de operación y mantenimiento de la tubería
cualquier otro medio adecuado de identificación.
línea o principal.
(4)la presión máxima de funcionamiento y la corre
853.5 Mantenimiento de Bóvedas
tensión circunferencial de funcionamiento correspondiente. El
Cada bóveda que albergue una estación limitadora de presión, de
gradiente de presión podrá tenerse en cuenta en la sección de la
alivio de presión o reguladora de presión deberá ser inspeccionada
tubería o tubería principal afectada directamente por el creciente
para determinar su condición cada vez que el equipo sea
número de edificios destinados a la ocupación humana.
inspeccionado y probado de acuerdo conparaca. 853 . 3. Para
(SJ el área real afectada por el aumento en el
número de edificios destinados a la ocupación humana y
las barreras físicas u otros factores que pueden limitar la
expansión adicional del área más densamente poblada.
cualquier bóveda a la que ingrese el personal, la atmósfera debe
someterse a pruebas de gas combustible. Si la atmósfera es
peligrosa, se debe determinar la causa. La bóveda debe ser
inspeccionada para una ventilación adecuada. El estado de las
(d)Luego de este estudio, si se indica un cambio de Clase de
Ubicación, los patrullajes y encuestas de fugas se ajustarán
inmediatamente a los intervalos establecidos por la empresa
operadora para la nueva Clase de Ubicación.
cubiertas de las bóvedas se examinará cuidadosamente para
detectar peligros. Las condiciones insatisfactorias reveladas serán
corregidas. Las disposiciones aplicables deparaca. 8 2 1 .6se cumplirá
antes de realizar cualquier soldadura en la bóveda. El trabajo de
mantenimiento realizado en la bóveda debe estar de acuerdo con los
854.2 Confirmación o Revisión de MAOP
procedimientos desarrollados porparaca. 850.2 (a), prestando
Si el estudio descrito enparaca. 854. 1indica que la presión
operativa máxima permitida establecida de una sección de
tubería o tubería principal no es proporcional a la Clase de
ubicación 2, 3 o 4 existente, y dicha sección se encuentra en
condiciones físicas satisfactorias, la presión operativa máxima
permitida de esa sección debe confirmarse o revisado dentro de
los 18 meses posteriores a la finalización del estudio de la
siguiente manera:
especial atención a la vigilancia de la atmósfera y la protección de la
seguridad del personal en la bóveda.
854 CLASE DE UBICACIÓN Y CAMBIOS DE NÚMERO
DE EDIFICIOS DESTINADOS A LA OCUPACIÓN
HUMANA
854.1 Monitoreo
(a) Si la sección involucrada ha sido previamente probada
en el lugar por no menos de 2 horas, la presión de operación
máxima permitida debe ser confirmada o reducida para que
no exceda la permitida enMesa
(a) Las tuberías de acero existentes o las líneas principales
que operen a niveles de tensión circunferencial superiores al 40
% de la resistencia a la fluencia mínima especificada deben
monitorearse para determinar si se han construido edificios
adicionales destinados a la ocupación humana. El número total
de edificios destinados a la ocupación humana se contará para
determinar la Clase de ubicación actual de acuerdo con los
procedimientos especificados enpárrs. 840.2.2 (a)y
(b) De conformidad con los prin cipios establecidos en párr. 8
4 0 . yo (c), y con el conocimiento de que el número de edificios
destinados a la ocupación humana no es un medio exacto o
absoluto de determinar las actividades que causan daños, se
debe usar el juicio para determinar los cambios que se deben
hacer. hechos a elementos, tales como los niveles de estrés
operativo, la frecuencia de patrullaje y los requisitos de
protección catódica, a medida que se construyen edificios
adicionales destinados a la ocupación humana.
(C)Cuando haya un aumento en la cantidad de edificios
(b) Si la presión de prueba anterior no fue lo suficientemente alta como
para permitir que la tubería retenga su MAOP o para lograr una MAOP
más baja aceptable en la Clase de ubicación de acuerdo con
(a), la tubería puede retener su MAOP o calificar para una
MAOP más baja aceptable si se vuelve a probar a una
presión de prueba más alta durante no menos de 2 horas de
conformidad con las disposiciones aplicables de este Código.
Si la nueva prueba de resistencia no se realiza durante el
período de 18 meses posterior al cambio de Clase de
ubicación, la MAOP debe reducirse para no exceder la
presión de diseño acorde con los requisitos deCapítulo IVal
final del período de 18 meses. Sin embargo, si la prueba se
realiza en cualquier momento después de que haya vencido
el período de 18 meses, la MAOP puede aumentarse al nivel
que habría alcanzado si la prueba se hubiera realizado
durante ese período de 18 meses.
destinados a la ocupación humana hasta el límite superior
de la Clase de ubicación enumerada enTabla 854. 1 - 1hacia
96
ASME B31.8-2022
Mesa854.1-1
Clase de ubicación
Original
[Nota 1)]
Ubicación
Clase
Actual
Número de
Edificios
Ubicación
Clase
Máximo Permitido
Número de
Edificios
Presión de funcionamiento (MAOP)
1, División 1
0-10
11-25
MAOP anterior pero no superior al 80 % SMYS MAOP
1, División 2
0-10
1
11-25
anterior pero no superior al 72 % SMYS 0,800 presión de
0-10
2
26-45
prueba pero no superior al 72% SMYS 0,667 presión de
0-10
2
46-65
prueba pero no superior al 60% SMYS 0,667 presión de
0-10
3
66+
prueba pero no superior al 60% SMYS 0,555 presión de
0-10
4
[Nota 2)]
2
11-45
2
46-65
2
11-45
3
66+
2
11-45
4
3
46+
4
X
X
X
X
prueba pero no superior al 50% SMYS
MAOP anterior pero no superior al 60% SMYS 0,667
X
presión de prueba pero no superior al 60% SMYS 0,555
X
[Nota 2)]
presión de prueba pero no superior al 50% SMYS 0,555
X
[Nota 2)]
presión de prueba pero no superior al 50% SMYS
NOTAS:
(1) En el momento del diseño y la construcción.
(2) Los edificios de varios pisos se vuelven predominantes.
(C)Una MAOP que ha sido confirmada o revisada de
acuerdo con(a)o(b)no excederá lo establecido por este
Código o lo establecido previamente por las ediciones
aplicables de ASME 8 3 1 . 8 Con fi rmación o revisión
segúnparaca. 854.2no impedirá la aplicación desección
857.
(d) Cuando las condiciones de operación requieran que
se mantenga la presión de operación máxima permisible
existente, y la tubería no pueda cumplir con lo dispuesto
en(a),(b}, o(C), la tubería dentro del área del cambio de
Clase de ubicación debe reemplazarse con tubería
acorde con los requisitos de Capítulo IV, usando el factor
de diseño obtenido de Cuadro 841 . 1 .6- 1para la clase de
ubicación adecuada.
(a) Si la sección de tubería está calificada para servicio
continuo debido a una prueba previa [verparaca. 854.2 (un)] ,
o se puede hacer que se cumpla reduciendo la presión de
funcionamiento máxima permisible [ verpárr. 8 54.2 (un)] , o
prueba [verparaca. 854.2 (b)] , normalmente no se
requerirán válvulas adicionales.
(b) Cuando se deba reemplazar un segmento de tubería para
mantener la presión operativa máxima permitida establecida
según lo dispuesto enparaca. 854.2 (d), se debe tener en cuenta
el espacio entre válvulas de la siguiente manera:
(1) Cuando se reemplace una sección corta de la línea, se agregará
normalmente no se requerirán válvulas opcionales.
(2)Donde la sección de reemplazo involucra 1 mi (1.6
km) o más de la línea de transmisión, se considerará que la
instalación de válvulas adicionales se ajusta a los requisitos de
espacio enparaca.
854.3 Dispositivos para aliviar o limitar la presión
854.5 Concentraciones de Personas en Localización
Cuando la MAOP de una sección de tubería o tubería
principal se revisa de acuerdo conparaca. 854. 2y llega a ser
menor que la presión operativa máxima permisible de la
tubería o tubería principal de la que forma parte, se debe
instalar un dispositivo limitador o de alivio de presión
adecuado de acuerdo con las disposiciones depárrs. 845. 1,
Clases 1 y 2
(a) Cuando una instalación cumpla con los criterios de
paraca. 840.3está construida cerca de una tubería de acero
existente en Clases de ubicación 1 o 2, se debe considerar la
posible consecuencia de una falla, aunque la probabilidad de
tal ocurrencia es muy poco probable si la línea está diseñada,
construida y operada de acuerdo con este Código.
845.2, y
854.4 Revisión del espacio entre válvulas
(1) Cuando tal instalación descrita en(a)da como resultado
concentraciones frecuentes de personas, los requisitos de(b) se
aplicarán.
Cuando el estudio requerido enparaca. 854.1indica que la
presión operativa máxima permitida establecida de una tubería
de transmisión no es proporcional a la permitida por este Código
para la nueva Clase de ubicación, el espaciamiento de las
válvulas de seccionamiento debe revisarse y revisarse de la
siguiente manera:
(2)Sin embargo,(b)no es necesario aplicarlo si la instalación es
usado con poca frecuencia. El uso menor combinado con la
posibilidad muy remota de una falla en ese punto particular
de la tubería prácticamente elimina la posibilidad de que
ocurra.
97
ASME 831.8-2022
(b) Tuberías cerca de lugares de reunión pública como se
describe en(a)tendrá una tensión circunferencial máxima
permisible que no exceda el 50% de SMYS. Alternativamente, la
empresa operadora puede hacer que el estudio se describa en
párr. 8 54 . yo (c)y determine que el cumplimiento de lo siguiente
resultará en un nivel adecuado de seguridad:
(b) Estudiar los datos operativos y de mantenimiento disponibles,
incluidos los registros de fugas, las inspecciones, las fallas, la protección
catódica y las prácticas internas de control de la corrosión.
(C)Tenga en cuenta la antigüedad de la tubería y el tiempo que
puede haber estado fuera de servicio al preparar una evaluación
final para convertir la tubería en servicio de gas.
(1)El segmento se vuelve a probar hidrostáticamente durante al menos
855.3 Requisitos para la Conversión al Servicio de Gas
menos 2 horas hasta un nivel de tensión circunferencial mínimo de uno de
los siguientes:
Una tubería de acero utilizada previamente para servicio no sujeto a este
(-a) 100% de SMYS si la tubería está operando a un nivel de
Código puede ser calificada para servicio bajo este Código de la siguiente
tensión circunferencial superior al 60% y hasta el 72% de SMYS
manera:
(-b) 90% de SMYS si la tubería está operando a un nivel de tensión
(a) Revisar los registros históricos de la tubería como se indica
enparaca. 855.2.
circunferencial superior al 50% y hasta el 60% de SMYS, a menos que el
segmento haya sido probado previamente a una presión de al menos 1,5
(b) Inspeccione todos los segmentos sobre el suelo de la tubería
veces la MAOP
para verificar su condición física. Durante la inspección, identifique el
Si el segmento contiene tubería con varios niveles de tensión
material cuando sea posible para compararlo con los registros
operativa, los niveles mínimos de tensión circunferencial de prueba
disponibles.
indicados anteriormente deben basarse en el SMYS de la tubería con el
(c) Estudio del nivel de estrés operativo
nivel de tensión operativa más alto.
(1)Establecer el número de edificios cerca de la tubería.
línea o tubería principal destinada a la ocupación humana, y
determinar el factor de diseño para cada segmento de acuerdo
conparaca. 840.2yMesa
(2)Se realizan patrullajes y estudios de fugas en
intervalos consistentes con los establecidos por la compañía
operadora para la Clase de Ubicación 3 .
(3) Cuando el esfuerzo circunferencial máximo permisible
(2)Realizar un estudio para comparar la operación propuesta
excede el 60% de SMYS, se llevan a cabo inspecciones
visuales periódicas adecuadas mediante una técnica de
muestreo adecuada, o se realizan inspecciones de
instrumentos capaces de detectar muescas y daños por
corrosión para confirmar que la condición física continúa
satisfactoria de la tubería.
niveles de tensión con los permitidos para la clase de
ubicación.
(3) Reemplazar las instalaciones necesarias para asegurarse de que
el nivel de estrés operativo es proporcional a la clase de
ubicación.
(d)Si es necesario, haga inspecciones de las secciones
(4)Si es probable que la instalación cercana anime a agregar
apropiadas de tubería subterránea para determinar la
condición de la tubería.
actividad de construcción nacional, proporcione marcadores de tubería
apropiados.
(mi)Hacer los reemplazos, reparaciones o alteraciones que a
juicio de la empresa operadora sean convenientes.
855 CONVERSIONES DE TUBO EN SERVICIO
(f) Realizar una prueba de resistencia de acuerdo con este
Código para establecer la presión operativa máxima permisible
de la tubería, a menos que la tubería haya sido probada
previamente.
855.1 Generalidades
La intención de esta sección es proporcionar requisitos para
permitir que un operador de una tubería de acero utilizada
(gramo)Realice una prueba de fugas de conformidad con este Código.
anteriormente para un servicio no cubierto por este Código califique
(h) Dentro de 1 año de la fecha en que la tubería convertida se pone en
esa tubería para el servicio bajo este Código. Para una tubería de
servicio de gas, proporcione protección catódica como se establece en
servicio doble utilizada alternativamente para transportar líquidos de
paraca. 860.2 (a), excepto que, siempre que sea factible, las secciones de
conformidad con un Código apropiado, como ASME 83 1.4, y gas
reemplazo y otras tuberías nuevas deben estar protegidas catódicamente
según este Código, solo la conversión inicial al servicio de gas
como se requiere para las tuberías nuevas.
requiere pruebas de calificación.
855.4 Procedimiento de conversión
855.2 Estudio de Registros Históricos
Preparar un procedimiento escrito que describa los pasos a seguir
Revise los siguientes datos históricos y haga una
evaluación de la condición de la tubería:
durante el estudio y conversión del sistema de tuberías. Tenga en
cuenta cualquier condición inusual relacionada con esta conversión.
(a) Estudiar toda la información disponible sobre el diseño, la
inspección y las pruebas originales de la tubería. Se debe prestar
855.5 Actas de la Conversión
especial atención a los procedimientos de soldadura utilizados y
otros métodos de unión, revestimiento interno y externo, tubería y
Mantener durante la vida útil de la tubería un registro de los
otras descripciones de materiales.
estudios, inspecciones, pruebas, reparaciones, reemplazos y
alteraciones realizadas en relación con la conversión de la tubería de
acero existente al servicio de gas conforme a este Código.
98
ASME 831.8-2022
856 ODORIZACIÓN
856.4 Registros
Para todos los odorizadores, excepto los de tipo mecha pequeña o de
856.1 Generalidades
derivación, o odorizantes similares que atienden a clientes individuales o
Cualquier gas distribuido a los clientes a través de tuberías de gas
pequeños sistemas de distribución, cada empresa operadora deberá
o líneas de servicio o utilizado para fines domésticos en plantas
mantener registros que contengan los siguientes elementos:
(a)el tipo de odorante introducido en el gas
(b) la cantidad de odorante inyectado por millón cúbico
compresoras que naturalmente no posea un olor distintivo en la
medida en que su presencia en la atmósfera sea fácilmente
3
pies (m)
detectable en todas las concentraciones de gas de una quinta parte
de la más baja. límite explosivo y por encima se le agregará un
856.5 Pruebas de concentración de olores
odorante para que sea tan detectable. Los gases licuados de petróleo
generalmente no son tóxicos, pero cuando se distribuyen para uso
Cada empresa operadora deberá realizar pruebas de concentración de
del consumidor o se usan como combustible en un lugar de trabajo,
olor en el gas suministrado a través de sus instalaciones que requiera
también se deben odorizar por seguridad.1
odorización. Los puntos de prueba deben estar ubicados de forma remota
No se requiere odorización para
desde el equipo de odorización para proporcionar datos representativos
(a)gas en almacenamiento subterráneo o de otro tipo
del gas en todos los puntos del sistema.
(b) gas utilizado para procesamiento posterior o uso
donde el odorante no tendría un propósito útil como agente
de advertencia o sería perjudicial para el proceso
857 MEJORA
Esta sección del Código prescribe los requisitos mínimos para
actualizar tuberías o líneas principales a presiones operativas
máximas permisibles más altas.
(C)gas utilizado en arrendamiento o operaciones de campo
Si el gas se entrega para su uso principalmente en una de las
actividades o instalaciones exentas anteriores y también se usa en
una de esas actividades para calefacción de espacios, refrigeración,
calentamiento de agua, cocina y otros usos domésticos, o si dicho gas
857.1 Generalidades
se usa para proporcionar calor o aire acondicionado para oficinas o
(a)Una presión operativa máxima permisible más alta
establecida en esta sección no puede exceder la presión de
diseño del elemento más débil en el segmento a aumentar. No
se pretende que los requisitos de este Código se apliquen
retroactivamente a elementos tales como cruces de carreteras,
ensamblajes fabricados, cubiertas mínimas y espacios entre
válvulas. En cambio, los requisitos para estos elementos deberán
cumplir con los criterios de la empresa operadora antes de que
se realice la mejora.
viviendas, el gas deberá ser odorizado.
856.2 Equipos de odorización
Cada empresa operadora deberá utilizar equipos de
odorización diseñados para el tipo y la tasa de inyección del
odorante que se utilice.
856.3 Requisitos de odorantes
(b) Se preparará un plan de mejora que incluirá un
procedimiento escrito que asegure el cumplimiento de
cada requisito aplicable de esta sección.
(C)Antes de aumentar la presión de operación máxima
permisible de un segmento que ha estado operando a
una presión menor que la determinada porparaca.845.2.2
, se tomarán las siguientes medidas de investigación y
corrección:
(1) El diseño, instalación inicial, método y fecha
Cada empresa operadora deberá utilizar un odorante de
acuerdo con los siguientes requisitos:
(a)El odorante, cuando se mezcle con gas en la cantidad
especificada, no será nocivo para las personas ni para los
materiales presentes en el sistema de gas y no será soluble
en agua en mayor medida que21/2partes de olor a100 partes
de agua en peso.
(b) Los productos de la combustión del odorante no serán
tóxicos para los seres humanos que respiren aire que contenga
los productos de la combustión y no serán corrosivos ni dañinos
para los materiales con los que dichos productos de la
combustión normalmente entrarían en contacto.
(C)La combinación del odorante y el olor natural del gas
de pruebas previas, clases de ubicación, materiales y equipos
deben revisarse para determinar que el aumento propuesto
es seguro y consistente con los requisitos de este Código.
(2) La condición de la línea será determinada por
proporcionará un olor distintivo de modo que cuando el gas
esté presente en el aire en una concentración de tan solo1%
por volumen, el olor es fácilmente detectable por una
persona con un sentido del olfato normal.
encuestas de fugas, otras inspecciones de campo y examen de los
registros de mantenimiento.
(3)Reparaciones, reemplazos o alteraciones divulgadas a
ser necesario por(1)y(2)se hará antes de la actualización.
(d) Debería considerarse una nueva prueba de acuerdo con los
requisitos de este Código si no se dispone de pruebas satisfactorias
para garantizar un funcionamiento seguro a la presión de
funcionamiento máxima admisible propuesta.
1Consulte NFPA 5 8 y NFPA 59.
99
ASME 831.8-2022
(mi)Cuando un suprati ng sarepermi tt ed bajo párrs. 857 . 2a
través de857 . 5, la presión del gas debe aumentarse en
incrementos, con un estudio de fugas realizado después de cada
incremento incremental. El número de incrementos será
determinado por el operador después de considerar la cantidad
total del incremento de presión, el nivel de estrés a la presión de
operación máxima permitida final, la condición conocida de la
línea y la proximidad de la línea a otras estructuras. El número
de incrementos deberá ser suficiente para asegurar que
cualquier fuga sea detectada antes de que pueda crear un
peligro potencial. Las fugas potencialmente peligrosas que se
descubran deberán repararse antes de seguir aumentando la
presión. Se debe realizar un estudio final de fugas a la presión
operativa máxima permitida más alta.
se puede establecer una presión operativa máxima permisible más alta en
la clase de ubicación 1 de la siguiente manera:
(1) Cumplir con los requisitos deparaca. 857 . yo (c).
(2)Seleccione una nueva presión operativa máxima permitida
Asegúrese de que sea consistente con la condición de la línea y los
requisitos de diseño de este Código, siempre que
(-a) la nueva presión de funcionamiento máxima admisible
seguro no supere el 80% de lo permitido para que una nueva
línea opere en las mismas condiciones
(-b} la presión se incrementa en incrementos según lo
dispuesto enparaca. 857 . yo
857.3 Aumento de la capacidad de las tuberías de acero o plástico a
una presión que producirá una tensión circunferencial
(f) Los registros de aumento de potencia, incluida cada
inferior al 30 % de SMYS
investigación requerida por esta sección, la acción correctiva tomada
(a) Esto se aplica a las líneas principales y tuberías de acero de alta
y la prueba de presión realizada, se conservarán mientras las
presión donde la presión operativa máxima permisible más alta es
instalaciones involucradas permanezcan en servicio.
menor que la requerida para producir una tensión circunferencial del
30 % del límite elástico mínimo especificado de la tubería y a todas las
857.2 Aumento de la capacidad de las tuberías o líneas principales de
tuberías de plástico de alta presión. sistemas de distribucion Si la
acero a una presión que producirá una tensión circunferencial
presión operativa máxima permisible más alta de una tubería de
del 30 % o más de SMYS
acero o tubería principal está produciendo un nivel de tensión
La presión operativa máxima permitida se puede
aumentar después de cumplir conparaca. 857 . yo (c)y una
de las siguientes disposiciones:
(a) Si la condición física de la línea determinada por
paraca. 857 . 1(c)indica que la línea es capaz de soportar la
presión de operación más alta deseada, está en general de
acuerdo con los requisitos de diseño de este Código y ha
sido probada previamente a una presión igual o mayor que
la requerida por este Código para una nueva línea para la
propuesta máxima presión de operación permitida, la línea
puede operarse a la presión de operación máxima permitida
más alta.
(b) Si la condición física de la línea determinada por
paraca. 85 7.1 c)indica que la capacidad de la línea para
soportar la presión operativa máxima más alta no se ha
verificado satisfactoriamente o que la línea no ha sido
probada previamente a los niveles requeridos por este
Código para una nueva línea para la presión operativa
máxima permitida más alta propuesta, la línea se puede
operar a la presión de operación máxima permisible más alta
si resiste con éxito la prueba requerida por este Código para
que una nueva línea opere bajo las mismas condiciones.
(C)Si la condición física de la línea determinada por paraca. 8 5
7 . yo (c)verifica su capacidad de operar a una presión más alta,
se puede establecer una presión de operación máxima
permisible más alta de acuerdo conparaca. 845 .2.2 utilizando
como presión de prueba la presión más alta a la que se ha
sometido la línea, ya sea en una prueba de resistencia o en
operación real.
(d) Si es necesario probar una tubería o tubería principal antes
de que pueda aumentarse a una presión de operación máxima
permitida más alta, y si no es práctico probar la línea ya sea por
el costo o las dificultades creadas por sacarla de servicio. o
debido a otras condiciones de funcionamiento,
100
circunferencial superior al 30% del límite elástico mínimo
especificado de la tubería, las disposiciones deparaca. 857.2se
aplicarán.
(b) Antes de aumentar la presión de operación máxima
permisible de un sistema que ha estado operando a
menos de la presión máxima aplicable a una presión de
operación máxima permisible más alta, se deben
considerar los siguientes factores:
(1J la condición física de la línea determinada por
paraca. 857 . yo (c)
(2)información del fabricante o proveedor
determinar que cada componente de un sistema plástico es
capaz de funcionar satisfactoriamente a la presión más alta
(C)Antes de aumentar la presión, se deben seguir los
siguientes pasos:
(1)Instale dispositivos adecuados en las líneas de servicio para
regular y limitar la presión del gas de acuerdo con
paraca. 845.2. 7(c)si la nueva presión operativa máxima
permitida debe ser superior a 60 psi (410 kPa).
(2)Refuerce o ancle adecuadamente las compensaciones, curvas,
y extremos sin salida en tubería acoplada para evitar el movimiento de las
tuberías si el desvío, la curva o el extremo sin salida deben estar expuestos
en una excavación.
(3) Aumente la presión en incrementos como se indica en
paraca. 857 . yo.
857.4 Actualización de una tubería principal o sistema de alta
presión de hierro dúctil a una presión de operación
máxima permitida nueva y más alta
(a) La presión operativa máxima permisible de un sistema o
tubería principal de hierro dúctil no se debe aumentar a una
presión superior a la permitida enpárr. 842 . 1 . yo (un). Cuando
los registros no son lo suficientemente completos para
ASME 831.8-2022
Mesa857.4-1
Espesor de pared permitido para mejorar un sistema o tubería principal de alta presión de hierro dúctil
Tolerancia, pulg. (mm)
Tubería de hierro fundido
Tubería de fundición centrífuga
Tubería de hierro dúctil
OD75 (1.9)
0,065 (1,7)
0,065 (1,7)
10-12 (250-300)
0,08 (2,0)
0,07 (1,8)
0,07 (1,8)
14-24 (350-600)
0,08 (2,0)
0,08 (2,0)
0,075 (1,9)
Tamaño nominal de la tubería, pulg. (DN)
3-8 (75-200)
Tubería de fundición de pozo
30-42 (750-1 050)
0,09 (2,3)
0,09 (2,3)
OD75 (1.9)
48 (1 200)
0,09 (2,3)
0,09 (2,3)
0,08 (2,0)
54-60 (1 350-1 500)
0,09 (2,3)
permitir la aplicación directa deparaca. 842 . 1 . yo (un), se
utilizarán los siguientes procedimientos:
(2)Refuerce o ancle adecuadamente las compensaciones, curvas,
y extremos sin salida en tuberías acopladas o de campana y espiga para
(1) Condiciones de colocación.Donde la colocación original con
evitar el movimiento de la tubería, en caso de que el desvío, la curva o el
extremo muerto queden expuestos por excavación.
condiciones no pueden determinarse, se debe suponer que existe la
(3)Instale dispositivos adecuados en las líneas de servicio para
Condición D (tubería apoyada sobre bloques, relleno apisonado) para la
regular y limitar la presión del gas de acuerdo conparaca.
845.2 . 7 c)si la nueva y más alta presión de operación
máxima permisible va a ser superior a 60 psi ig (410 kPa).
tubería de hierro fundido y la Condición 8 (tubería colocada sin bloques,
relleno apisonado) existe para la tubería de hierro dúctil.
(2) Cubierta.A menos que la profundidad de cobertura máxima real sea
conocida con certeza, se determinará exponiendo la tubería
principal o el sistema en tres o más puntos y realizando
mediciones reales. La tubería principal o el sistema deberán
estar expuestos en áreas donde la profundidad de la
cubierta sea mayor. Para los cálculos se utilizará la mayor
profundidad de cobertura medida.
(3) Espesor de pared nominal.A menos que el nominal
el espesor se conoce con certeza, se determinará con
dispositivos de medición ultrasónicos. El promedio de todas
las medidas tomadas se incrementará por la tolerancia
indicada enMesa
(C)Si después de cumplir con(a)y(b)se establece que el sistema
principal es capaz de resistir de manera segura la nueva presión
de operación máxima permitida propuesta y más alta, la presión
se debe aumentar según lo dispuesto en paraca.
857.5 Actualización de un sistema de distribución que ha estado
operando a pulgadas (milímetros) de agua (baja
presión) a una presión más alta
(a)Además de las precauciones descritas en paraca.
857 . 1 c)y los requisitos aplicables contenidos enpárrs.
857 . 3y857.4, se deben seguir los siguientes pasos:
El espesor de pared nominal del hierro fundido debe ser el
espesor estándar indicado en la Tabla 10 o la Tabla 11, según
corresponda, de AWWA C101 que sea el más cercano al valor
obtenido. El espesor de pared nominal del hierro dúctil debe ser
el espesor estándar indicado en la Tabla 6 de ANSI/AWWA C150/
A2 1 . 50 más cercano al valor obtenido.
(1) Instalar dispositivos reguladores de presión en cada cus
metro de tomer.
(2)Verifique que el segmento que se está actualizando sea físico.
(4) Proceso de Fabricación.A menos que la tubería de hierro fundido
desconectado automáticamente de todos los segmentos de línea que
se conoce con certeza el proceso de fabricación, se supondrá que se
continuarán operando a pulgadas (milímetros) de agua.
trata de una tubería fundida en fosa que tiene una resistencia a la
(b) Después de realizar los pasos descritos en(a)anterior, la presión
tracción de estallido,S,de 1 1 000 psi (76 MPa) y un módulo de
se incrementará en incrementos como se describe en paraca. 85 7 . 1
ruptura,R,de 3 1000 psi (2 14 MPa).
(e). Sin embargo, después del primer aumento incremental, se deben
b) Antes de aumentar la presión de funcionamiento
máxima admisible, se tomarán las medidas siguientes:
(1)Revisar la condición física requerida por
tomar medidas para verificar que los reguladores del cliente estén
funcionando satisfactoriamente.
paraca. 857 . yo (c).
101
ASME 831.8-2022
Capítulo VI
Control de Corrosión
860.2 Evaluación de Instalaciones Existentes
860 GENERALIDADES
(a)Se deben establecer procedimientos para evaluar la
necesidad y la eficacia de un programa de control de la
corrosión. Se tomarán las medidas correctivas apropiadas de
acuerdo con las condiciones encontradas. Si la extensión de
la corrosión ha reducido la resistencia de una instalación por
debajo de su presión de operación máxima permitida, esa
parte debe repararse, reacondicionarse o reemplazarse, o la
presión de operación debe reducirse, de acuerdo con la
resistencia restante de la tubería corroída. Para tuberías de
acero, la resistencia restante de la tubería corroída puede
determinarse de acuerdo con ASME 83 1G.
860.1 Alcance
(a)Este Capítulo contiene los requisitos y procedimientos
mínimos para el control de la corrosión de tuberías y
componentes metálicos expuestos, enterrados y sumergidos.
(Ver Capítulo VIIIpara requisitos especiales en alta mar.) Este
capítulo contiene los requisitos y procedimientos mínimos para
controlar la corrosión externa (incluida la atmosférica) e interna.
Este Capítulo es aplicable al diseño e instalación de nuevos
sistemas de tuberías ya la operación y mantenimiento de
sistemas de tuberías existentes.
(b) Las disposiciones de este Capítulo deben aplicarse bajo la
dirección de personal competente en corrosión. Cada situación
específica no se puede anticipar; por lo tanto, la aplicación y
evaluación de las prácticas de control de la corrosión requiere
una cantidad significativa de juicio competente para que sea
eficaz en la mitigación de la corrosión.
(bJ Los registros disponibles como resultado de estudios de
fugas y trabajo de mantenimiento normal de acuerdo con párrs.
852 . 2y852.6deberán ser revisados continuamente en busca de
evidencia de corrosión continua.
(C)Los métodos de inspección eléctrica se pueden usar como una
indicación de áreas sospechosas de corrosión donde las condiciones
(C)Se permiten desviaciones de las disposiciones de este
Capítulo en situaciones específicas, siempre que la empresa
operadora pueda demostrar que se han logrado los
objetivos aquí expresados.
de la superficie permiten mediciones suficientemente precisas. Estas
encuestas son más eficaces en entornos no urbanos. Los métodos
comunes de inspección eléctrica incluyen
(1) potenciales de tubería a suelo
(d)Los requisitos y procedimientos de control de la corrosión
(2)potenciales de superficie (célula a célula)
pueden, en muchos casos, requerir medidas adicionales a las
que se describen en este Capítulo. Cada compañía operadora
deberá establecer procedimientos para implementar su
programa de control de corrosión, incluyendo los requisitos de
este Capítulo, para lograr los objetivos deseados. Los
procedimientos, incluidos los de diseño, instalación y
mantenimiento de los sistemas de protección catódica, deben
ser preparados e implementados por, o bajo la dirección de,
personas calificadas con capacitación y/o experiencia en
métodos de control de la corrosión.
(3)mediciones de resistividad del suelo
(d)La efectividad continua de un sistema de protección
catódica se controlará de acuerdo con sección863.
(mi)Siempre que una instalación enterrada quede expuesta durante el
mantenimiento normal o las actividades de construcción, se debe realizar
una inspección visual de la condición del revestimiento, la superficie
metálica o ambos, si están expuestos. La extensión de cualquier corrosión
se evaluará de acuerdo conparaca.860.2.
(f) Cuando se retira cualquier parte de una tubería y la
superficie interna es accesible para inspección, debe
examinarse visualmente y evaluarse por corrosión interna.
(mi)La empresa operadora deberá mantener registros que
indiquen tuberías protegidas catódicamente, instalaciones
de protección catódica y otras estructuras afectadas o que
afecten al sistema de protección catódica.
(1) Si se descubre evidencia de corrosión interna,
el gas se analizará para determinar los tipos y
concentraciones de cualquier agente corrosivo.
(2)Líquidos o sólidos removidos de la tubería por
(f) Los registros de pruebas, encuestas, resultados de
inspección, fugas, etc., necesarios para evaluar la eficacia de las
medidas de control de la corrosión, deberán mantenerse y
conservarse mientras la tubería permanezca en servicio.
se analizará la limpieza, el drenaje o la limpieza según sea
necesario para determinar la presencia de materiales corrosivos
y la evidencia de productos de corrosión.
102
ASME 831.8-2022
de información sobre el desempeño de los materiales en ambientes
860.3 Medidas Correctivas
corrosivos.
(a)Si la corrosión externa continua que, a menos que se controle,
861.1.lRecubrimientos
podría resultar en una condición que es perjudicial para la seguridad
del público o de los empleados se encuentra mediante la evaluación
(a)La preparación de la superficie debe ser compatible con el
revestimiento a aplicar. La superficie de la tubería debe estar
libre de materiales nocivos, como óxido, incrustaciones,
humedad, suciedad, aceites, lacas y barnices. Se inspeccionará la
superficie en busca de irregularidades que puedan sobresalir a
través del revestimiento. Se eliminarán tales irregularidades. Se
puede obtener más información de NACE SP0169.
realizada bajoparaca. 860.2 (a)osección 863, se deben tomar las
medidas correctivas apropiadas para mitigar una mayor corrosión en
el sistema o segmento de tubería. Las medidas correctivas
continuarán vigentes mientras sea necesario para mantener un
sistema operativo seguro. Las medidas correctivas apropiadas
pueden incluir las siguientes:
(1) provisiones para una operación adecuada y continua
(b)Se seleccionarán los revestimientos adecuados, incluidos los
de instalaciones de protección catódica
revestimientos de parches y juntas de campo compatibles, teniendo en
(2) aplicación de revestimiento protector
(3)instalación de ánodo(s) galvánico(s)
cuenta la manipulación, el envío, el almacenamiento, las condiciones de
instalación, la absorción de humedad, las temperaturas de funcionamiento
(4)aplicación de corriente impresa
(5)aislamiento electrico
de la tubería, los factores ambientales (incluida la naturaleza del suelo en
(6)control de corriente parásita
rigidez dieléctrica.
contacto con la tubería). revestimiento), características de adhesión y
(7)otras medidas eficaces
(C)El revestimiento se aplicará de manera que garantice una
adhesión eficaz a la tubería. Deben evitarse los huecos, las
arrugas, las vacaciones y el atrapamiento de gas.
(8)Cualquier combinación de las anteriores
(b)Cuando se determine que la corrosión interna que se está
produciendo podría afectar la seguridad del público o de los
empleados, se deben usar una o más de las siguientes medidas
protectoras o correctivas para controlar la corrosión interna
perjudicial:
(1)Se debe aplicar un inhibidor de corrosión efectivo
de defectos antes de que la tubería se baje a la zanja. Los
en una forma y cantidad para proteger todas las partes afectadas de los
que puedan afectar el control eficaz de la corrosión deben repararse
(d) El revestimiento deberá inspeccionarse visualmente en busca
revestimientos de tipo aislante en las líneas principales y de
transmisión se inspeccionarán durante los días festivos mediante el
método más apropiado. Los defectos de revestimiento o los daños
sistemas de tuberías.
antes de instalar la tubería en la zanja.
(2) Los agentes corrosivos deberán ser eliminados por
(mi)Además de las disposiciones depárrs. 841.2 . 2 (b),
841.2 . S (b), y841 . 2 . 5(c), se debe tener cuidado en el manejo,
almacenamiento e instalación para evitar daños al revestimiento,
incluidas las medidas indicadas a continuación:
métodos, tales como gas ácido o plantas de tratamiento de deshidratación.
(3)Se agregarán accesorios para la eliminación de agua de
los puntos bajos o las tuberías deben colocarse para reducir la capacidad del
sumidero.
(1) Minimice la manipulación de la tubería recubierta. Usar equipo
(4)En algunas circunstancias, la aplicación de un
es menos probable que dañe el revestimiento, por ejemplo, correas o
un recubrimiento interno adecuado puede ser efectivo.
cunas en lugar de cables.
(C)Cuando la experiencia o las pruebas indiquen que los métodos
(2) Utilice patines acolchados cuando corresponda.
de mitigación anteriores no controlarán la corrosión continua a un
(3)Apile o almacene la tubería de manera que minimice
nivel aceptable, el segmento deberá reacondicionarse o
daño al recubrimiento.
reemplazarse y protegerse adecuadamente.
861.1.2Requisitos de protección catódica.a menos que
puede demostrarse mediante pruebas o experiencia que no se necesita
861 CONTROL DE CORROSIÓN EXTERNA PARA ACERO
protección catódica, todas las instalaciones enterradas o sumergidas con
TUBERÍAS
revestimientos de tipo aislante, excepto las instalaciones instaladas para
una vida útil limitada, deben protegerse catódicamente tan pronto como
861.l Instalaciones enterradas/sumergidas
sea posible después de la instalación. Sin embargo, los reemplazos o
Todas las nuevas tuberías de transmisión, tuberías de estaciones de
ampliaciones menores estarán protegidos como cubiertos porparaca.
compresión, tuberías principales de distribución, líneas de servicio y soportes
860.3.
tipo tubería y tipo botella instalados conforme a este Código deberán, excepto
Las instalaciones instaladas para una vida útil limitada no
necesitan protección catódica si se puede demostrar que la
instalación no experimentará corrosión que cause daños al
público o al medio ambiente. Los sistemas de protección
catódica se diseñarán para proteger el sistema enterrado o
sumergido en su totalidad. Se considera que una instalación está
protegida catódicamente cuando cumple los criterios aplicables
establecidos en NACE SP0169.
según lo permitido conforme aparaca.
ser externamente
recubiertos y protegidos catódicamente, a menos que se pueda
demostrar mediante pruebas o experiencia que los materiales
son resistentes a la corrosión en el entorno en el que se instalan.
Al seleccionar los materiales de revestimiento, se deben tener en
cuenta las condiciones de manipulación, envío, almacenamiento,
instalación y el entorno de servicio y los requisitos de protección
catódica.La Encuesta de Datos de Corrosión,publicado por NACE
International, es una fuente
103
ASME 831.8-2022
861.1.3Aislamiento Eléctrico
(2)fijación de cables eléctricos directamente a la tubería
mediante el uso de soldaduras blandas u otros materiales que no
(a) Todos los sistemas de transmisión y distribución revestidos
impliquen temperaturas superiores a las de las soldaduras blandas.
deberán estar aislados eléctricamente en todas las interconexiones
(C)Todas las tuberías que estén desnudas para las conexiones de conductores
con sistemas extranjeros, incluidas las líneas de combustible del
eléctricos y todos los cables conductores eléctricos desnudos deben estar
cliente, excepto cuando las estructuras metálicas subterráneas estén
protegidos con material aislante eléctrico compatible con el revestimiento
interconectadas eléctricamente y protegidas catódicamente como
existente.
una unidad. Las tuberías de acero deben estar aisladas
eléctricamente de las tuberías y componentes de hierro fundido,
861.1.5Interferencia eléctrica
hierro dúctil o metales no ferrosos. Se realizarán pruebas eléctricas
(a) Los sistemas de protección catódica de corriente impresa
deben diseñarse, instalarse y operarse para minimizar los
efectos adversos en las estructuras metálicas existentes.
(b) Se deben realizar pruebas de campo para determinar la
interferencia eléctrica adversa de estructuras extrañas, incluidas
las instalaciones eléctricas de CC. Los efectos deberán ser
mitigados por medios tales como enlaces de control, protección
catódica suplementaria, recubrimientos protectores y
dispositivos aislantes.
de los sistemas de transmisión y distribución para localizar contactos
no intencionales con otras estructuras metálicas. Si tales contactos
existen, serán corregidos. Verparaca. 841 . 1 . ll (c)para los requisitos
de autorización.
(b) Cuando un gasoducto sea paralelo a líneas aéreas
de transmisión eléctrica, se deberá considerar
(1) investigar la necesidad de proteger la insu
unir juntas en la tubería contra voltajes inducidos
resultantes de fallas a tierra y rayos. Dicha protección se
puede obtener conectando ánodos galvánicos enterrados a
la tubería cerca de las uniones aislantes y/o puenteando el
aislador de la tubería con un espacio de chispas, o por otros
medios efectivos.
861.1.6Aislamiento de carcasas.El uso de carcasas metálicas
debe evitarse tanto como sea posible desde el punto de vista del
control de la corrosión. Sin embargo, se reconoce que la
instalación de cubiertas metálicas se requiere o es deseable con
frecuencia para facilitar la construcción, como un método
económico para proteger las tuberías existentes, para brindar
protección estructural contra cargas pesadas y/o de impacto
para facilitar el reemplazo según lo exija una ley gubernamental.
agencia y según lo requiera el propietario o el otorgante del
permiso, y por otras razones. Cuando se utilice una carcasa
metálica, se debe tener cuidado para garantizar que el
revestimiento de la tubería portadora no se dañe durante la
instalación. La tubería portadora debe estar aislada de los
revestimientos metálicos y los extremos del revestimiento deben
sellarse con un material duradero para minimizar la acumulación
de sólidos y líquidos en el espacio anular. Se debe prestar
especial atención a los extremos de la carcasa para evitar
cortocircuitos eléctricos debido al movimiento de relleno o
asentamiento. Cuando no se logre el aislamiento eléctrico, se
deben tomar medidas para corregir la condición o mitigar la
corrosión dentro de la carcasa mediante protección catódica
suplementaria o localizada, instalación de un material inhibido
de alta resistividad en el espacio anular u otros medios efectivos.
(2)haciendo un estudio en colaboración con la eléctrica
empresa, tomando en consideración los siguientes factores
y aplicando las medidas correctivas apropiadas:
(-a) la necesidad de mitigar los voltajes de CA inducidos o sus
efectos sobre la seguridad del personal durante la construcción y
operación de la tubería por medio de un diseño adecuado para las
técnicas de unión, blindaje o puesta a tierra
{-b) la posibilidad de rayos o corrientes de falla
induciendo voltajes suficientes para perforar revestimientos de tuberías o
tuberías
(-C)posibles efectos adversos sobre la protección catódica
ción, comunicaciones u otras instalaciones electrónicas
(-d) los efectos corrosivos de los sistemas de energía de
corriente continua de alto voltaje (HVDC)
(3)obtener más formato rin de NACE
SP0177 y EPRI EL-3 106.
(22)
861.1.4Conexiones Eléctricas y Puntos de Monitoreo
(a) Con excepción de las tuberías costa afuera, se deben instalar
suficientes puntos de prueba para mostrar la efectividad del control
861.1.7Interferencia eléctrica
de la corrosión o la necesidad de protección catódica. ( Ver Capítulo
VIIIpara consideraciones especiales para tuberías costa afuera).
(a) Se mitigará la interferencia eléctrica adversa desde o hacia
estructuras extrañas según lo determinen las pruebas de campo.
(b) Se debe prestar especial atención a la forma de instalación
de los conductores eléctricos utilizados para el control o prueba
de corrosión para evitar la concentración de tensión dañina en el
punto de unión a la tubería. Los métodos aceptables incluyen,
pero no se limitan a
(b) Las instalaciones para mitigar la interferencia eléctrica deberán ser
monitoreadas periódicamente.
861.2 Protección atmosférica de tuberías aéreas
(1) cables eléctricos conectados directamente a la tubería o por
861.2.1Recubrimientos.Las instalaciones expuestas a la atmósfera deben
el proceso de soldadura Thermit, utilizando óxido de cobre y
polvo de aluminio. El tamaño de la carga de soldadura Thermit
no debe exceder un cartucho de 15 g.
protegerse de la corrosión externa mediante un revestimiento o chaqueta
adecuada.
104
ASME 831.8-2022
861.2.2Preparación de la superficie.La superficie a recubrir debe
estar libre de materiales nocivos, como óxido, incrustaciones,
humedad, suciedad, aceite, laca y barniz. La preparación de la
superficie deberá ser compatible con el revestimiento o
chaqueta que se aplicará.
863.3 Frecuencia de las pruebas
El tipo, la frecuencia y la ubicación de las inspecciones y
pruebas deben ser adecuados para establecer con una precisión
razonable el grado de protección provisto en el sistema de
tuberías. La frecuencia debe determinarse considerando
elementos que incluyen, entre otros, los siguientes:
(a)estado de la tuberia
861.2.3Características del recubrimiento.El revestimiento o
chaqueta seleccionado deberá poseer características que
(b)método de protección catódica
(C)corrosividad del medio ambiente
proporcionen una protección adecuada del medio ambiente. Los
revestimientos y cubiertas deberán cubrir completamente la
estructura expuesta y deberán aplicarse de acuerdo con las
(d)probabilidad de pérdida o interrupción de la protección
(mi)experiencia operativa, incluidas inspecciones e
especificaciones establecidas o las recomendaciones del fabricante.
investigaciones de fugas
861.2.4Interfaz aire/electrolito.Consideración especial
(f) vida de diseño de la instalación de protección catódica
ción se debe dar a las superficies cerca de la línea del suelo o en una zona
(gramo)seguridad pública o de los empleados
de salpicaduras.
863.4 Medida Correctiva Apropiada
861.3 Ambientes hostiles
Cuando las pruebas o inspecciones indiquen que no existe
una protección adecuada, se tomarán las medidas
correctivas apropiadas.
Cuando la investigación o la experiencia indiquen que
el entorno en el que se instalará la tubería o el
componente es sustancialmente corrosivo, se debe
considerar lo siguiente:
864 CONTROL DE CORROSIÓN INTERNA
(a)los materiales y/o la geometría de los componentes deben estar
diseñados para resistir la corrosión perjudicial
864.1 Generalidades
(b)un revestimiento adecuado
(C)protección catódica
Cuando se transporte gas corrosivo, se deben tomar medidas
para proteger el sistema de tuberías contra la corrosión
perjudicial. Se supondrá que el gas que contiene agua libre en
las condiciones en que se transportará es corrosivo, a menos
que se demuestre que no es corrosivo mediante pruebas
reconocidas o experiencia.
Las medidas de control de la corrosión interna deben
evaluarse mediante un programa de inspección y monitoreo,
que incluye, entre otros, lo siguiente:
862 CRITERIOS DE PROTECCIÓN CATÓDICA
862.1 Criterios estándar
Se considera que una instalación está protegida
catódicamente cuando cumple los criterios aplicables
establecidos en NACE SP0169.
(a)El inhibidor y el sistema de inyección de inhibidor
deben revisarse periódicamente.
862.2 Criterios alternativos
No se pretende que la protección catódica se limite a
estos criterios si se puede demostrar por otros medios que
se ha logrado un control adecuado de la corrosión.
(b)Los cupones de corrosión y los carretes de prueba deben
retirarse y evaluarse a intervalos periódicos.
(C)Las sondas de corrosión deben verificarse manualmente a
intervalos, o monitorearse, registrarse o ambos de forma continua o
863 FUNCIONAMIENTO Y MANTENIMIENTO DE
intermitente, para evaluar el control de la corrosión interna de la
SISTEMAS DE PROTECCIÓN CATÓDICA
tubería.
(d)Se debe mantener un registro de la condición interna de la
863.1 Inspección del Equipo
tubería, de las fugas y reparaciones por corrosión, y de las cantidades
Se realizarán las inspecciones necesarias para mantener
el funcionamiento continuo y eficaz del sistema de
protección catódica.
de gas, líquidos o sólidos y la corrosividad, y se debe usar como base
863.2 Medida de Protección Catódica
donde se puede anticipar corrosión interna, la medición o el
para los cambios en el cronograma de raspaduras, el programa de
inhibidores o el tratamiento del gas. instalación.
(mi)Cuando la tubería está descubierta o en tuberías expuestas
monitoreo del espesor de la pared de la tubería ayudará a evaluar la
Se realizarán pruebas eléctricas periódicamente para determinar
corrosión interna.
que el sistema de tuberías está protegido de acuerdo con los criterios
(f) Cuando las inspecciones, la observación o el análisis de
registros indiquen que se está produciendo una corrosión
interna que puede ser perjudicial para la seguridad pública o de
los empleados, esa parte del sistema se reparará o
reacondicionará y se tomarán las medidas apropiadas para
mitigar la corrosión interna. corrosión.
aplicables.
105
ASME B31.8-2022
864.2 Diseño de Nuevas Instalaciones
Al diseñar un sistema de tubería nuevo o de reemplazo, o
adiciones o modificaciones a los sistemas existentes, se
deben considerar medidas para prevenir y/o inhibir la
corrosión interna. Para preservar la integridad y la eficiencia
de una tubería en la que se sabe o anticipa que se
transportará gas corrosivo, se deben incluir los siguientes
factores en el diseño y la construcción, ya sea por separado
o en combinación.
(a)Los cupones de corrosión, las sondas o los carretes de
prueba se instalarán cuando sea práctico en los lugares donde
exista el mayor potencial de corrosión interna.
(b)Los cupones de corrosión, las sondas y los carretes de prueba deben
estar diseñados para permitir el paso de raspadores o esferas cuando se
instalan en secciones atravesadas por ellos.
864.2.5Endulzamiento o Refinación de Gas.Cuando el gas es para
ser tratado para reducir su corrosividad
(a)se pueden instalar separadores y/o equipos de
deshidratación
(b)se debe considerar el equipo para la eliminación de
864.2. 1Uso de revestimiento protector interno.Cuando
se va a utilizar un revestimiento interno para proteger un sistema de tuberías
(a)el recubrimiento debe cumplir con las especificaciones de
calidad y se debe establecer el espesor mínimo de película seca para
proteger la instalación de los medios corrosivos involucrados, según
el tipo de recubrimiento y los métodos de aplicación
(b)los revestimientos aplicados se inspeccionarán de acuerdo con
las especificaciones establecidas o la práctica aceptada
(C)se deben tomar medidas para evitar la corrosión de las juntas,
como la limpieza y el recubrimiento o el uso continuado de un
inhibidor adecuado cuando la tubería recubierta u otros
componentes se unen mediante soldadura u otros métodos que
otros materiales nocivos del gas
864.2.6Uso de Materiales Resistentes a la Corrosión.El
material de la tubería y otros equipos expuestos a la corriente de
gas debe resistir la corrosión interna; por lo tanto
(a)Los materiales seleccionados para la tubería y los
accesorios deben ser compatibles con los componentes del gas,
los líquidos transportados por el gas y entre sí. Una fuente de
información sobre el desempeño de los materiales en ambientes
corrosivos esLa encuesta de datos de corrosión,publicado por
NACE International.
(b)cuando se utilicen tuberías y componentes de plástico,
no ferrosos o de acero aleado para prevenir o controlar la
corrosión interna, se debe haber determinado que dichos
materiales son efectivos bajo las condiciones encontradas.
[ Ver párrs. 842 . 6 l (a) (Z)y849 . 5 . l (a)(Z)para l imitaciones
sobre cobre.]
dejan expuesto el metal principal.
(d)los tipos de revestimiento y herramientas de raspado utilizados
deben evaluarse y elegirse para evitar daños en el revestimiento
interno si se van a utilizar raspadores o esferas
864.2.2Uso de inhibidor de corrosión.Cuando una corrosión
El inhibidor debe usarse como un aditivo para las corrientes de gas.
(C)Los efectos de erosión-corrosión de las partículas de alta
(a)el equipo para la retención, transferencia e
velocidad en los puntos probables de turbulencia y choque deben
inyección del inhibidor en la corriente se incluirá en el
diseño
minimizarse mediante el uso de materiales resistentes a la erosión,
espesor de pared adicional, diseño o configuración de flujo y tamaño
(b)la operación del programa de inyección debe ser parte
o dimensiones de la tubería y los accesorios.
de la planificación
864.2.7Consideraciones de alta temperatura.cuando el gas
o se transporta a temperaturas elevadas una mezcla de gas
y líquidos o sólidos que se sabe o se anticipa que son
corrosivos, se deben considerar especialmente la
identificación y mitigación de la posible corrosión interna.
Tales medidas son necesarias porque las velocidades de
reacción de corrosión aumentan con temperaturas elevadas
y no son estables. Las medidas apropiadas de mitigación y
monitoreo se dan ensección 864.
(c) se proporcionarán suficientes soportes para cupones de
prueba u otro equipo de monitoreo para permitir evaluaciones
continuas del programa
(d)el inhibidor de corrosión seleccionado debe ser de un tipo
que no provoque el deterioro de ningún componente del
sistema de tuberías
864.2.3Uso de Equipos de Pigging.Cuando una tubería
se planea un sistema de pigging
(a)Se deben proporcionar trampas rascadoras para la inserción y
864.2.8Consideraciones de baja temperatura.Donde el
Si la corriente de gas se enfría para evitar que se derrita el
suelo congelado que rodea la tubería, normalmente no
habrá suficiente agua libre en el gas para provocar corrosión
interna en presencia de contaminantes, como compuestos
de azufre o CO2. Si se anticipa, sin embargo, que habrá agua
libre o soluciones de agua/alcohol en la tubería junto con
contaminantes potencialmente corrosivos, se tomarán las
medidas correctivas adecuadas según lo prescrito ensección
864.
extracción de rascadores, esferas o ambos.
(b)Las secciones de tubería atravesadas por raspadores o esferas
deben estar diseñadas para evitar daños a los raspadores, esferas,
tuberías o accesorios durante las operaciones.
c) Las tuberías para rascadores o esferas se diseñarán para guiar
la herramienta y los materiales que impulsan de forma eficaz y
segura.
(d)se deben tomar disposiciones para la acumulación y el
manejo efectivos de materiales líquidos y sólidos extraídos de la
tubería por raspadores o esferas
864.2.4Uso de Cupones de Corrosión.Cuando la corrosión
deben usarse cupones, sondas de corrosión y/o carretes de
prueba
106
(22)
ASME 831.8-2022
(b) Los lechos de ánodos de corriente impresa deben
instalarse siempre que sea factible a una distancia suficiente de
la tubería u otras estructuras subterráneas para lograr la
máxima dispersión a lo largo de la tubería y reducir el potencial
máximo en la tubería.
865 TUBERÍAS DE ACERO EN AMBIENTES ÁRTICOS
865.1 Consideraciones especiales para ambientes
árticos
Se debe prestar especial atención a los requisitos de
control de la corrosión de las tuberías enterradas y otras
instalaciones instaladas en ambientes árticos,
particularmente en regiones de permafrost. Para
tuberías en contacto con tierra congelada, la tasa de
corrosión se reduce debido a la resistividad
extremadamente alta del suelo y la baja movilidad de los
iones, pero no llega a cero. Sin embargo, puede ocurrir
una corrosión significativa en inclusiones no congeladas,
permafrost discontinuo o áreas de deshielo como las que
pueden ocurrir en las cercanías de ríos, lagos,
manantiales o secciones de tuberías donde la
temperatura de la superficie de la tubería está por
encima del punto de congelación del medio ambiente. La
protección catódica en áreas de deshielo localizadas
puede ser más difícil debido al blindaje de las corrientes
de protección catódica por el suelo congelado
circundante.
(C)Los lechos de ánodos se instalarán, cuando sea práctico,
por debajo del nivel del permafrost o en otros lugares no
congelados, como un arroyo o un lago, para lograr una mejor
distribución de la corriente catódica. Cuando los ánodos deban
instalarse en suelo permanentemente congelado, el volumen del
material de relleno del ánodo debe aumentarse para reducir la
resistencia efectiva entre el ánodo y la tierra circundante.
(d) Las instalaciones de corriente impresa que utilizan lechos
subterráneos de ánodos profundos o distribuidos deben usarse para
proteger las instalaciones de estaciones enterradas y los pilotes
donde se usan para soportar instalaciones de plantas sobre el suelo.
Los pilotes y cualquier otra instalación metálica subterránea
adyacente deben estar interconectados eléctricamente para evitar
interferencias perjudiciales.
865.l.3Consideraciones sobre el ánodo galvánico.Galvánico
Es posible que se necesiten ánodos (empaquetados o en cinta) en
tuberías en áreas de permafrost para complementar las instalaciones
de corriente impresa en áreas descongeladas localizadas. Esto brinda
Las instalaciones de tuberías instaladas en ambientes árticos
protección catódica localizada a aquellas secciones de tubería que
deben estar revestidas y protegidas catódicamente de la misma
manera que las tuberías en lugares templados, y se debe dar la
podrían estar protegidas por la resistividad extremadamente alta del
misma consideración a la necesidad de protección contra la corrosión
suelo circundante.
interna y atmosférica, excepto según lo dispuesto específicamente en
865.l.4Consideraciones de monitoreo.Instalación de
esta sección.
Además de los puntos de prueba normales, se deben considerar los
intervalos de medición de corriente calibrados. Estos deben instalarse
865.1.lRequisitos de revestimiento externo.Recubrimientos para
Las tuberías en entornos de baja temperatura se seleccionarán
de acuerdo con los requisitos particulares de ese entorno. Estos
incluyen adhesión, resistencia al agrietamiento o daño durante el
manejo e instalación en temperaturas bajo cero, aplicabilidad de
revestimientos de juntas de campo o reparaciones de
revestimientos, compatibilidad con cualquier protección catódica
aplicada y resistencia a las tensiones del suelo debido a heladas,
deshielo, cambios de temperatura estacionales, u otras razones.
a intervalos suficientes para evaluar la distribución de corriente a lo
largo de la tubería protegida y los efectos de las corrientes telúricas
predominantes en las regiones polares. Estos tramos también
proporcionan puntos de contacto para medir las indicaciones de
posibles daños en el revestimiento debido a las tensiones inducidas
por un entorno helado.
866 TUBERÍAS DE ACERO EN ALTA TEMPERATURA
SERVICIO
865.l.2Impresioné Consideraciones Actuales.Criterios
866.1 Consideraciones especiales para servicio a
para protección catódica serán los mismos que para tuberías en
alta temperatura
ambientes templados. Debido a que normalmente se requieren
voltajes de activación más altos en suelos congelados, el voltaje
Se debe prestar especial atención a los requisitos de control de la
aplicado a través del revestimiento debe limitarse para que el
corrosión de las tuberías y otras instalaciones en servicio a alta
revestimiento no esté sujeto a daños debido a sobrevoltaje catódico
temperatura [por encima de 150 °F (66 °C)]. Las temperaturas
o densidad de corriente excesiva.
elevadas tienden a disminuir la resistividad de los ambientes de
(a) Las instalaciones de corriente impresa deben usarse en tuberías en
tuberías enterradas o sumergidas y a aumentar la reacción de
suelos permanentemente congelados, especialmente donde el gas se
corrosión electroquímica como resultado de la actividad iónica o
enfría para evitar el deshielo de la tierra. Estas instalaciones son capaces
molecular acelerada. Las temperaturas elevadas generalmente
de proporcionar el voltaje de activación más alto necesario para superar la
ocurren aguas abajo de las estaciones de compresión o en los
alta resistividad del suelo congelado. Se pueden instalar en estaciones de
sistemas de recolección.
compresores u otras instalaciones donde haya energía disponible y se
866.llConsideraciones de revestimiento externo.Recubrimientos
garantice el acceso para ajustes y mantenimiento. Los efectos de las
se seleccionará en función de los requisitos particulares de las
instalaciones de tuberías en servicio de alta temperatura. Estos
incluyen la resistencia al daño del suelo o secundaria
variaciones estacionales en la resistividad del suelo deben compensarse
mediante el uso de rectificadores de potencial constante o ajustes
manuales.
107
ASME 831.8-2022
ellos mismos de la tecnología actual sobre el tema y/o
consultar con expertos bien informados.
tensiones, compatibilidad con cualquier protección catódica
aplicada y, en particular, resistencia a la degradación térmica. En
ambientes rocosos, se debe considerar el uso de una envoltura
exterior protectora, un relleno seleccionado u otras medidas
adecuadas para minimizar el daño físico.
Este párrafo debe limitarse a declaraciones generales en lugar de
límites específicos con respecto a la corrosión bajo tensión. La
corrosión bajo tensión es actualmente objeto de programas de
investigación y, sin duda, habrá datos más específicos disponibles
866.1.2Impresioné Consideraciones Actuales.Criterios
para el diseñador de tuberías y la empresa operadora en el futuro.
para la protección catódica serán los mismos que para el servicio a
Mientras tanto, este Código sugiere que el usuario consulte el estado
temperatura normal, excepto que se deben reconocer los efectos de
actual de la técnica. Los niveles de corriente de protección catódica, la
la disminución de la resistividad y el aumento de los requisitos de
calidad de la preparación y el revestimiento de la superficie de la
corriente de protección catódica en el servicio a temperatura elevada
en cualquier componente IR de la medición del potencial de la tubería
al suelo. También se tendrán en cuenta los posibles efectos de
tubería, las temperaturas de operación, los niveles de estrés y las
condiciones del suelo se deben considerar en el diseño y las
operaciones de la tubería.
despolarización debidos al funcionamiento a alta temperatura.
868 HIERRO FUNDIDO, HIERRO FORJADO, HIERRO DÚCTIL,
866.1.3Consideraciones sobre el ánodo galvánico.considerar
Y OTRAS TUBERÍAS METÁLICAS
Se debe prestar atención al impacto en el desempeño de los ánodos
galvánicos cerrados (especialmente del tipo brazalete o cinta) sujetos
868.1 Requisitos para instalaciones de tuberías de hierro fundido
a temperaturas elevadas debido a su proximidad a una tubería
y hierro dúctil expuestas a la atmósfera
caliente. Las temperaturas más altas tienden a aumentar la salida de
Las tuberías aéreas de hierro fundido y hierro dúctil deben
protegerse adecuadamente en áreas donde pueda ocurrir
corrosión atmosférica severa.
corriente y la tasa de degradación de la mayoría de los materiales del
ánodo. Algunos materiales del ánodo pueden volverse más nobles
que el acero a temperaturas superiores a 1 4 0 °F (6 0 °C) en ciertos
electrolitos. Los ánodos de zinc que contienen aluminio también son
868.2 Otros Materiales Metálicos
susceptibles a la corrosión intergranular por encima de los 49 °C (120
°F).
Cuando se descubre que un componente de metal no ferroso o
aleación ferrosa se ha corroído hasta el punto en que puede verse
867 CORROSIÓN POR TENSIÓN Y OTROS
afectada la seguridad pública o de los empleados, debe
reacondicionarse de acuerdo conparaca. 861 . 3o reemplazado. El
FENÓMENOS
sustituto deberá cumplir uno de los siguientes criterios:
Los fenómenos de corrosión inducidos por el medio ambiente y
(a)Se construirá con otros materiales, geometría o ambos,
y estará diseñado para el resto de la vida útil de la instalación
principal.
otros relacionados, como el agrietamiento por corrosión bajo
tensión, la fatiga por corrosión, el agrietamiento bajo tensión por
hidrógeno y la fragilización por hidrógeno, se han identificado como
(b) Deberá estar protegido catódicamente o de otro modo.
causas de fallas en las tuberías. Se han adquirido y reunido
considerables conocimientos y datos sobre estos fenómenos, y
868.3 Instalación de Conexiones Eléctricas
continúan las investigaciones sobre sus causas y prevención. Las
(a)Las conexiones eléctricas se pueden unir directamente a la
tubería de hierro fundido o de hierro dúctil mediante el proceso
de soldadura Thermi t utilizando óxido de cobre y polvo de
aluminio. El tamaño de la carga de soldadura Thermit no debe
exceder un cartucho de 32 g.
empresas operadoras deben estar alertas a la evidencia de tales
fenómenos durante todas las inspecciones de tuberías y en otras
oportunidades similares. Cuando se encuentre evidencia de tal
condición, se iniciará un programa de investigación y se tomarán las
medidas correctivas necesarias. Se debe considerar cualquier
(b) Toda la tubería que esté desnuda para las conexiones de los conductores de
evidencia de este tipo en todas las investigaciones de fallas de
prueba y todos los cables conductores de prueba desnudos deben estar protegidos por
tuberías. Las empresas operadoras deben aprovechar
material aislante eléctrico compatible con el revestimiento existente.
108
ASME 831.8-2022
Capítulo VI I.
Dejadoen blanco intencionadamente
El material mostrado anteriormente en este Capítulo ha sido trasladado a otros Capítulos de este Código. Este
Capítulo se ha dejado en blanco intencionalmente y está reservado para uso futuro.
109
ASME 831.8-2022
Capítulo VI 1 1
Transmisión de gas en alta mar
(22)A800 TRANSMISIÓN DE GAS MARINA
A803 TÉRMINOS Y TÉRMINOS DE TRANSMISIÓN DE GAS MAR AFUERA
DEFINICIONES
Este Capítulo del Código cubre el diseño, los requisitos de
materiales, la fabricación, la instalación, la inspección, el examen, las
cargas accidentales:cualquier carga no planificada o combinación de
pruebas y los aspectos de seguridad de la operación y el
cargas no planificadas causadas por la intervención humana o
mantenimiento de los sistemas de transmisión de gas en alta mar.
fenómenos naturales.
contaminación biológica:una acumulación de depósitos. Esto incluye la
A801 GENERALIDADES
acumulación y el crecimiento de organismos marinos en una
superficie metálica sumergida y la acumulación de depósitos
Capítulo VIIIse refiere sólo a los sistemas de transmisión de gas en alta
mar como se define enparaca.
(generalmente inorgánicos) en la tubería del intercambiador de calor.
Con la excepción de
acoplamiento de ruptura:un componente instalado en la tubería
para permitir que la tubería se separe cuando se aplica una
carga axial predeterminada al acoplamiento.
seccionesA840a través deA842,A844,yA847,este Capítulo está organizado
de manera paralela a la numeración y el contenido de los primeros seis
capítulos del Código. Todas las disposiciones aplicables deCapítulos Ia
través deVIde este Código también son requisitos de este Capítulo, a
hebilla:una condición en la cual la tubería ha sufrido suficiente
menos que se modifique específicamente en el presente. Con las
deformación plástica para causar un arrugamiento permanente en la
excepciones señaladas, las designaciones de párrafo siguen a las de los
pared de la tubería o una deformación excesiva de la sección
primeros seis capítulos con el prefijo "A."
transversal causada por cargas de flexión, axiales, de impacto y/o de
torsión que actúan solas o en combinación con la presión
A802 ALCANCE E I NTENCIÓN
hidrostática.
disolución catódica:la pérdida de adherencia entre un
A802.1 Alcance
recubrimiento y la superficie recubierta causada por productos
de una reacción catódica.
Para este Capítulo, los sistemas de transmisión de gas en alta mar
incluyen gasoductos en alta mar, tuberías ascendentes de tuberías,
pandeo de la columna:pandeo de una viga o tubería bajo una carga axial de
tuberías de plataforma, estaciones compresoras de gas en alta mar,
compresión en la que las cargas provocan una deflexión lateral inestable;
accesorios de tuberías, soportes de tuberías, conectores y otros
también conocido como "pandeo por levantamiento".
componentes que se abordan específicamente en este Código.
conectores:cualquier componente, excepto bridas, utilizado para unir
A802.2 Intento
mecánicamente dos secciones de tubería.
La intención de este Capítulo es proporcionar los requisitos
adecuados para el diseño, la instalación y la operación seguros y
confiables de los sistemas de transmisión de gas en alta mar. Los
requisitos de este Capítulo complementan los requisitos del
resto de este Código. Por lo tanto, no es la intención de este
Capítulo incluir todo, y se deben tomar disposiciones para
cualquier consideración especial que no se aborde
específicamente.
desbandada:la pérdida de adherencia entre un recubrimiento y
el sustrato.
No es la intención de este Capítulo evitar el desarrollo
y la aplicación de nuevos equipos y tecnologías. Se
fomenta dicha actividad siempre que se cumplan los
requisitos de seguridad y confiabilidad de este Código.
documentado:la condición de estar en forma escrita.
presión hidrostática externa:presión que actúa sobre cualquier
superficie externa como resultado de su inmersión en agua.
la tubería flexible:tubería que es
(a)fabricado como un compuesto de componentes
metálicos y no metálicos
(b)capaz de permitir grandes deflexiones sin afectar
negativamente la integridad de la tubería
(C)destinado a ser una parte integral del sistema de
transporte permanente de productos
La tubería flexible no incluye tubería de acero metálico sólido, tubería de
plástico, tubería de plástico reforzado con fibra, manguera de goma o tuberías
metálicas revestidas con revestimientos o revestimientos no metálicos.
110
ASME 831.8-2022
mecánica de fractura:un análisis cuantitativo para evaluar la
compresores y tuberías que no forman parte de las instalaciones de
confiabilidad estructural en términos de tensión aplicada, longitud de
producción.
la fisura, geometría de la muestra y propiedades del material.
(bJEn las plataformas costa afuera que no producen hidrocarburos, la
tubería de la plataforma es toda la tubería de transmisión de gas,
soldadura hiperbárica:Soldadura realizada a presión
compresores, accesorios y componentes entre los conductos ascendentes
hidrostática ambiental en una cámara sumergida de la
que se ha eliminado el agua de las superficies a soldar.
de la tubería costa afuera.
(C)Debido a una amplia variedad de configuraciones, la
ubicación exacta de la transición entre el(los) elevador(es) de la
tubería costa afuera, la tubería de la plataforma y la instalación
de producción debe seleccionarse caso por caso.
espesor de pared mínimo, tm;n:el espesor de pared nominal,t
(verparaca. 804.5), menos la tolerancia de fabricación de
acuerdo con la especificación de tubería aplicable, y menos
todas las tolerancias de corrosión y erosión. El espesor de
pared mínimo se utiliza en las ecuaciones de diseño en
paraca.
tubería prefabricada:una sección de tubería ascendente, tubería de
plataforma o tubería submarina que contiene accesorios y
soldaduras a tope, bridas y/o conectores mecánicos y que
Limpieza casi blanca:una superficie que, cuando se ve sin aumento,
normalmente se fabrica en tierra y se conecta al sistema de tubería
está libre de todo aceite, grasa, polvo, suciedad, escamas de
durante la instalación. Algunos ejemplos de tuberías prefabricadas
laminación, óxido, revestimiento, óxidos, productos de corrosión y
incluyen un elevador compensado, un puente, un bucle de
otras materias extrañas visibles. La tinción aleatoria es
expansión, un carrete de unión y un elevador prefabricado.
limitado a no más del 5% de cada área unitaria de
2
2
hebilla de propagación:pandeo que avanza rápidamente a lo largo de
superficie [aproximadamente 9 . 0 pulg. ( 5 8 cm } ] , y puede
una tubería causado por el efecto de la presión hidrostática externa
consisten en sombras claras, rayas leves o decoloraciones menores
sobre un pandeo previamente formado, colapso local u otra
causadas por manchas de óxido, manchas de cascarilla de laminación o
deformación de la sección transversal.
manchas de un revestimiento aplicado previamente (ver NACE No. 2/SSPC-
Tire del tubo completo:un conducto conectado a una plataforma en alta mar
SP 10) .
a través del cual se puede instalar un elevador.
costa afuera:el área más allá de la línea de pleamar ordinaria a lo
largo de la parte de la costa que está en contacto directo con el mar
elevador de tubo de tracción:tubo ascendente o tubos instalados a través de un tubo de tracción
abierto y más allá de la línea que marca el límite hacia el mar de las
(por ejemplo, tubo en J o tubo en I).
aguas costeras interiores.
elevador de tubería en alta mar:la porción vertical o casi vertical de una
tubería costa afuera entre la tubería de la plataforma y la tubería en o
debajo del lecho marino, incluyendo una longitud de tubería de al
menos cinco diámetros de tubería más allá del codo inferior, codo o
accesorio. Debido a la amplia variedad de configuraciones, la
retorno en intervalo:Intervalo de tiempo determinado
estadísticamente entre eventos sucesivos de condiciones
ambientales de diseño que se igualan o superan, típicamente
calculado como el recíproco de la probabilidad anual de
ocurrencia del evento.
tubo de subida:verelevador de tubería en alta mar.
ubicación exacta de la transición entre la tubería, el conducto vertical
batimetría fondo/mar:se refiere a las profundidades del agua a lo largo de la ruta
de la tubería y la tubería de la plataforma debe seleccionarse caso
de la tubería.
por caso.
licuefacción del suelo:una condición del suelo, típicamente causada
sistema de tuberías en alta mar:todos los componentes de una tubería instalada
por una carga cíclica dinámica (p. ej., terremoto, olas), donde la
en alta mar para el transporte de gas que no sean las tuberías de las
resistencia al corte efectiva en el suelo se reduce de tal manera que el
instalaciones de producción. Las mangueras de carga de cisternas o barcazas no
suelo exhibe las propiedades de un líquido.
se consideran parte del sistema de tuberías costa afuera.
montaje especial:una sección de tubería submarina que contiene
plataforma marina:cualquier estructura anclada permanentemente o
componentes de tubería tales como una hebilla o supresor de fracturas,
fija hecha por el hombre, instalación flotante o isla artificial ubicada
trineo en línea, ensamblaje de conexión submarino, colector de extremo
en alta mar.
colapso de tubería:deformación por aplanamiento de la tubería que resulta
en la pérdida de la resistencia de la sección transversal y de la forma
de tubería, terminación de extremo de tubería, ensamblaje de válvula en
línea, ensamblaje de válvula lateral o colector submarino y es
normalmente se fabrican en tierra y se conectan al sistema de tuberías
circular, que es causada por una presión hidrostática externa excesiva que
durante la instalación.
actúa sola.
zona de chapoteo:el área de la tubería ascendente u otros componentes de la
deformación plastica:una deformación permanente causada por
tubería que está intermitentemente húmedo y seco debido a la acción de las olas
esfuerzos más allá del límite elástico.
y las mareas.
tubería de la plataforma:
elevador de catenaria de acero (SCR):una extensión en forma de
(a)En las plataformas costa afuera que producen hidrocarburos, la
catenaria de una tubería submarina que está unida a una plataforma
tubería de la plataforma es toda la tubería de transmisión de gas, los
marina flotante o fija.
accesorios y los componentes entre la instalación de producción y el(los)
tabla de arrastre:una estructura que se sujeta al fondo de las
tubo(s) ascendente(s) de la tubería costa afuera. Esto incluye cualquier gas
redes de pesca comercial y se arrastra por el lecho marino.
111
ASME 831.8-2022
(b}El pi pe me ets los requisitos de prueba en sección
A847.
revestimiento de peso:cualquier revestimiento aplicado a la tubería para
aumentar la gravedad específica de la tubería.
(C)La tubería debe ser inspeccionada porparaca.8 1 7 . 1 .3para
identificar cualquier defecto que perjudique la capacidad de
servicio de la tubería. Si se identifican dichos defectos, se
eliminarán o repararán.
A811 CALIFICACIÓN DE MATERIALES Y
EQUIPO
No se deben utilizar tuberías de plástico, tuberías de plástico con
La tubería de línea no identificada no debe usarse para tuberías
refuerzo no metálico, tuberías de hierro fundido y tuberías de hierro
submarinas.
dúctil para transportar gas natural.
A817.4 Recalificación de sistemas de tuberías
A814 ESPECIFICACIONES DE MATERIALES
ASe podrá recalificar un sistema de gasoductos que haya sido
previamente utilizado para el servicio de transmisión de gas, sujeto a
A814.l Tubería que cumple con las normas de referencia
las siguientes condiciones:
y especificaciones
(a)El sistema de tuberías cumple con las consideraciones
de diseño enseccionesA841,A842,yA843.
A814.llTubo de acero.Tubería de acero con un factor de calidad de
(b)El sistema de tuberías cumple con los requisitos de prueba
hidráulica enpárrs.A847.1a través deA847.6.Además, si el sistema
de tuberías se mueve, también deberá cumplir con el requisito
de prueba de pandeo enparaca.A847.7.
junta de soldadura longitudinal,mide1.00enMesa841 . 1.7-1deberia ser
usado.
A814.3 Revestimiento de peso
Los materiales de revestimiento de peso de concreto (cemento,
agregado, acero de refuerzo) deberán cumplir o exceder los
A820 SOLDADURA DE TUBERÍAS COSTA AFUERA
requisitos de las normas ASTM aplicables.
Esta sección se refiere a la soldadura de materiales de acero
al carbono que se utilizan en una tubería en el entorno marino.
A814.4 Tubería flexible
La tubería flexible se fabricará con materiales que
cumplan con los requisitos de las normas ASTM o ASME
aplicables.
A821 GENERALIDADES
A821.l Requisitos generales
A814.5 Otros requisitos
La soldadura cubierta puede realizarse en condiciones
atmosféricas o hiperbáricas.
Además de los requisitos contenidos en las normas a las que se
hace referencia, se pueden considerar otros requisitos para las
A821.2 Procesos de soldadura
tuberías y otros componentes utilizados en alta mar, según la
profundidad del agua, la temperatura del agua, la presión interna, la
La soldadura se puede realizar mediante cualquier proceso o
composición del producto, la temperatura del producto, el método
combinación de procesos que produzca soldaduras que cumplan con los
de instalación y/u otras condiciones de carga. Por lo tanto, la
requisitos de calificación de procedimiento de este Código y que puedan
consideración puede incluir uno o más de los siguientes:
examinarse por medios convencionales.
(a)tolerancia del espesor de pared (b}
tolerancia del diámetro exterior
A821.3 Procedimiento de soldadura
(C)fuera de redondez
(a)Antes de la soldadura atmosférica de cualquier tubería,
(d)resistencias máximas y mínimas a la tracción y a la tracción
componentes de tubería o equipo relacionado, se deben escribir las
(mi)equivalente máximo de carbono
especificaciones del procedimiento de soldadura y se debe calificar el
(f) tenacidad a la fractura
procedimiento. El procedimiento aprobado deberá incluir todos los
(gramo)dureza
detalles aplicables enumerados en AP! estándar1 1 04.
(H}pruebas hidrostáticas de molinos de tuberías y otras pruebas
(b)Antes de la soldadura hiperbárica de cualquier tubería,
mecánicas
componentes de tubería o equipo relacionado, se deben escribir las
especificaciones del procedimiento de soldadura y se debe calificar el
A817 CONDICIONES PARA LA REUTILIZACIÓN Y
procedimiento. El procedimiento aprobado deberá incluir todos los
RECALIFICACIÓN DE TUBERÍA
detalles aplicables enumerados en AP! estándar1 104y AWS03.6.
A817.l Reutilización de tubería de acero
(C)Cada soldador u operador de soldadura deberá estar calificado
La tubería usada puede reutilizarse, sujeto a las siguientes
para el procedimiento establecido antes de realizar cualquier
condiciones:
soldadura en cualquier tubería, componente de tubería o equipo
(a)La tubería cumple con las consideraciones de diseño en
seccionesA841,A842,yA843.
relacionado instalado de acuerdo con este Código.
112
(22)
ASME 831.8-2022
ser verificado por datos suficientes para establecer probabilidades
(d) Las calificaciones del procedimiento de soldadura, así como las
para la asignación de error de examen propuesta.
calificaciones del soldador o del operador de soldadura, son válidas
solo dentro de los límites especificados del procedimiento de
soldadura. Si se realizan cambios en ciertos detalles, denominados
A830 COMPONENTES DEL SISTEMA DE TUBERÍAS Y
"variables esenciales" o "cambios esenciales", se requiere una
DETALLES DE FABRICACIÓN
calificación adicional. Las variables esenciales AP!Std 1 104 tendrán
prioridad en los asuntos que no se vean afectados por el entorno
A830.l Generalidades
subacuático, y AWS 03.6 regirá los cambios esenciales relacionados
El propósito desecciones A8 3 1a través deA8 3 5es proporcionar
con el entorno de soldadura subacuático y las condiciones de trabajo.
un conjunto de criterios para los componentes del sistema que se
utilizarán en una aplicación en alta mar.
(22)A823 CUALIFICACIÓN DE PROCEDIMIENTOS Y SOLDADORES
COMPONENTES DEL SISTEMA DE TUBERÍA A831
No se debe usar hierro fundido o hierro dúctil en bridas, accesorios o
La calificación de los procedimientos y soldadores
debe estar de acuerdo con los requisitos desección 8 2 3,
exceptopárrs. 823 . 1y823 . 2no aplicar en alta mar.
componentes de la carcasa de la válvula.
Todos los componentes del sistema para aplicaciones costa afuera
deberán ser capaces de resistir con seguridad las mismas cargas que la
(a)¡Los procedimientos de soldadura y los soldadores que realizan
tubería en el tramo en el que están incluidos, excepto los "eslabones
soldadura atmosférica bajo esta sección deben estar calificados bajo
débiles" (p. ej., acoplamientos separables) diseñados en un sistema para
AP! Std 1 1 04, excepto para las aplicaciones en las que el diseño, los
fallar bajo cargas específicas. Se debe considerar la posibilidad de
materiales, la fabricación, la inspección, el examen y las pruebas
minimizar las concentraciones de tensión.
están de acuerdo con el Código BPV, Sección VIII, los procedimientos
Los componentes del sistema que no están específicamente cubiertos
de soldadura y los soldadores deben estar calificados según el
en artículo 831será validado para la idoneidad por cualquiera de
Código BPV, Sección IX.
(a) pruebas documentadas de prototipos a gran escala de los
componentes o conjuntos especiales, o
(b) Los procedimientos de soldadura y los soldadores que
realicen soldadura hiperbárica conforme a esta sección deberán
estar calificados de acuerdo con las disposiciones de prueba y
examen de AP. Std 1 104 complementado por AWS 03.6.
(bJ un historial de uso exitoso de estos componentes o ensambles
especiales producidos por el mismo método de diseño. Se debe tener
cuidado en cualquier nueva aplicación de diseños existentes para
garantizar la idoneidad para el servicio previsto.
(22)A826 REQUISITOS DE EXAMEN DE SOLDADURA
A831.l Válvulas y dispositivos reductores de presión
A826.3 Examen para control de calidad de soldaduras
A831.ll Válvulas.Además de los estándares de válvulas enumerados
sobre sistemas de tuberías
enparaca. 83 1 . 1 . yo (un), se pueden utilizar las siguientes
A826.3.l Extensión del examen.Cien por ciento
especificaciones:
del número total de soldaduras de campo en tuberías costa afuera y
componentes de tuberías que están sujetos a carga por la presión
AP! Especificación 6DSS/
interna de la tubería deben examinarse de manera no destructiva, si
Norma ISO 14723
es práctico, pero en ningún caso debe examinarse menos del 90% de
AP! Especificaciones 170
dichas soldaduras. El examen deberá cubrir el 100% de la longitud de
Especificación para submarino
Válvulas de tubería
Diseño y Operación de
Sistemas de producción submarinos
dichas soldaduras examinadas.
- Equipos submarinos de
cabeza de pozo y árbol
A826.3.2 Estándar de Aceptabilidad.Todas las soldaduras que son
examinado debe cumplir con los estándares de aceptabilidad de
AP! Std 1 104 o el Código BPV, Sección VIII, según corresponda
para el servicio de la soldadura, o ser debidamente reparado y
reexaminado o eliminado.
A832
EXPANSIÓN Y FLEXIBI LIDAD
Los cálculos de expansión y contracción térmica deberán
A826.3.3 Límites alternativos de aceptación de fallas.Para
considerar el diferencial de temperatura entre la temperatura del
soldaduras circunferenciales en una tubería, se pueden establecer límites
material durante las operaciones y la temperatura del material
alternativos de aceptación de fallas con base en análisis de mecánica de
durante la instalación.
fractura y criterios de idoneidad para el propósito como se describe en AP!
Std 1 104. Dichos estándares de aceptación alternativos deben estar
A834 SOPORTES Y ANCLAJE PARA EXPUESTOS
respaldados por análisis de tensión apropiados, requisitos de prueba de
TUBERÍA
procedimientos de soldadura complementarios y exámenes no
No se debe soldar directamente a la tubería ningún accesorio que
destructivos más allá de los requisitos mínimos especificados en este
no sea un miembro envolvente (verparaca. A842.2.7) .
documento. La precisión de las técnicas no destructivas para la medición
de la profundidad de fallas debe
113
ASME 831.8-2022
(C)suelos marinos
A835 ANCLAJE PARA TUBERÍA ENTERRADA
(d)viento
Los cálculos de expansión y contracción térmica deberán considerar los
(mi)hielo
efectos del material de relleno completamente saturado en la contención
(f) actividad sísmica
del suelo.
Cuando se vaya a colocar una tubería sumergida a través de
una zona de falla conocida, o en un área propensa a terremotos
donde exista la posibilidad de nuevas fallas, se debe considerar
la necesidad de flexibilidad en el sistema de tubería y sus
componentes para minimizar la posibilidad de daño. debido a la
actividad sísmica.
Los requisitos deparaca. 8 3 5 . 5 (c)para conexiones de
cabecera y derivación no se aplican a los sistemas de tuberías
sumergidas en alta mar. Un medio adecuado para evitar
tensiones indebidas en las conexiones de tuberías sumergidas
en alta mar es proporcionar una flexibilidad adecuada en las
conexiones de los ramales en el lecho marino.
(g) movimiento de la plataforma
(h} temperatura
(i)presión
j) profundidad del agua
(k)liquidación de apoyo
(/) cargas accidentales
(metro)transporte comercial
(norte)actividades de pesca/camarones
El diseño de tuberías en alta mar a menudo está controlado por
consideraciones de instalación más que por condiciones de carga
operativas.
Se puede encontrar información adicional para las condiciones de
diseño en API RP 1 1 1 1, párr. 4.1.
A840 DISEÑO, I NSTALACIÓN Y PRUEBAS
A841.2 Consideraciones de diseño de instalación
A840.l Disposiciones generales
El diseño de un sistema de tuberías en alta mar adecuado
para una instalación segura y el desarrollo de procedimientos de
construcción de tuberías en alta mar se basarán en la
consideración de los parámetros enumerados enpárrs. A84 1 . 2 .
1a través de A84 1. 2 . S. Estos parámetros se considerarán en la
medida en que sean significativos para el sistema propuesto y
aplicables al método de instalación que se esté considerando.
El diseño, la instalación y las pruebas de los sistemas de
transmisión de gas en alta mar deben estar de acuerdo con
Capítulo IVmodificado específicamente por las disposiciones de
Asimismo, todas las disposiciones deCapítulo IVeso
Capítulo
dependen de la Clase de ubicación no se aplican a los sistemas de
transmisión de gas en alta mar, excepto que las tuberías en alta mar
que se acerquen a las áreas de la línea costera se diseñarán y
probarán adicionalmente de acuerdo con las disposiciones de Clase
A841 . 2 . yoPeso .Se debe considerar el efecto de los pesos de la tubería
de ubicación según lo determinado enparaca. A840. 2.
o del ensamblaje de la tubería (en el aire y sumergidos) sobre las tensiones
A840.2 Aproximaciones a la costa
variabilidad debida a las tolerancias de fabricación del revestimiento del
Las tuberías en alta mar que se acerquen a las áreas de la costa deberán
y deformaciones de la instalación. También se debe considerar la
peso y la absorción de agua.
A841.2.2Perfil.Se deben considerar las variaciones en la
diseñarse y probarse adicionalmente de manera consistente con las
disposiciones de Clase de ubicación según lo determinado ensección 840,
profundidad del agua a lo largo de la ruta de la tubería. El efecto de
excepto eso
las mareas se incluirá en lugares donde tales variaciones sean una
(a) Las tuberías en alta mar en las Clases de ubicación 3 y 4
fracción significativa de la profundidad del agua. Se deberá
pueden, alternativamente, probarse hidrostáticamente a una presión
considerar la pendiente del fondo, obstrucciones o irregularidades
no inferior a 1 . 25 veces la presión máxima de funcionamiento
que afecten los esfuerzos de instalación.
siempre que se cumplan las disposiciones de la sección A826
(b)para tuberías en alta mar, las disposiciones de la sección
A847 reemplazanparaca. 841.3.2
Se puede utilizar API RP 1 1 3 3 como orientación adicional.
A841 CONSIDERACIONES DE DISEÑO
A841.2.3Cargas Ambientales.Las fuerzas ambientales locales,
incluidas las inducidas por el viento, las olas, las corrientes, el hielo, la
actividad sísmica y otros fenómenos naturales, están sujetas a
cambios radicales en las áreas costa afuera. Estos posibles cambios
deben tenerse en cuenta durante el diseño de la instalación y la
planificación de contingencias.
A841.2.4Cargas impuestas por equipos de construcción
A841.l Condiciones de diseño
Una serie de parámetros físicos, en lo sucesivo denominados
condiciones de diseño, gobiernan el diseño del sistema de tuberías
costa afuera para que cumpla con los requisitos de instalación,
operación y otros requisitos posteriores a la instalación. Algunos de
los factores que pueden influir en la seguridad y confiabilidad de una
tubería y tubería vertical en alta mar incluyen
y movimientos de embarcaciones.Las limitaciones y las características de
comportamiento de los equipos de instalación se tendrán en cuenta en el
diseño de la instalación.
Se deben considerar los movimientos de los recipientes si se espera que
produzcan tensiones en las tuberías o daños en las tuberías/revestimientos
suficientes para afectar la capacidad de servicio de la tubería.
(a) olas
(b} actual
1 14
ASME 831.8-2022
¡Puede encontrar información adicional sobre las cargas
operativas en AP! RP 1 1 1 1, párr. 4. 1 .4.
A841.2.5 Suelos inferiores.Se deben considerar las características
del suelo cuando se desarrollen procedimientos de instalación para
lo siguiente:
A841.3.3 Cargas ambientales de diseño.Cargas que
deben considerarse dentro de esta categoría incluyen, en
su caso, los derivados de
(a) olas
(b} actual
(C)viento
(a)instalación de elevadores en tubos de tracción
(b) colocación de curvas horizontales en el enrutamiento de la tubería
(C)remolques de fondo de tubería (d}
excavación de zanjas y relleno
A841.3 Consideraciones de diseño operativo
(d) eventos sísmicos
(mi)cargas accidentales (p. ej., tablas de arrastre y anclas)
A841.3.l Clasificaciones de carga.Todas las partes del
El sistema de tuberías y tuberías ascendentes en alta mar se
diseñará para las combinaciones más críticas de cargas
ambientales operativas y de diseño, que actúan
simultáneamente, a las que puede estar sujeto el sistema. Las
cargas de diseño del viento, las olas y la corriente deben basarse
en un intervalo de retorno de diseño no inferior a cinco veces la
vida útil de diseño de la tubería o 100 años, lo que sea menor.
Si la filosofía de operación de la tubería es tal que las
operaciones con cargas operativas completas se mantendrán
durante las tormentas de diseño, entonces el sistema debe
diseñarse para la acción simultánea de las cargas ambientales
operativas y de diseño.
Si la filosofía operativa es tal que las operaciones se reducirán
o interrumpirán durante las condiciones de tormenta de diseño,
entonces el sistema se diseñará para
(a)cargas operativas completas más cargas ambientales
(F)
cargas dinámicas inducidas por el suelo (p. ej., deslizamientos de tierra y
licuefacción)
(gramo)cargas de hielo (por ejemplo, peso, impactos flotantes y
socavación)
A842 CONSIDERACIONES DE FUERZA
Los análisis de diseño e instalación se basarán en
métodos de ingeniería aceptados, resistencia del material y
condiciones de diseño aplicables.
A842.l Consideración de resistencia durante la instalación
Las siguientes subsecciones definen los requisitos mínimos de
seguridad contra fallas por fluencia o pandeo durante todas las fases
de la instalación del sistema de tuberías (es decir, manipulación,
tendido, excavación de zanjas, etc., mediante pruebas).
coincidentes máximas
A842.ll Pandeo.La tubería debe diseñarse e instalarse de
manera que se evite el pandeo durante la instalación. El
diseño y los procedimientos de instalación deben tener en
cuenta el efecto de la presión hidrostática externa, el
momento de flexión, las cargas axiales y de torsión y la falta
de redondez de la tubería. También se debe tener en cuenta
el fenómeno de propagación del pandeo.
(b) cargas ambientales de diseño más cargas
operativas reducidas apropiadas
Se debe considerar la direccionalidad de las olas, los vientos y las
corrientes para determinar la combinación esperada más crítica de
las cargas anteriores.
A841.3.2 Cargas operativas.Cargas operativas que
se considerarán aquellas fuerzas impuestas sobre el sistema de
tuberías bajo condiciones ambientales estáticas (es decir,
excluyendo el viento, las olas, la corriente y otras cargas
dinámicas).
¡Puede encontrar información adicional para calcular las
tensiones de pandeo debido a la flexión y la presión externa en
AP! RP 1 1 1 1, párr. 4.3.2.3.
A842.l.2 Colapso.El espesor de la pared de la tubería debe
diseñarse para resistir el colapso debido a la presión
hidrostática externa. Las consideraciones incluirán los
efectos de Tolerancias de fresado en el espesor de pared
nominal, falta de redondez y cualquier otro factor aplicable.
¡Puede encontrar información adicional sobre el diseño
para evitar el colapso en AP! RP 1 1 1 1, párr. 4.3.2.2.
Las cargas que deben considerarse como cargas operativas
incluyen
(a)peso del tramo de tubería sin soporte, incluido
(según apropiado) el peso de
(1)tubo
(2)recubrimientos y su agua absorbida
(3)accesorios a la tubería
(4)contenido transportado (b)
presión interna y externa
(C)expansión y contracción térmica
A842 . yo 3 Esfuerzo longitudinal admisible .El
El esfuerzo longitudinal máximo debido a las cargas axiales y de
flexión durante la instalación debe limitarse a un valor que evite
el pandeo de la tubería y no perjudique la capacidad de servicio
de la tubería instalada.
(d) flotabilidad
(mi)pretensado (excluyendo las configuraciones de tubería estructuralmente
restringidas, como en una curva ascendente de tubo de tracción)
¡Puede encontrar información adicional para el diseño de carga
(F) cargas estáticas inducidas por el suelo (p. ej., sobrecarga)
longitudinal en AP! RP 1 1 1 1, párr. 4.3. 1 . 2 .
Los efectos del pretensado, como las curvaturas permanentes
inducidas por la instalación, deben considerarse cuando afectan
la capacidad de servicio de la tubería.
A842. l.4 Cepas permitidas.En lugar del estrés
criterios deparaca. A842 . 1 . 3, se puede utilizar un límite de tensión
de instalación permitido. La deformación longitudinal máxima debida
a las cargas axiales y de flexión durante la instalación
115
(22)
ASME 831.8-2022
(b} Otras consideraciones.Además, la consideración se
dará a los impactos debidos a
Tabla A842.2.2-l
Factores de diseño para tuberías en alta mar, tuberías de plataforma,
(1) objetos extraños
(2)anclas
y elevadores de tuberías
Tensión del aro,
Ubicación
Tubería
Tubería de plataforma
F1
Longitudinal
Estrés,F2
0.72
0.50
0.80
0.80
Conjunto
Estrés,F3
(3) tablas de arrastre
(4)buques, quillas de hielo, etc.
0.90
0.90[Nota 1)]
A842.2.2 Diseño contra la fluencia.Tuberías, elevadores,
y elevadores
y las tuberías de la plataforma se diseñarán contra la fluencia de
acuerdo con este párrafo. Los cálculos combinados de estrés y
permisibles depárrs. 8 3 3 . 2 a través de833 . 6quedan
sustituidas por las disposiciones de(b),
NOTA: (1) El espesor de pared utilizado en el cálculo de la tensión
combinada para tuberías de plataforma y elevadores se basará en el
espesor mínimo de pared.tmin·
(C), y(d)que siguen (ver tambiénTabla A842 . 2 . 2-1) .
(a) Estrés circular.Para tuberías, elevadores y tuberías de
plataforma, la tensión circunferencial de tracción debida a la
se limitará a un valor que evite el pandeo de la tubería y no
perjudique la capacidad de servicio de la tubería instalada.
diferencia entre las presiones internas y externas no deberá exceder
el valor que se indica en este documento.Shpuede ser calculado por
cualquiera de los siguientes:
A842.l.5 Fatiga de instalación.Fluc de estrés anticipado
En el diseño se deben considerar variaciones de suficiente
NOTA: La convención de signos es tal que la tensión es positiva y la
compresión es negativa.
magnitud y frecuencia para inducir una fatiga significativa.
A842.l.6 Asambleas Especiales.Instalación de tuberías
con montajes especiales están sujetos a los mismos requisitos
establecidos enpárrs. A842 . 1 . 1a través deA842 . 1 . S.
(1)
Sh � F1ST
(Unidades habituales de EE. UU.)
A842.l.7 Esfuerzos residuales.El sistema de tuberías deberá
normalmente se instalará de manera que se minimicen las
tensiones residuales. La excepción será cuando el diseñador
planifique deliberadamente esfuerzos residuales (p. ej., resortes
en frío de elevadores y elevadores de tubo de tracción). Cuando
las tensiones residuales son significativas, deben considerarse
en el diseño operativo del sistema de tuberías (ver paraca. A842
.2) .
Sh = (P - Pmi) '
D
2t
(2)
D
(3)
(Unidades SI)
Sh = (P1-PAGmi)
--
A842.l.8 Tubería flexible.Las cargas máximas recomendadas
por los fabricantes y el radio de curvatura mínimo deben
respetarse durante la instalación. La tubería flexible debe
diseñarse o seleccionarse para evitar el colapso debido a los
efectos combinados de la presión externa, las fuerzas axiales y la
flexión. Los procedimientos de instalación deben estar
diseñados para evitar el pandeo (ver AP! RP 178) .
2 000 t
o
(Unidades habituales de EE. UU.)
Sh = (P. - P )
'
mi
D -t
2t
(4)
D -t
(5)
--
(Unidades SJ)
A842.2 Consideraciones de fuerza durante
Sh = (P1-PAGmi) -
Operaciones
2 000 t
A842.2.l Criterios operativos y de diseño
dónde
D
fi
(a) Modos de falla.Las tuberías, los elevadores y las tuberías de la
plataforma deben diseñarse contra los siguientes posibles modos de
falla, según corresponda:
Educación física
PAG;
(1) rendimiento excesivo
diámetro exterior nominal de la tubería, mm (pulg) factor
de diseño de tensión circunferencial deTabla A842.2.2-1
presión externa, psig (kPa) presión de diseño interna, psig
(kPa)
s=límite
(2)pandeo
(3)falla por fatiga
(4)fractura dúctil
sh=tensión
elástico mínimo especificado, psi (MPa)
circunferencial, psi (MPa)
T =factor de reducción de temperatura deTabla 841.1.8-1 t =
espesor de pared nominal, pulg. (mm)
(Fractura frágil SJ
(6)pérdida de estabilidad en el lugar
(7)fractura de propagación
NOTA: Se recomienda queec. (2)oec. (3)ser usado paraD/t
mayor o igual a 30 y queec. (4)oec. (5)ser usado para D/t
menos de 30
(8)corrosión
(9)colapsar
116
ASME 831.8-2022
¡Puede encontrar información adicional para el diseño de
I;
i np l ane factor de intensi ficación de estrés de
Apéndice E obligatorio
i0
factor de intensificación de tensiones fuera del plano
presión en AP! RP 1 1 1 1, párrs. 4.3. 1 y 4.3.2.
(b) Tensión longitudinal.Para tuberías, tuberías ascendentes y tuberías de
de Apéndice E obligatorio
plataforma, la tensión longitudinal no debe exceder los valores encontrados a
partir de
Momento de flexión en el plano, pulg.-lb (N·m)
METRO;
M0
Momento de flexión fuera del plano, pulg.-lb (N·m)
Mc=momento de torsión, pulg.-lb (N·m)
dónde
S=límite elástico mínimo especificado, psi (MPa) Sá.
A
esfuerzo axial, psi (tracción positiva o
compresión negativa) (MPa)
Fa/A
área de la sección transversal del material de la tubería usandoyo,
2
en.2 (milímetro)
lon gi tudina l stre ssdesi gn fa ctor fr om
Tabla A842.2.2-1
Sb
fuerza axial, lb (NJ
esfuerzo de flexión resultante, psi (MPa)
[(i; M;) 2 + (io Mo)2] 1/2/z
Sh
SL
factor de intensificación de tensión en el plano de
Apéndice E obligatorio
tensión de aro usandoyo,psi (MPa)
esfuerzo longitudinal, psi (tracción positiva o
compresión negativa) (MPa)
Sa + Sbosa-sb,lo que resulte en el mayor valor de
factor de intensificación de tensiones fuera del plano
de Apéndice E obligatorio
esfuerzo combinado
momento de flexión en el plano, pulg.-lb (N·m)
momento de flexión fuera del plano, pulg.-lb (N·m)
límite elástico mínimo especificado, psi (MPa)
esfuerzo axial, psi (tracción positiva o compresión
negativa) (MPa)
Carolina del Sur=esfuerzo de torsión, psi (MPa)
Mc/2z
t =espesor de pared nominal, pulg. (mm)
z=módulo de sección de la tubería usandoyo,pulg.3 (cm3)
Fa/A
Alternativamente, la Teoría de la Energía de Distorsión Máxima
esfuerzo de flexión resultante, psi (MPa)
[(soy;)
2
1/2
] /z
+ (ioMo) 2
(tensión combinada de Von Mises) se puede utilizar para limitar los
esfuerzo longitudinal máximo, psi (tracción
positiva o compresión negativa) (MPa)
Sa + Sbosa-sb,lo que resulte en el mayor valor
de tensión
valores de tensión combinada. En consecuencia, la tensión
combinada no debe exceder los valores dados por
t =espesor de pared nominal, pulg. (mm) z
módulo de sección de la tubería usandoyo,pulg.3
2
(d) Esfuerzo combinado para tuberías ascendentes y de
(cm3) 1 1=valor absoluto
plataforma.El esfuerzo combinado no debe exceder el valor dado
por el esfuerzo cortante máximo eq
combinada Tresca) :
¡Puede encontrar información adicional para el diseño de carga
longitudinal en AP! RP 1 1 1 1 , párr. 4.3. 1. 2 .
(c) Esfuerzo combinado para tuberías.El esfuerzo combinado no
debe exceder el valor dado por la ecuación del esfuerzo cortante
máximo (esfuerzo combinado de Tresca):
[Sh )2 2
FFS
+
máximo
)+
s
,
,
,
S
s
.
F
dónde
Fa
área de la sección transversal del material de la tubería usandoyo,en.
2
(mm)
máximo
'
'
A
2
[
I 2
I(
2
[ 2
2
factor de diseño de tensión combinada a partir de
Tabla A842.2.2-1
fuerza axial, lb (NJ
117
+
11/2
uación (tensión
t(mwt)2
2 ]1/2
+ St(mwt)
2+
2
+ St(mwt)2
,
ll/2
ASME 831.8-2022
A842.2.4 Diseño contra pandeo y ovalización.
dónde
brazo)
área de la sección transversal del material de la tubería usando
En el diseño se debe considerar evitar el pandeo de la tubería y el
tmin•en.2 (milímetro)
tubo ascendente durante la operación. Los modos de pandeo que
factor de diseño de tensión combinada a partir de
Tabla A842 .2.2-1
pueden ser posibles incluyen
2
(a)pandeo local de la pared de la tubería
fuerza axial, lb (N)
(b) pandeo de propagación después del pandeo local
factor de intensificación de tensión en el plano de
Apéndice E obligatorio
(C)pandeo de columnas
¡Puede encontrar información adicional para determinar
las tendencias de pandeo en AP! RP 1 1 1 1, párrs. 4 . 3 . 2 . 3
y 4.3.2.4, y el Anexo D.
factor de intensificación de tensiones fuera del plano
de Apéndice E obligatorio
METRO;
Mes
Momento de flexión en el plano, pulg.-lb (N·m)
A842.2.5 Diseño contra fatiga.Fluctuaciones de tensión
de suficiente magnitud y frecuencia para inducir una fatiga
significativa debe considerarse en el diseño.
Momento de flexión fuera del plano, pulg.-lb (N·m)
Mc =momento de torsión, pulg.-lb (N·m)
s=límite
Sa(mwt)
elástico mínimo especificado, psi (MPa)
Las cargas que pueden afectar la fatiga incluyen
esfuerzo axial, psi (tracción positiva o
compresión negativa) (MPa)
(a)vibración de la tubería, como la inducida por el desprendimiento de
vórtices
Fa/A[mwt]
sb(mwt)
(b) acción de las olas
esfuerzo de flexión resultante, psi (MPa)
Los tramos de tuberías y elevadores deben diseñarse de modo
[(i;M;)2+(ioM0) 2] 112 /Z[mwt)
sh (mwt)
SL(mwt)
que se eviten las vibraciones resonantes inducidas por vórtices,
tensión de aro usandotmin•psi (MPa)
siempre que sea práctico. Cuando hacerlo no sea práctico, las
esfuerzo longitudinal, psi (tracción positiva o
compresión negativa) (MPa)
tensiones resultantes totales deberán ser menores que los límites
permisibles en paraca. A842.2.2, y tal que la falla por fatiga no
samwtj+Sb{mwtJoSarmwtJ - Sb{mwtJ•cual
debería resultar durante la vida útil de diseño de la tubería.
nunca da como resultado el mayor valor de tensión
¡Puede encontrar información adicional para el análisis de fatiga
combinada
st(mwt)
tmin
Z[mwt]
en AP! RP 1 1 1 1, párr. 4.5.
esfuerzo de torsión, psi (MPa)
A842.2.6 Diseño contra fractura.Materiales utilizados para
Mc/2Z[mwt]
Las tuberías que transportan gas o mezclas gas-líquido a alta
presión deben tener una resistencia razonablemente alta a la
propagación de fracturas en las condiciones de diseño, o se
deben utilizar otros métodos para limitar la extensión de una
fractura.
espesor de pared mínimo, pulg. (mm) módulo de sección
de la tubería usandotmin•pulg.3 (cm3)
Alternativamente, la Teoría de la Energía de Distorsión Máxima
(tensión combinada de Von Mises) se puede utilizar para limitar los
valores de tensión combinada. En consecuencia, la tensión
A842.2.7 Diseño de abrazaderas y soportes.Abrazaderas y
combinada no debe exceder los valores dados por
(Sh(mwt)2- SL(mwt)Sh(mwt)+SL(mwt) 3St(mwt)
2
2)112
+
Los soportes deben diseñarse de tal manera que se realice una
transferencia suave de cargas desde la tubería o el tubo ascendente
.<: ::'.F3S
hasta la estructura de soporte sin esfuerzos muy localizados debido a
concentraciones de esfuerzos. Cuando los elementos se vayan a
A842.2.3 Diseño alternativo para deformación.en situaciones
soldar a la tubería, deberán rodear completamente la tubería y
donde la tubería experimenta un desplazamiento no cíclico
soldarse a la tubería mediante una soldadura envolvente completa. El
predecible de su soporte (p. ej., movimiento de falla a lo largo de la
soporte debe estar unido al miembro circundante y no a la tubería.
ruta de la tubería o hundimiento diferencial a lo largo de la línea) o
Todas las soldaduras a la tubería deben someterse a pruebas no
hundimiento de la tubería antes del contacto con el soporte, los
destructivas. ¡Las abrazaderas y los soportes deben diseñarse de
límites de tensión longitudinal y combinada no necesitan usarse
acuerdo con los requisitos de AP! RP 2A-WSD, Sección 3 .
como criterio de seguridad contra un exceso de presión. fluencia,
El diseño de abrazaderas y soportes deberá considerar los efectos
siempre que las consecuencias de la fluencia no sean perjudiciales
corrosivos de los espacios y grietas que retienen la humedad y los metales
para la integridad de la tubería. La deformación longitudinal máxima
galvánicamente diferentes.
permisible depende de la ductilidad del material, cualquier
A842.2.8 Diseño de Conectores y Bridas.Conectar
deformación plástica experimentada previamente y el
comportamiento de pandeo de la tubería. Cuando se anticipen
Los tornillos y las bridas deben ser tales que la transferencia de
deformaciones plásticas, se debe considerar la excentricidad de la
cargas sea suave y sin esfuerzos localizados elevados ni deformación
tubería, la falta de redondez de la tubería y la capacidad de la
excesiva de la tubería unida.
soldadura para soportar tales deformaciones sin efectos
Los conectores y las bridas deben tener un nivel de
seguridad contra fallas por fluencia y fallas por fatiga que
sea comparable al de la tubería o tubo ascendente adjunto.
perjudiciales. De manera similar, se pueden aplicar los mismos
criterios a la tubería durante la construcción (por ejemplo,
118
ASME 831.8-2022
A842.2.9 Diseño de Tubería Estructural Riser Protec
toresCuando se instalen tuberías ascendentes en lugares
pasarelas a más de 10 pies (3 m) por encima de la cubierta, también
deberán contar con dos salidas. La distancia máxima desde cualquier
sujetos al impacto del tráfico marítimo, se instalarán
dispositivos de protección en la zona sujeta a daños para
proteger la tubería y el revestimiento.
punto dentro del edificio del compresor hasta una salida no debe
exceder los 75 pies (23 m). Las salidas del recinto deben estar
despejadas y ubicadas de modo que proporcionen una ruta
conveniente de escape y deben proporcionar un paso continuo sin
A842.2.10 Diseño y protección de conjuntos especiales
obstrucciones a un lugar seguro. Las puertas de salida ubicadas en
blissEl diseño de conexiones y ensamblajes especiales deberá
las paredes exteriores deben girar hacia afuera y deben estar
considerar las fuerzas y efectos adicionales impuestos por un
entorno submarino. Tales consideraciones adicionales incluyen
el diseño de corrientes de tormenta y el potencial de movimiento
del lecho marino en sedimentos blandos, licuefacción del suelo,
mayor potencial de corrosión, expansión y contracción térmica y
estrés debido a los procedimientos de instalación. En zonas de
pesca activa, las medidas de protección pueden ser adecuadas
para conexiones y montajes especiales.
equipadas con pestillos que puedan abrirse fácilmente desde el
interior sin llave.
A843.l.5 Análisis de riesgos para compresores en alta mar
Estaciones.Se debe realizar un análisis de peligros para las
estaciones compresoras en alta mar de acuerdo con AP! RP 14J
para cumplir con los requisitos de API RP 14C.
A843.2 Instalaciones eléctricas
A842.2.ll Diseño de tubería flexible.Debido a su compo
Todos los equipos y cableados eléctricos instalados en plataformas
composición del sitio, el comportamiento mecánico de la tubería
flexible es significativamente diferente al de la tubería de acero. La
de compresión costa afuera deben cumplir con los requisitos de
tubería flexible se puede usar para tuberías en alta mar si los cálculos
NFPA 70, si los equipos disponibles en el mercado lo permiten.
Instalaciones eléctricas en ubicaciones peligrosas en alta mar
y/o los resultados de las pruebas verifican que la tubería puede
como se define en NFPA 70, Capítulo 5, Artículo 500 y que deben
soportar con seguridad las cargas consideradas enpárrs. A841.3.2y
A841.3.3. En la selección de tubería flexible, se debe dar
permanecer en funcionamiento durante el apagado de emergencia
consideración a su naturaleza permeable. La posibilidad de implosión
de la estación compresora según lo dispuesto enparaca. A843 . 3 . 3
bajo las condiciones combinadas de alta presión, alta temperatura y
(un)debe estar diseñado para cumplir con NFPA 70, para los
despresurización muy rápida debe investigarse cuando tales
requisitos de Clase I, División I.
Las pautas de API RP 14F deben considerarse en el diseño de
instalaciones eléctricas.
condiciones puedan esperarse. ¡La selección de tubería flexible debe
estar de acuerdo con AP! RP 178 y AP! Especificaciones 1 7J.
A843.3 Equipo de estación de compresores
A843 ESTACIONES COMPRESORAS
A843.3.3 Dispositivos de seguridad
(a) Instalaciones de Parada de Emergencia.Todos los equipos de
A843.l Diseño de estaciones de compresores
compresión de gas deberán estar provistos de un sistema de parada
Los requisitos de este párrafo reconocen las condiciones de
de emergencia que bloquee el paso del gas hacia y desde la estación
diseño únicas y las imitaciones de espacio impuestas al diseñar
de compresión. La operación del sistema de apagado de emergencia
instalaciones de compresión costa afuera y, por lo tanto, se
debe provocar el apagado de todos los equipos de compresión de gas
relacionan únicamente con las instalaciones de compresión costa
y todos los equipos alimentados con gas y debe desenergizar las
afuera.
instalaciones eléctricas en el edificio del compresor, excepto aquellas
La intención adicional de esta sección es hacer que el diseñador
que proporcionan iluminación de emergencia para la protección del
sea consciente de la seguridad del personal durante el diseño y la
personal y aquellas que son necesarios para la protección del equipo.
operación de las instalaciones de compresión costa afuera.
El sistema de apagado de emergencia deberá poder operarse desde
un mínimo de dos ubicaciones en cada nivel de cubierta; es decir, si
A843 . yo l Ubicación de las Instalaciones de Compresores.El
una instalación de plataforma costa afuera tiene más de una cubierta
Las instalaciones de compresores ubicadas en plataformas deberían estar
claramente definida, cada cubierta deberá tener un mínimo de dos
diseñadas para facilitar el libre movimiento de los equipos de extinción de
ubicaciones de parada. Las tuberías de desaceleración deben
incendios u otros equipos de emergencia.
extenderse hasta un lugar donde no sea probable que la descarga de
A843.l.2 Recintos.Todos los recintos ubicados en una
gas cree un peligro para las instalaciones de la plataforma. Se deben
plataforma en alta mar deben estar construidos con material no
combustible o de combustible limitado, según se define en NFPA
220, Capítulo 2. El diseño de los recintos en plataformas en alta
mar debe tener en cuenta las condiciones de carga definidas en
paraca. A841.3.
considerar los posibles líquidos arrastrados, los vientos dominantes y
la ubicación de los alojamientos de la tripulación si forman parte de
las instalaciones de la plataforma. Bajo condiciones de fuerte arrastre
de líquido y malas condiciones de viento predominante, se debe
considerar una estructura separada para una instalación de purga.
A843. l.3 Salidas.Se debe proporcionar un mínimo de dos
salidas para cada nivel operativo de un edificio de
compresores. Cualquier pasarela elevada, incluido el motor
119
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ASME 831.8-2022
(22)
A843.3.4 Requisitos de alivio y limitación de presión para
instalaciones de compresión costa afuera: tubería de
ventilación
A844.2 Estabilidad frente a olas y corrientes
A844.2.l Peso sumergido.El peso sumergido
de la tubería puede diseñarse (como por ejemplo, por peso) para
Las tuberías de ventilación que pueden operar por encima de la presión
resistir o limitar el movimiento a valores aceptables. Las fuerzas
atmosférica deben diseñarse, construirse y probarse de acuerdo con este
hidrodinámicas se basarán en los valores de olas y corrientes para la
Código. Las válvulas de alivio de presión se ventilarán a la atmósfera de
condición de tormenta de diseño para la ubicación específica.
manera que no se cree ningún peligro. Las tuberías de ventilación, los
Se considerará la direccionalidad y simultaneidad de las olas y
cabezales comunes y las líneas de purga de la plataforma deberán tener la
corrientes.
capacidad suficiente para que no interfieran con el funcionamiento del
A844.2.2 Suelos inferiores.Los factores de interacción tubería-
dispositivo de alivio.
suelo que se utilicen deberán ser representativos de las
condiciones del fondo en el sitio.
A844 ESTABILIDAD EN EL FONDO
A844.2.3 Zanjas.La tubería y sus accesorios pueden excavarse
por debajo del nivel del suelo para brindar estabilidad. La tubería
debe estar diseñada para la estabilidad de las olas y la corriente
antes de abrir la zanja. Sin embargo, dicha estabilidad solo
necesita basarse en las condiciones ambientales esperadas
durante el período de exposición de la tubería.
El diseño de la tubería para la estabilidad lateral y vertical se
rige por la batimetría del fondo marino, las características del
suelo y por eventos hidrodinámicos, sísmicos y del suelo que
tienen una probabilidad significativa de ocurrir durante la vida
del sistema. Las condiciones de diseño a considerar se
proporcionan en las siguientes subsecciones.
El sistema de tuberías debe estar diseñado para evitar
movimientos horizontales y verticales, o debe estar diseñado de
modo que cualquier movimiento se limite a valores que no
provoquen que se excedan las tensiones permitidas (ver sección
A842) .
A844.2.4 Relleno.El relleno u otras cubiertas
protectoras, cuando sea necesario, se realizarán
mediante el uso de dichos materiales y procedimientos
para evitar daños a la tubería y los revestimientos.
Factores típicos a considerar en el diseño de estabilidad
incluir
(a) fuerzas de olas y corrientes (b}
socavación y extensión resultante (c)
licuefacción
(d} falla de talud
La estabilidad se puede obtener por tales medios, incluidos, entre
otros, el peso sumergido de la tubería, la excavación de zanjas debajo
del nivel del suelo y el anclaje.
Al calcular las fuerzas hidrodinámicas, se puede tener
en cuenta la variación espacial de las fuerzas de las olas a
lo largo de la tubería.
Se puede encontrar información adicional sobre la estabilidad
hidrostática en API RP 1 1 1 1, párr. 4.4.2.
A844.l Condiciones de tormenta de diseño
Las condiciones de ola y corriente de diseño para partes de
una tubería que no se excavarán en zanjas se basarán en una
tormenta que tenga un intervalo de retorno mínimo de no
menos de cinco veces la vida útil de diseño o 100 años, lo que
sea menor. Las partes del sistema de tuberías que se excavarán
en zanjas se diseñarán para condiciones de olas y corrientes en
función de una evaluación prudente del período de exposición
de la tubería. Se utilizará la combinación esperada más
desfavorable de condiciones de olas y corrientes. Las
condiciones de onda máxima y corriente máxima no
necesariamente ocurren simultáneamente. La selección de la
condición más desfavorable tendrá en cuenta el tiempo de
ocurrencia de la onda y la dirección y magnitud de la corriente.
A844.2.5 Anclaje.El anclaje se puede usar en lugar de o junto
con el peso sumergido para mantener la estabilidad. Los
anclajes deben diseñarse para resistir las cargas laterales y
verticales que se esperan de las condiciones de tormenta de
diseño. Los anclajes deben estar espaciados para evitar
tensiones excesivas en las secciones de tubería entre los
anclajes. El sistema de anclaje y la tubería adyacente deben estar
diseñados para evitar la socavación y la expansión resultante de
la sobrecarga de la tubería. Se deberá considerar el efecto de los
anclajes sobre el sistema de protección catódica.
A844.3 Accesos a tierra
La tubería en la zona de acceso a la costa debe excavarse o
perforarse a la profundidad necesaria para evitar problemas de
socavación, expansión o estabilidad que afecten la integridad y el
funcionamiento seguro de la tubería durante su vida útil
prevista. Se considerará la variación estacional en el espesor de
los sedimentos del fondo marino cerca de la costa y la erosión de
la costa durante la vida útil de la tubería.
Se puede utilizar API RP 1 1 3 3 como orientación adicional.
A844.4 Fallo de pendiente
La tubería debe diseñarse para fallas de taludes en zonas de
ocurrencia conocida o anticipada, tales como zonas de
deslizamientos de lodo y áreas de hundimiento sísmico. El período de
exposición de diseño no debe ser inferior a la vida esperada de la
tubería. Si no es práctico diseñar el sistema de tuberías para que
sobreviva al evento, la tubería debe diseñarse para que se rompa de
forma controlada con válvulas de retención para evitar que la tubería
se evapore.
120
ASME 831.8-2022
todos los artículos están unidos por conectores, bridas o soldaduras
A844.5 Licuefacción del suelo
que han sido examinadas radiográficamente.
El diseño para los efectos de licuefacción se realizará para
áreas de ocurrencia conocida o esperada. La licuefacción del
suelo normalmente resulta de sobrepresiones de ondas cíclicas
o carga sísmica de suelos susceptibles. Se debe diseñar la
gravedad específica a granel de la tubería, o se deben
seleccionar métodos alternativos para garantizar la estabilidad
tanto horizontal como vertical.
Las condiciones sísmicas de diseño utilizadas para predecir la
ocurrencia de licuefacción del fondo o fallas en taludes deberán tener
PRECAUCIÓN: Cuando se usa una presión externa, Pe, mayor que
cero en la fórmula de tensión circunferencial enpárrafo A842.2.2 (a),
existe una posible combinación de condiciones en las que se podría
exceder el límite elástico de la tubería durante la prueba hidrostática.
Por lo tanto, el esfuerzo circunferencial y el esfuerzo combinado
deben verificarse para confirmar que se encuentran dentro de los
límites permisibles para evitar que la tubería se deforme,
considerando tanto las presiones internas como externas al
determinar la presión de prueba hidrostática máxima.
el mismo intervalo de recurrencia que el utilizado para los cálculos de
tensión operativa para la tubería. La ocurrencia de licuefacción del
A847.3 Medio de prueba
suelo debido a la sobrepresión de las olas debe basarse en un
El medio de prueba para todas las tuberías en alta mar será el
intervalo de retorno de tormenta de no menos de cinco veces la vida
agua. Se deben considerar los aditivos para mitigar los efectos de la
de diseño o 100 años, lo que sea menor.
corrosión, la bioincrustación y la congelación. Dichos aditivos deben
ser adecuados para los métodos de eliminación del medio de ensayo.
A846 VÁLVULAS
En áreas árticas donde la congelación del agua es un peligro, se
permite el uso de aire, gas inerte o glicol. Las tuberías de compresión
Las líneas de transmisión en alta mar deberán estar equipadas
y gas de la plataforma se pueden probar con gas inerte.
con válvulas u otros componentes para cerrar el flujo de gas a una
plataforma en alta mar en caso de emergencia.
A847.4 Procedimiento de prueba
Las válvulas de bloqueo deben ser accesibles y estar
protegidas contra daños y manipulaciones. Si se trata de una
válvula de purga, debe ubicarse donde el gas pueda ser
expulsado a la atmósfera sin riesgo indebido.
Se deben proporcionar válvulas de purga para que cada
sección de la tubería entre las válvulas de la línea principal
pueda purgarse. Los tamaños y la capacidad de las conexiones
para purgar la línea deberán ser tales que, en condiciones de
emergencia, la sección de la línea pueda ser derribada con la
mayor rapidez posible.
La prueba de presión hidrostática se llevará a cabo de
acuerdo con un procedimiento específico que, como
mínimo, preverá
[a) la realización de la prueba después de la instalación y antes de
la operación inicial del sistema de tuberías, excepto lo dispuesto en
paraca. A847.2.
{bJ mantenimiento de la prueba y registro de los resultados en el
sistema de tuberías durante un mínimo de ocho horas continuas a la
presión especificada o por encima de ella. Se tendrán en cuenta
todas las variaciones en la presión de prueba.
A847 PRUEBAS
[c) el mantenimiento de la prueba y el registro de los resultados en
tuberías prefabricadas y ensambles especiales durante un mínimo de
A847.1 Disposiciones generales
dos horas continuas a la presión especificada o por encima de ella
durante la prueba previa. Se tendrán en cuenta todas las variaciones
Todas las tuberías costa afuera, incluidas las tuberías prefabricadas y
en la presión de prueba.
los ensamblajes especiales, se probarán después de la instalación y antes
[d)una nueva prueba si, durante el tiempo de espera, se produce una ruptura
de la operación dentro de las disposiciones de esta Sección. Las porciones
prefabricadas y previamente probadas de tuberías ascendentes, puentes,
o una fuga peligrosa que invalida la prueba. La nueva prueba debe comenzar
ensamblajes especiales, bucles de expansión y carretes de unión pueden
después de que se hayan realizado las reparaciones.
excluirse de la prueba hidrostática del sistema de tuberías cuando la
A847.5 Registros
inclusión es impracticable.
La empresa operadora deberá mantener en su archivo, durante la
(22)A847.2 Presión de prueba
vida útil de cada tubería, registros que muestren el tipo de fluido de
prueba, el procedimiento de prueba, la presión de prueba y la
El sistema de tuberías instalado (incluido cualquier SCR hasta su
duración de la prueba.
punto de suspensión) se someterá a una prueba hidrostática de al
menos 1 . 25 veces la presión operativa máxima permitida. Las
A847.6 Enlaces
tuberías de plataformas costa afuera y los conductos ascendentes de
tuberías costa afuera que no sean SCR deben someterse a pruebas de
al menos 1 . 5 veces la presión operativa máxima permitida antes o
Se reconoce que puede no ser posible probar hidrostáticamente la
conexión entre dos secciones de prueba. Las pruebas de presión de las
después de la instalación. Tubería prefabricada que ha sido probada
soldaduras de conexión pueden estar exentas si la soldadura de conexión
previamente para 1 . No es necesario probar 5 veces la presión
se examina mediante métodos radiográficos y/u otros métodos NOT
operativa máxima permitida después de la instalación si
aplicables.
121
(22)
ASME 831.8-2022
A847.7 Pruebas de hebillas
Las pruebas de pandeo, abolladuras y otras restricciones de
diámetro se deben realizar después de la instalación. Las pruebas se
realizarán pasando un dispositivo de detección de deformación a
través de la sección de la tubería o mediante otros métodos capaces
de detectar un cambio en el diámetro de la tubería. La tubería que
tenga una deformación excesiva que afecte la capacidad de servicio
de las instalaciones de la tubería deberá repararse o reemplazarse.
También se debe considerar la reparación de la ovalidad excesiva
que pueda interferir con la operación de raspado o la inspección
interna.
A850 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
PROCEDIMIENTOS QUE AFECTAN LA SEGURIDAD DE LAS
INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN DE GAS
A850.1 Generalidades
Todas las disposiciones deCapítulo V, que dependen de la Clase de
ubicación, no se aplican a los sistemas de transmisión de gas en alta mar,
excepto que las tuberías en alta mar que se acerquen a las áreas de la
comunidad servida. Los operadores de los sistemas de transmisión
deben comunicar sus programas a las personas, contratistas u otras
personas que generalmente trabajan en el área costa afuera de
interés. Los programas de los operadores de una misma área deben
estar coordinados para orientar adecuadamente los reportes de
emergencias y evitar inconsistencias.
A850.7 Efectos de explosión
Cada empresa operadora deberá establecer procedimientos para la
protección de las instalaciones en las inmediaciones de las actividades de
voladura. La empresa operadora deberá
(a) ubicar y marcar su tubería cuando se vayan a detonar
explosivos dentro de las distancias especificadas en los planos de
la compañía. Se debe considerar el marcado de las distancias
mínimas de voladura desde las tuberías dependiendo del tipo de
operación de voladura.
(b)determinar la necesidad y el alcance de observar o
monitorear las actividades de voladura en función de la
proximidad de la voladura considerando los materiales de la
tubería, las condiciones de operación, el tamaño de la carga y las
condiciones del suelo. Se debe considerar
(1) el efecto de las ondas de choque en la tubería de
costa deberán operarse y mantenerse de manera adicional de acuerdo con
las disposiciones de Clase de ubicación según lo determinado ensección
voladura
(2) realizar un estudio de fugas después de completar
840.
A850.3 Características esenciales del funcionamiento y
Plan de mantenimiento
El plan previsto enparaca. 850. 2 (a)incluirá
(a)planes detallados e instrucciones para los empleados que cubren los
procedimientos de operación y mantenimiento de las instalaciones de gas
durante las operaciones normales y las reparaciones
(b)elementos recomendados para su inclusión en el plan
para clases específicas de instalaciones, que se dan enpárrs.
A85 1. 2yA851.4, ysección A860
(C)planes para prestar especial atención a aquellas partes de
las instalaciones que presenten el mayor peligro para el público
y el medio ambiente en caso de una emergencia o debido a
requisitos extraordinarios de mantenimiento o construcción
el programa de voladura
A851 MANTENIMIENTO DE TUBERÍAS
A851.2 Patrullaje de tuberías
Cada compañía operadora deberá mantener un programa
periódico de patrullaje de tuberías para observar las condiciones
en y adyacentes al derecho de paso de la tubería, indicación de
fugas, actividad de construcción distinta a la realizada por la
compañía y cualquier otro factor que afecte la seguridad y la
operación. de la tubería Estas inspecciones deben hacerse con la
frecuencia necesaria para mantener la integridad de la tubería.
Los registros de estas inspecciones se mantendrán durante la
vida útil de la instalación. Provisiones depárrs. 851 . 2,
851 .2 . 1, y85 1 .2.2no se aplican a este Capítulo.
(d)disposiciones para inspecciones periódicas a lo largo de la ruta de las
tuberías existentes
A851.4 Reparación hiperbárica y por encima del agua
Procedimientos para Tuberías de Acero
A850.4 Características esenciales del plan de emergencia
A850.4.3Enlace.Cada empresa operadora deberá establecer y
mantener un enlace con las entidades de lucha contra incendios en
alta mar disponibles (de propiedad pública o privada) que puedan
designarse para cualquier área en alta mar en particular.
A850.4.4Programa educativo.Se establecerá un programa
educativo para permitir que los productores y el público en
general que opere en el área costa afuera reconozcan e
informen una emergencia de gas a los funcionarios
correspondientes. El programa educativo solicitado en esta
sección debe adaptarse al tipo de operación del oleoducto y
al entorno atravesado por el oleoducto y debe llevarse a
cabo en cada idioma que sea significativo en la
Todos los procedimientos de reparación hiperbárica y sobre el
agua para tuberías de acero deben cumplir con los requisitos de
paraca. 85 1.4.
A851.4.5Procedimientos de reparación bajo el agua en alta mar
para Tuberías de Acero.Las tuberías sumergidas en alta mar pueden
repararse mediante el reemplazo de la sección dañada o mediante el uso
de un manguito dividido de cerco completo de diseño apropiado instalado
sobre el daño. Las secciones de reemplazo y los manguitos divididos se
asegurarán mediante soldadura atmosférica seca o hiperbárica o
dispositivos mecánicos. Las reparaciones se inspeccionarán visualmente
en busca de fugas después de que se vuelvan a poner en servicio.
1 22
ASME 831.8-2022
Cualquier procedimiento de reparación bajo el agua en alta mar se
A860 CONTROL DE CORROSIÓN DE MAR AFUERA
ajustará aparaca. 85 1.4provisiones.
PI PELINAS
Las reparaciones deben ser realizadas bajo supervisión calificada
por personal capacitado que conozca y esté familiarizado con el plan
A860.l Alcance
de mantenimiento y las condiciones de operación de la tubería, los
requisitos de seguridad de la empresa y los peligros para la
seguridad pública y el medio ambiente.
Las operaciones de evacuación y reparación no deben generar
cargas impuestas ni deformaciones que perjudiquen la integridad de
los materiales, el peso o el revestimiento protector de la tubería.
El uso de equipos subterráneos equipados con cortadores,
eyectores, chorros o sistemas de succión de aire debe controlarse y
monitorearse cuidadosamente para evitar dañar la tubería, el
revestimiento externo o el sistema de protección catódica.
Al levantar o sostener la tubería durante las reparaciones, la
curvatura de la tubería se debe controlar y mantener dentro de
los límites para minimizar el daño al revestimiento de la tubería,
el sobreesfuerzo, las abolladuras o el pandeo durante la
operación de reparación, y el equipo de elevación se debe
seleccionar en consecuencia.
Las cargas de olas y corrientes se deben considerar para determinar las
Dado que las tuberías en alta mar no se pueden inspeccionar
fácilmente después de la instalación y existe la posibilidad de dañar
el sistema de revestimiento, se debe prestar especial atención a la
selección, el diseño y la aplicación de revestimientos para el control
de la corrosión, el sistema de protección catódica y otros elementos
de diseño contra la corrosión.
A860.2 Evaluación de Instalaciones Existentes
[a) Supervisión.La empresa operadora debe confiar en el
monitoreo, la investigación, las inspecciones y las acciones
correctivas para controlar la corrosión. Tales actividades se
deben realizar a intervalos periódicos suficientes para garantizar
que se mantenga un control adecuado de la corrosión. Cuando
se determine que la corrosión que se está produciendo puede
ser perjudicial para la seguridad del público o de los empleados,
se reparará o reemplazará la instalación y se aplicarán o
aumentarán las medidas de control de la corrosión.
(e) Examen cuando se expone
tensiones totales impuestas y las cargas cíclicas en las reparaciones tanto
(1)Cuando una tubería se eleva por encima del agua para
superficiales como subterráneas.
El personal que trabaja en la reparación de tuberías debe
mantenimiento o reparación, la empresa operadora deberá
comprender la necesidad de una planificación cuidadosa del trabajo,
inspeccionar visualmente en busca de evidencia de deterioro del
ser informado sobre los procedimientos a seguir para realizar las
revestimiento, corrosión externa y, cuando sea posible, la condición
reparaciones y seguir las medidas y procedimientos de precaución
de cualquier ánodo expuesto. Si hay corrosión excesiva, se tomarán
necesarios.
las medidas correctivas necesarias.
(2)Si las reparaciones se hacen bajo el agua, inspección para
Cuando se repara la tubería, también se debe reparar el revestimiento
dañado. La tubería y los componentes de reemplazo deben estar
protegidos contra la corrosión.
A851.4.6Reparación Offshore de Tubería Flexible.Si la opera
la capacidad de la tubería flexible se ve afectada (es decir, daño
estructural importante), la tubería debe repararse mediante el
reemplazo de la sección dañada. En el caso de cortes superficiales y
abrasiones en el revestimiento protector que no expongan los
se debe hacer evidencia de corrosión externa o deterioro del
revestimiento, y se deben tomar las medidas correctivas necesarias
para mantener la protección contra la corrosión de la tubería.
A861 CONTROL DE CORROSIÓN EXTERNA
A861.l Instalaciones sumergidas
elementos que soportan la carga a una posible corrosión, la
Todas las tuberías de acero sumergidas, válvulas y accesorios
reparación se debe realizar de la manera recomendada por el
relacionados deben estar revestidos externamente y protegidos
fabricante.
catódicamente. Todas las tuberías y componentes por encima del agua
A851.7 Señales y marcadores de tuberías
deben protegerse de las condiciones particularmente corrosivas de la
atmósfera de agua salada y de la humectación y el secado cíclico.
No se requieren marcadores permanentes para tuberías en alta
mar; sin embargo, se deben colocar letreros adecuados en las
plataformas para que sirvan como advertencia de área de peligro.
Cuando corresponda, los letreros deben mostrar la identificación de
la empresa operadora y los procedimientos de comunicación de
emergencia.
A854 CLASE DE UBICACIÓN
No hay clases de ubicación operativas en alta mar.
A861.llRecubrimientos
[a) Diseño del revestimiento.El diseño de los sistemas de
revestimiento para la instalación en alta mar debe reflejar el
tipo de entorno en el que se instalará la instalación. La
selección de la capa protectora debe basarse en
(1)baja absorción de agua
(2)compatibilidad con el tipo de protección catódica
ción a aplicar al sistema
(3)compatibilidad con el funcionamiento del sistema
temperatura
(4)suficiente ductilidad para minimizar los efectos perjudiciales
agrietamiento
1 23
(22)
ASME 831.8-2022
(5)dureza suficiente para soportar daños durante
instalación
(6)resistencia al deterioro futuro en un sumergido
ambiente
(d} Otro.Se deben considerar los efectos sobre la
protección catódica de las variaciones en el contenido de
oxígeno, la temperatura y la resistividad del agua/suelo del
entorno marino particular en el que se instala la tubería.
(7)facilidad de reparación
A861.l.3Aislamiento Eléctrico.Los sistemas de tuberías submarinas
(b} Limpieza y preparación de superficies.Puede haber requisitos
deben estar eléctricamente aislados de otras estructuras metálicas
adicionales de limpieza y preparación de la superficie, como un
para que la protección catódica pueda ser efectiva. Se puede hacer
acabado de metal casi blanco y un patrón de anclaje para promover
una excepción cuando tanto la estructura externa como la tubería
una buena unión para todos los recubrimientos de película delgada a
están diseñadas para ser protegidas como una unidad. Otras
base de epoxi. Se deben inspeccionar las soldaduras en busca de
consideraciones generales incluyen lo siguiente:
irregularidades que puedan sobresalir a través del revestimiento de
(a) Vinculaciones.El aislamiento de tuberías externas en
la tubería, y se deben eliminar dichas irregularidades.
conexiones se puede realizar instalando bridas de aislamiento,
(c) Aplicación e Inspección.El recubrimiento debe aplicarse en
condiciones controladas y tener una alta resistencia al
desprendimiento. Se puede obtener más información de NACE
SP0169. Se utilizará un detector de vacaciones, adecuado para el
tipo de revestimiento aplicado, para detectar defectos. Los
defectos observados se repararán y se volverán a probar. Las
pesas o el recubrimiento de pesas no deben dañar la capa
protectora durante la aplicación o instalación.
(d) Revestimiento para juntas de soldadura, accesorios y
parchado.Las uniones y accesorios se recubrirán con un
uniones u otros dispositivos aislantes. Al conectar una línea
recubierta a una línea desnuda, las dos líneas deben estar
eléctricamente aisladas.
(b) Cruces de Oleoductos Extranjeros.Al cruzar una tubería
ajena, se debe tener cuidado para garantizar una separación
adecuada entre las dos líneas de modo que se minimice la
posibilidad de interferencia eléctrica.
(c) Soporte de Tubería Vertical y Tubería Secundaria.Al instalar
tuberías ascendentes en plataformas, los dispositivos de
soporte, como abrazaderas y soportes para tuberías, deben
aislar la tubería de la estructura. Se deben instalar dispositivos
aislantes donde sea necesario el aislamiento eléctrico de una
parte del sistema de tuberías de las tuberías de producción,
tanques y otras instalaciones para facilitar la aplicación de
protección catódica. Se minimizará la interferencia eléctrica
entre estructuras eléctricamente aisladas. Las conexiones de
cableado y tubería a una tubería aislada también deben tener
aislamiento entre la tubería y la plataforma. Se realizarán
pruebas para asegurar un aislamiento adecuado y se tomarán
las medidas apropiadas para asegurar dicho aislamiento cuando
sea necesario.
material que sea compatible con el revestimiento básico. Se
puede usar un detector de fallas, diseñado para el tipo de
material de juntas de campo aplicado, para detectar fallas, y
las fallas deben repararse y volver a probarse.
(e) Inspección de campo.La tubería deberá inspeccionarse
visualmente antes de la instalación para garantizar que no se hayan
producido daños inaceptables durante la carga, soldadura u otras
actividades de colocación antes de sumergir la tubería. Cualquier
daño significativo al revestimiento deberá repararse con material
compatible con el revestimiento de la tubería. Se debe tener cuidado
para minimizar el daño al sistema de revestimiento, particularmente
durante la colocación y apertura de zanjas de la tubería.
A861.l .4Conexiones Eléctricas y Monitoreo
A861.l.2Requisitos de protección catódica
Puntos.Los cables de prueba deben instalarse de modo que sean
mecánicamente seguros, eléctricamente conductores y accesibles
(a) Criterios de diseño.Se considera que una instalación en alta
mar tiene protección catódica cuando cumple los criterios
aplicables de NACE SP0 1 1 5/ISO 1 5589-2.
(b} Corrientes impresas.Cuando se utilicen sistemas de
para la prueba. Se considera poco práctico ubicar los cables de
prueba en aguas profundas o abiertas. Las instalaciones de cables de
prueba generalmente se limitan a las plataformas y la entrada de la
tubería a la costa.
corriente impresa, el sistema debe estar diseñado para
minimizar las interrupciones y la salida debe ser tal que se
cumpla el criterio de diseño. Además, se debe considerar
minimizar el efecto de interferencia en otras tuberías o
estructuras.
(c) Ánodos galvánicos.Cuando se utilicen ánodos galvánicos
para la protección, se deberá considerar la calidad del
revestimiento (es decir, el porcentaje de tubería expuesta).
Además, la fórmula de diseño del sistema debe incluir la
salida de los ánodos, la vida útil deseada del sistema, el
material del ánodo y la eficiencia de utilización. Los ánodos
utilizados deben ser compatibles con la temperatura de
funcionamiento de la tubería y el entorno marino.
A861.l.7Interferencia eléctrica.Se deben realizar pruebas
periódicas para garantizar que el aislamiento eléctrico de
tuberías u otras estructuras externas permanezca completo.
Algunas indicaciones de interferencia eléctrica son cambios en el
potencial de tubería a electrolito, cambios en la magnitud o
dirección de la corriente, picaduras localizadas y ruptura del
revestimiento. Cuando se coloquen nuevas tuberías extranjeras
en las inmediaciones de las líneas existentes, se realizarán
inspecciones para garantizar la alineación eléctrica de acuerdo
con paraca.
Si no se puede lograr el aislamiento eléctrico,
se tomarán medidas para minimizar las interferencias eléctricas.
El aislamiento eléctrico de la plataforma debe verificarse y
mantenerse, a menos que el sistema se haya diseñado
específicamente para protegerse conjuntamente.
124
ASME 831.8-2022
A862 CRITERIOS DE PROTECCIÓN CATÓDICA
A861.2 Protección atmosférica sobre el agua
A861.2.lRecubrimientos.El área de la zona de salpicadura,
donde la tubería está intermitentemente húmeda y seca, debe
diseñarse con protección adicional contra la corrosión. Esto se
logrará mediante uno o más de los siguientes:
A862.l Criterios
Los criterios aplicables para la protección catódica se
especifican en NACE SP0 1 1 5/ISO 15589-2.
(a) recubrimiento especial
(b) sistemas y técnicas especiales de protección
A862.3 Comprobaciones eléctricas
(C)otras medidas adecuadas, incluida la selección del material de
La empresa operadora deberá tomar lecturas eléctricas
periódicamente en cada lugar de prueba disponible para
garantizar que el nivel de protección catódica cumpla con los
criterios aplicables en NACE SP01 1 5/ISO 15589-2.
la tubería
A861.2.2Preparación de la superficie.Los revestimientos y otros
sistemas de protección se instalarán sobre una superficie
debidamente preparada y de acuerdo con las especificaciones
establecidas o las recomendaciones del fabricante. El
revestimiento debe resistir la acción del agua, el deterioro
atmosférico, el daño mecánico y la disolución catódica.
Antes de realizar cada prueba eléctrica, se debe realizar una
inspección para garantizar la continuidad eléctrica y que la
conexión de prueba haga un buen contacto con las tuberías.
A861.4 Inspección de corrosión atmosférica
A864 CONTROL DE CORROSIÓN INTERNA
Periódicamente se realizarán inspecciones detalladas de
todas las tuberías para detectar corrosión atmosférica. Esta
inspección deberá incluir las áreas más susceptibles a la
corrosión, como bridas, pernos de brida, áreas debajo de las
correas de la tubería, áreas donde la tubería está en contacto
con los soportes y otros lugares donde se acumula humedad.
Cuando se encuentre corrosión atmosférica, se tomarán
medidas correctivas inmediatas. La acción correctiva consistirá
en pintar, reemplazar los componentes según sea necesario u
otra acción que la empresa operadora considere apropiada.
A864.l Generalidades
El diseño y mantenimiento de instalaciones de tuberías en alta
mar que pueden transportar gas natural que contiene dióxido de
carbono, cloruros, sulfuro de hidrógeno, ácidos orgánicos, sólidos o
precipitados, compuestos que contienen azufre, oxígeno o agua libre
requieren una consideración especial para el control de la corrosión
interna. .
125
ASME 831.8-2022
Capítulo IX
Servicio de gas amargo
8803 GAS AGRICO TÉRMINOS Y DEFINICIONES
8800 SERVICIO DE GAS AGRIO
agrietamiento por corrosión bajo tensión de cloruro:agrietamiento
Capítulo IXse refiere únicamente al servicio de gasoductos que
de un metal bajo la acción combinada de tensión de tracción y
contiene niveles de sulfuro de hidrógeno definidos como "gas
amargo" en este Capítulo.
corrosión en presencia de cloruros y un electrolito (generalmente
8801 GENERALIDADES
difusión:el flujo del gas a través de una sustancia en la que el gas
en realidad migra a través de la red cristalina de la sustancia en
lugar de a través de una fuga geométrica (diámetros
moleculares frente a la dimensión del agujero).
agua).
Este Capítulo está organizado de manera paralela a la numeración y
contenido de los primeros seis capítulos del Código. Todas las
disposiciones de los primeros seis capítulos del Código también son
requisitos de este Capítulo a menos que se modifique específicamente en
dureza:resistencia del metal a la deformación plástica generalmente
el presente. Los encabezados de los párrafos siguen a los de los primeros
por indentación. Para los aceros al carbono, la dureza se puede
seis capítulos con el prefijo "B".
relacionar con la resistencia máxima a la tracción.
Número de dureza Brinell (BHN):un valor para expresar la
dureza de los metales obtenidos al forzar una bola de acero duro
de diámetro especificado en el metal bajo una carga específica.
para el estándar3000 kg de carga, los números van del 81 al
Si un párrafo que aparece enCapítulos Ia través deVIno tiene
un párrafo correspondiente en este Capítulo, las disposiciones
se aplican al servicio de gas amargo sin modificación. Si un
párrafo de este Capítulo no tiene un párrafo correspondiente en
Capítulos Ia través deVI, las disposiciones se aplican únicamente
al gas amargo.
945.
Microdureza:cualquier medición de dureza utilizando una
carga de indentador inferior a 10 kg.
Dureza Rockwell:una serie de escalas de dureza para
metales.
8802 ALCANCE E I NTENCIÓN
(a)La báscula Rockwell "C" (HRC) utiliza un indentador de diamante
(22)8802.1 Alcance
cónico y una carga de 150 kg. La escala comienza en 20 para aceros
Este Capítulo del Código cubre el diseño, los requisitos de
blandos y alcanza un máximo de alrededor de 67 para aleaciones muy
materiales, la fabricación, la instalación, la inspección, el examen, las
duras.
pruebas y los aspectos de seguridad de la operación y el
(b)La escala Rockwell "B" (HRB) utiliza un indentador de bola de
mantenimiento de los sistemas de gas amargo.
metal duro y comienza en 0 para metales extremadamente blandos y
alcanza un máximo de 100 para aleaciones y aceros blandos. HRB 1
8802.2 Intento
00 = HRC 20.
La intención de este Capítulo es proporcionar los
requisitos adecuados para el diseño, la instalación, la
operación y el mantenimiento seguros y confiables de los
sistemas de tuberías de servicio de gas amargo. Los
requisitos de este Capítulo complementan los requisitos del
resto de este Código. No es la intención de este Capítulo ser
inclusivo. Deben tomarse disposiciones para
consideraciones especiales que no se abordan
específicamente. Este Capítulo no pretende impedir el
desarrollo y la aplicación de nuevos equipos y tecnologías.
Se fomenta dicha actividad siempre que se cumplan los
requisitos de seguridad y confiabilidad de este Código.
Dureza Vickers HV 1 0:un valor logrado mediante el uso de un
indentador de pirámide de diamante con una carga de 10 kg.
zona afectada por el calor (HAZ):la porción del metal base que no
se fundió durante la soldadura fuerte, el corte o la soldadura,
pero cuya microestructura y propiedades se vieron afectadas por
el calor de estos procesos.
formación de ampollas de hidrógeno:la formación de cavidades planas en el
subsuelo, llamadas ampollas de hidrógeno, en un metal como resultado de una
presión interna excesiva de hidrógeno. El crecimiento de ampollas cerca de la
superficie en metales de baja resistencia generalmente produce protuberancias
en la superficie.
craqueo inducido por hidrógeno (HIC):un mecanismo de agrietamiento
de materiales susceptibles causado por la difusión de hidrógeno
atómico en el metal. El hidrógeno atómico por lo general es
126
ASME 831.8-2022
creado por la reacción corrosiva del sulfuro de hidrógeno sobre
el acero en presencia de agua.
sulfuro de hidrógeno (H2S):una impureza gaseosa tóxica que se encuentra en
8821 GENERALIDADES
8821.1 Requisitos Generales
algunas corrientes de gas de pozo. También puede generarse in situ como
Esta sección cubre las uniones soldadas a tope y de filete en
resultado de la actividad microbiológica.
tuberías, válvulas, bridas y accesorios, y las uniones soldadas de filete
Corrosión influenciada microbiológicamente (micrófono):
en tuberías, bridas deslizantes, soldaduras de encaje, accesorios, etc.,
Corrosión o deterioro de los metales resultante de la
actividad metabólica de los microorganismos. Tal corrosión
puede ser iniciada o acelerada, o ambas, por la actividad
microbiana.
microestructura:el tamaño de grano y la morfología de metales y
aleaciones como se revela después del pulido y grabado;
caracterizado por granos o regiones que exhiben distintas fases
de soluciones sólidas de elementos constituyentes.
presión parcial:la contribución de un solo componente, como
el sulfuro de hidrógeno, en una mezcla de gases a la presión
total de la mezcla, determinada al multiplicar la fracción
molar (porcentaje molar dividido por 100) de sulfuro de
hidrógeno en el gas por la presión total del sistema.
radio de exposición (ROE):cuando se trata de gas amargo, la
distancia desde un punto de liberación en el que la
concentración de sulfuro de hidrógeno alcanza un nivel
especificado (frecuentemente 100 ppm o 500 ppm) determinado
por cálculos de dispersión.
gas amargo:gas que contiene sulfuro de hidrógeno (H2S) a 65
tal como se aplican en tuberías, componentes y conexiones para
aparato o equipo.
8821.2 Procesos de Soldadura
Este párrafo no se aplica a la soldadura de la costura en la
fabricación de tuberías, pero se advierte al usuario que se asegure de
que dichas costuras sean adecuadas para el servicio de gas sulfuroso
en su condición instalada.
8821.4 Aceptación de soldadura
Los estándares de aceptabilidad para soldaduras de
sistemas de tuberías según lo establecido en AP! Se utilizará
la Norma 1 1 04 o el Código B PV, Sección VIII, División 1; sin
embargo, se deben considerar requisitos adicionales de
dureza y tensión residual.
8822 PREPARACIÓN PARA SOLDADURA
8822.3 Soldaduras de Sello
Las soldaduras de sello tendrán un procedimiento calificado separado.
psia (450 kPa) o más a una presión parcial de 0,05 psia (350 Pa) o
más. Consulte NACE MROl75/ISO 1 5 156, Industrias del petróleo
y el gas natural: materiales para uso en entornos que contienen
H2S en la producción de petróleo y gas.
8822.4 Limpieza
agrietamiento por tensión de sulfuro (SSC):un mecanismo de agrietamiento
limpiarse a fondo hasta obtener un metal brillante en las superficies
relacionado con la corrosión causado por la exposición de materiales
La tubería que ha estado en servicio con gas amargo debe
internas a 25 mm (1 pulgada) del bisel de la soldadura.
susceptibles a iones de sulfuro en presencia de agua libre.
8823 CALIFICACIÓN DE PROCEDIMIENTOS Y
8813 MARCADO NG
SOLDADORES
Los requisitos deparaca. 823 . 1no se aplicará a esta
sección.
Las válvulas que cumplan con NACE MR0175/ISO 1 5 1 56 deben
identificarse con una etiqueta o marca permanente.
8814 ESPECIFICACIONES DE MATERIALES
8823.2
Requisitos para la Calificación de Procedimientos y
Soldadores en Sistemas de Tuberías de Gas Agrio
8814.1 Tubería conforme a las normas de referencia
y especificaciones
Los materiales deben cumplir los requisitos de NACE
MR0175/ISO 1 5 1 56.
8823 .2.1Norma clasificatoria.Todas las calificaciones de
procedimiento y desempeño se basarán en requisitos de
pruebas mecánicas destructivas.
8820 SOLDADURA DE TUBERIAS DE GAS FUEGO PELI NES
incluido el metal de soldadura y las zonas afectadas por el calor en los
8823.2.4Control de dureza.La dureza de todas las zonas de soldadura,
Esta sección se refiere a la soldadura de tuberías en servicio de
gas amargo en materiales de acero forjado y fundido.
especímenes de prueba de calificación de soldadura, deberá cumplir con
los requisitos de dureza para las aleaciones soldadas como se especifica
en NACE MRO l 7 5 / I SO 1 5 1 5 6 . Para las aleaciones de tubería más
comunes, la dureza máxima permitida es HRC 2 2 . Es responsabilidad del
usuario asegurarse de que la soldadura
1 27
ASME 831.8-2022
B826 REQUISITOS DE EXAMEN DE SOLDADURA
El espécimen de calificación es metalúrgicamente representativo de las
soldaduras de tuberías a gran escala.
B826.3 Examen para Control de Calidad de Soldaduras
NOTA: Los estudios de macrodureza y microdureza de especímenes de
sobre sistemas de tuberías de gas amargo
calificación debidamente preparados se utilizan con frecuencia para
determinar la presencia de zonas duras HAZ delgadas. Un límite de
Además depárrs. 826 . 3(a)a través de826. 3 f), para líneas de gas
macrodureza máximo comúnmente aceptado cerca de la superficie
amargo en ubicaciones de clase 3 o clase 4, estaciones de
interior es 250 HV10.
compresión, cruces de ríos principales o navegables, cruces de
ferrocarril y cruces de caminos, el 100 % de todas las soldaduras de
B824 PRECALENTAMIENTO
campo deben verificarse mediante un examen no destructivo. Se
puede realizar un examen no destructivo antes o después de aliviar el
B824.5 Horneado de hidrógeno de tubería usada
estrés.
La tubería que se haya utilizado en el servicio de gas ácido debe
COMPONENTES DEL SISTEMA DE TUBERÍA B830 Y
calentarse durante al menos 20 minutos a 400 °F (204 °C) o más para
DETALLES DE FABRICACIÓN
eliminar el hidrógeno del metal. El calentamiento debe hacerse justo
antes de soldar. Este calentamiento debe ser adicional e
Además desección 830, todos los componentes cumplirán los
requisitos de NACE MRO l 75/I SO 1 5 1 5 6 según corresponda.
inmediatamente anterior a cualquier precalentamiento especificado
en el procedimiento de soldadura para tubería nueva.
B825 ALIVIO DEL ESTRÉS
COMPONENTES DEL SISTEMA DE TUBERÍAS B831
B825.l Aceros al carbono
B831.1 Válvulas y dispositivos reductores de presión
La química del acero y el procedimiento de soldadura deben
8831.1.3Dispositivos reductores de presión
controlarse para limitar la dureza de la soldadura según lo requieran
lasparaca. B82 3 . 2 .4. Cuando la efectividad de tales controles sea
(a)Los instrumentos, las tuberías de instrumentos, los controladores, los
cuestionable, se debe considerar soldaduras de alivio de tensión en
manómetros y otros componentes que forman parte del sistema de
servicio de gas amargo. En general, la soldadura de cordón templado,
contención de presión deben cumplir con los requisitos de NACE MROl 75/
los procedimientos de granallado o el tratamiento térmico posterior a
ISO 15156.
la soldadura a baja temperatura no brindan la protección equivalente
(b)La mayoría de las aleaciones a base de cobre sufren corrosión severa
contra el agrietamiento en servicio como lo hace un alivio térmico
en el servicio ácido. Se investigará la idoneidad del uso de tales aleaciones
completo de la tensión.
en cualquier componente.
(22)B825.6 Temperatura de alivio de tensión
B831.2 Bridas
8831.2.2empernado
(a)El alivio de tensión se realiza normalmente a una
temperatura de 1,100 °F (593 °C) para aceros al carbono y 1,200
°F (649 °C) para aceros de aleación ferríticos. Se pueden sustituir
otros procedimientos de alivio de tensión cuando estén
respaldados adecuadamente con evidencia metalúrgica. El
rango de temperatura exacto se indicará en la especificación del
procedimiento.
(h)Los pernos expuestos a gas amargo y sin acceso al aire debido
al aislamiento térmico, protectores de bridas o ciertas características
de diseño deben cumplir con los requisitos de NACE MRO l 7 5/ISO 1
5 1 5 6 según corresponda. Los diseñadores deben tener en cuenta
que los pernos que cumplen con los requisitos de NACE MR0175/ISO
15156, como el tipo ASTM Al 93 grado B7M, tienen propiedades de
(b)Cuando se unen juntas de alivio de tensión entre metales diferentes
tracción reducidas, y el diseño de la junta debe ser apropiado para
que tienen diferentes requisitos de alivio de tensión, prevalecerá el
dicha reducción. Los pernos abiertos a la atmósfera pueden ser
material que requiera la temperatura de alivio de tensión más alta. Es
pernos convencionales ASTM Al 93 grado B7.
posible que se requieran consideraciones especiales para aleaciones
austeníticas y otras aleaciones altas.
B840 DISEÑO, I NSTALACIÓN Y PRUEBAS
(C)Las partes calentadas deben llevarse lentamente a la
temperatura requerida y mantenerse a esa temperatura durante
un período de tiempo proporcionado sobre la base de al menos
1 h/pulg. (1 h/25 mm) de espesor de pared nominal de la tubería,
pero en ningún caso menos de1/2hr, y debe dejarse enfriar lenta
y uniformemente.
Esta sección se refiere al diseño, instalación y prueba de
tuberías en servicio de gas amargo.
TUBO DE ACERO B841
B841.l Requisitos de diseño de sistemas de tuberías de acero
(d) Registros.Se debe proporcionar un registro adecuado de los ciclos de
alivio de tensión para cada tensión de soldadura liberada.
8841.1.2Control y detención de fracturas
(e) Control de temperatura.Un grupo de soldaduras
(c) Control de Fracturas.Se debe considerar el control de fracturas
estrechamente espaciadas, como tres soldaduras en una T,
puede controlarse y registrarse con un solo termopar.
para el servicio de gas amargo.
128
(22)
ASME 831.8-2022
8841.1.6factores de diseño,F,y clases de ubicación.
B842 OTROS MATERIALES
Cuando usasCuadro 841 . 1 . 6 - 1, factor de diseñoFde 0 80 no
Los materiales deberán cumplir los requisitos de NACE MR0 1
75/ISO 15156, según corresponda.
debe usarse para servicio de gas amargo.
B841.2 Instalación de Tuberías y Redes Principales de Acero
B842.2 Diseño de tuberías de plástico
8841.2.3Curvas, ingletes y codos en tuberías de acero
8842.2.2Limitaciones de diseño termoplástico
(a) Curvas.Los codos utilizados en la tubería de gas sulfuroso deben
(f) El diseñador debe considerar la protección adicional contra daños de
cumplir con los requisitos de NACE MROl 75/ISO 1 5 1 56 en condición de
terceros en todas las ubicaciones de clase y en todos los cruces de
doblado. Es posible que se necesiten curvas en caliente para cumplir con
caminos.
los requisitos de NACE MR0175/ISO 1 5 1 56. Es posible que se necesite el
(g) Las construcciones nuevas para aplicaciones de gas amargo
primer doblez prototipo para las pruebas a fin de garantizar los requisitos
deben usar solo polietileno ASTM 02513, poliamida ASTM F2945 o
de dureza de NACE MR0175/ISO 15 156 y que tanto la tenacidad como las
tubería termoplástica de PVC ASTM F28 1 7 (solo para mantenimiento
propiedades de tracción siguen siendo aceptables. No se permiten
o reparación).
dobleces arrugados ni dobleces en inglete para las líneas de gas ácido.
8842.2.9Empalmes y conexiones de tubos y tuberías de
plástico
8841.2.4Requerimientos de superficies de tubería aplicables a tuberías
y líneas principales para operar con una tensión circunferencial de
(b) Requisitos conjuntos.Todos los procedimientos de unión se
20%o más del límite elástico mínimo especificado
deben calificar utilizando especímenes de prueba destructivos de
uniones de tuberías de plástico a escala real. Las tuberías de
(e) Quemaduras por arco.Además, se ha descubierto que las quemaduras
polietileno y poliamida para servicio de gas sulfuroso se pueden unir
por arco causan una concentración de tensión grave en las tuberías y en
mediante métodos de fusión a tope, fusión por encastre y
las líneas de gas amargo, y deben evitarse o eliminarse en todas las líneas.
electrofusión, o accesorios mecánicos cuando el fabricante lo
recomiende como adecuado para el servicio de gas sulfuroso.
Las quemaduras por arco pueden eliminarse mediante
(F]Juntas mecanicas
esmerilado, astillado o maquinado. La cavidad resultante se limpiará
(4)Accesorios de transición de acero a plástico para gas ácido
minuciosamente y se comprobará que elimine por completo el
el servicio se hará en fábrica. Se prohíben las uniones hechas con
material dañado grabando con una solución al 10 % de persulfato de
accesorios fabricados en campo.
amonio o una solución al 5 % de ácido nítrico en alcohol (nital). Si se
completa la remoción del material dañado, la cavidad puede
B842.4 Prueba de tuberías de plástico después de la construcción
fusionarse suavemente con el contorno original de la tubería
8842.4.2Requisitos de prueba
mediante esmerilado, siempre que el espesor restante de la pared
esté dentro de los límites especificados.
(f) Todas las tuberías de plástico instaladas para servicio de gas
amargo deben someterse a prueba de fugas con aire durante un
8 8 4 1 . 2 . 6Grifos calientes.Además de Capítulo IV, párr. 841 .
2 . 6deCapítulo IV, se debe tener en cuenta que la perforación en
caliente de las líneas de gas agrio presenta preocupaciones
metalúrgicas y de salud especiales y se debe realizar solo según
los planes aprobados por escrito de la compañía operadora.
mínimo de 12 horas a una presión no inferior a 1,5 veces la presión
operativa máxima permitida o 50 psig (340 kPa), lo que sea mayor.
8843 ESTACIONES COMPRESORAS
8841.2.7Precauciones para evitar explosiones de mezclas de aire y
gas o incendios no controlados durante las operaciones de
8843.3 Equipo de Estación de Compresión
8843.3.1Instalaciones de tratamiento de gas
construcción
(c) Materiales Metálicos.Todos los materiales metálicos en contacto
(a)Además de las precauciones descritas en Capítulo IV, párr. 841 .
con gas sulfuroso presurizado deberán cumplir con los requisitos de
2 .7(a)deCapítulo IV, se debe tener en cuenta que la soldadura y el
NACE MR0175/ISO 15156, según corresponda.
corte en las líneas de gas amargo presentan preocupaciones
Se debe considerar el uso de equipo de seguridad personal en las
metalúrgicas y de salud especiales y se deben realizar solo según los
instalaciones de gas amargo. Se debe considerar el uso de sensores de
planes aprobados por escrito de la empresa operadora.
sulfuro de hidrógeno apropiados capaces de activar los sistemas de
apagado de emergencia de la estación.
8841.3 Pruebas después de la construcción
8 8 4 1 . 3 . 1Provisiones generales .Además de Capítulo IV, párr.
841 . 3 . 1deCapítulo IV, se debe tener en cuenta que las pruebas
con gas agrio presentan preocupaciones especiales de salud y
metalúrgicas y se deben realizar solo según los planes
aprobados por escrito de la compañía operadora.
129
8844 PORTABOTELLAS TIPO TUBO Y TIPO
Los soportes tipo tubería y botella no se deben usar para gas amargo.
El almacenamiento de gas amargo está fuera del alcance de este Código.
ASME 831.8-2022
y las fracciones molares de H2S se muestran enTablas 88S0.1-3y
88S0.1-4.
B850 OPERACIÓN ADICIONAL Y
CONSIDERACIONES DE MANTENIMIENTO QUE
AFECTAN LA SEGURIDAD DE LAS TUBERÍAS DE GAS
B850.4 Características esenciales del plan de emergencia
AGRÍO
8850.4.2Programa de entrenamiento.Además de la capacitación
B850.l Generalidades
convencional, todo el personal de la línea de operación y mantenimiento
de gas amargo debe estar capacitado en
(C)Los cálculos del radio de exposición (ROE) al H2S se realizarán
(a)Peligros y características del H2S
utilizando una ecuación de dispersión de aire adecuada, como la
(b)efecto sobre los componentes metálicos de las líneas y
ecuación de Pasquill-Gifford que se indica a continuación:
equipos
(1)Cada operador determinará el hidrógeno
(C)precauciones de seguridad
concentración de sulfuro en la mezcla gaseosa en el sistema. Los
(d)operación de equipos de seguridad y sistemas de
estándares adecuados son el Manual de pruebas de operaciones de
soporte vital
(mi)procedimientos de acción correctiva y parada
planta de GPA, Sección C, y el Estándar de GPA 2 26S.
(2) Ecuaciones de radio de exposición
(-a)Radio de la ecuación de exposición al nivel de 100 ppm de
B851 MANTENIMIENTO DE TUBERÍAS
H2S después de la dispersión:
X
=
[ (1.589)MQf6258
B851.7 Marcadores de tuberías
(d)Además de cada signo requerido enCapítulo V,paraca. 8S l.
7 c), para operaciones en las que el radio de exposición de 100
ppm sea superior a 50 pies (lS m), se instalará un letrero de "GAS
VENENOSO".
(-b)Radio de la ecuación de exposición al nivel de SOO ppm
de H2S después de la dispersión:
X
=
[(0.4546)MQ]0.6258
Todas las instalaciones de superficie también deberán estar marcadas con letreros de "GAS
dónde
VENENOSO".
METRO=fracción molar de sulfuro de hidrógeno en el gas
q=
mezcla
B851.10 Purga de tubería de gas agrio
volumen máximo determinado como disponible para
Al purgar líneas de gas amargo, se debe considerar el
uso de sistemas de antorcha permanentes o temporales
adecuados.
escape en pies cúbicos por día corregido a 14.6S psia y
60°F
X = radio de exposición (ROE) en pies
B854 CLASE DE UBICACIÓN Y CAMBIOS EN
(3) Ecuaciones métricas para el radio de exposición (-a)
N ÚMERO DE EDIFICIOS DESTINADOS A LA
Nivel de 100 ppm de H2S después de la dispersión:
OCUPACIÓN HUMANA
X m[(8.404)MQmf6258
=
B854.5 Concentraciones de personas en el lugar
(-b)Nivel de SOO ppm de H2S después de la dispersión:
Clases 1 y 2
X m[(2.404)MQm]0.6258
(c) Seguridad.Las instalaciones fijas de superficie desatendidas deben
=
estar protegidas del acceso público cuando estén ubicadas dentro de1;4
dónde
milla (400 m) de una estructura residencial, comercial u otra
METRO =fracción molar de sulfuro de hidrógeno en el gas
estructura habitada u ocupada; parada de autobús; parque público; o
mezcla
zona similarmente poblada.
qm=volumen máximo determinado como disponible para
X m=
(1)La protección debe ser proporcionada por cercas
y bloqueo o remoción de válvulas e instrumentación y
taponamiento de puertos, u otros medios similares.
escape en metros cúbicos por día corregido a 101
kPa y 1S.6°C
radio de exposición (ROE) en metros
(2)La tubería de superficie no se considera una superficie fija
instalación.
(d)Se deben instalar y mantener procedimientos adicionales de
NOTA: Las ecuaciones asumen una liberación de 24 horas. Cuando un segmento
control y seguridad o dispositivos de seguridad para evitar la
de tubería se puede aislar en menos de 24 horas, se pueden usar reducciones
apropiadas en Q.
liberación continua no detectada de sulfuro de hidrógeno si existe
alguna de las siguientes condiciones:
(4)Ejemplos de 1 0 0 ppm y SOO ppm ROE para
(1)El radio de exposición de 100 ppm supera el SO
varias emisiones de 24 horas y fracciones de H 2 S mo l se muestran
ft (lS m) e incluye cualquier parte de un área pública excepto una
vía pública.
enTablas 88S0. 1-1y88SO. l-2. Ejemplos de métricas de ROE de 100
ppm y SOO ppm para varios lanzamientos de 24 horas
130
ASME 831.8-2022
Mesa8850.1-1
100ppm ROE
ROE, X,
pie
1,165
3,191
4,924
7,597
9,792
1,798
4,924
7,597
1 1,723
15,109
2,775
7,597
1 1,723
18,090
23,3 15
Liberar, Q,
MMSCFD
(1,000,000)
Mesa8850.1-3
Ejemplo métrico para100ppm ROE
H2S
Liberación, Qm,
ROE, Xm,
Agudeza
Fracción
1
5
10
20
30
0.05
0.05
0.05
0.05
0.05
1
5
10
20
30
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
1
5
10
20
30
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
metro
782
2,142
3,305
9,048
13,962
1,207
3,305
5,100
13,962
21,544
1,863
5,100
7,869
21,544
33,244
Mesa8850.1-2
500ppm ROE
ROE, X,
pie
533
1,458
2,250
3,472
4,474
822
2,250
3,472
5,357
6,904
1,268
3,472
5,357
8,266
10,654
Liberar, Q,
MMSCFD
(1,000,000)
m3/día
(1,000,000)
H2S
Agudeza
Fracción
0.1
0.5
1
5
10
0.05
0.05
0.05
0.05
0.05
0.1
0.5
1
5
10
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.5
1
5
10
0.2
0.2
0.2
0.2
02
Mesa8850.1-4
Ejemplo métrico para500ppm ROE
H2S
Liberación, Qm,
ROE, Xm,
Agudeza
Fracción
1
5
10
20
30
0.05
0.05
0.05
0.05
0.05
1
5
10
20
30
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
1
5
10
20
30
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
metro
357
979
1,510
4, 135
6,380
552
1,510
2,330
6,380
9,845
851
2,330
3,596
9,845
15,191
131
m3/día
(1,000,000)
H2S
Agudeza
Fracción
0.1
0.5
1
5
10
0.05
0.05
0.05
0.05
0.05
0.1
0.5
1
5
10
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.5
1
5
10
0.2
0.2
0.2
0.2
02
ASME 831.8-2022
(2) El radio de exposición de 500 ppm es mayor que
B864 CONTROL DE CORROSIÓN INTERNA
ENTONCESpies (15 m) e incluye cualquier parte de la vía pública.
(3)El radio de exposición de 100 ppm es mayor que
3,000pies (91 5m).
B864.l Generalidades
Se supondrá que las instalaciones de gas amargo son internamente
(e) Plan de Contingencia.Operaciones sujetas a(d)deberá tener un plan
corrosivas a menos que la experiencia demuestre lo contrario. El control
de contingencia por escrito preparado y entregado a las autoridades de
del punto de rocío del agua se utiliza con frecuencia como método de
respuesta a emergencias estatales y locales. Los planos deberán incluir
control de la corrosión. Las condiciones alteradas o los cambios operativos
mapas, ubicación de válvulas de bloqueo, llaves de válvulas y llaves para
pueden hacer que este método de control sea ineficaz. El uso de
cerraduras.
inhibidores también es común.
8860 CONTROL DE CORROSIÓN DE GAS AGRICO
B864.2 Diseño de Nuevas Instalaciones
TUBERÍAS
Las nuevas instalaciones deben diseñarse con
(a)accesorios dedicados adecuados para la inyección de inhibidores de
B860.l Alcance
corrosión
Esta sección contiene los requisitos mínimos de aditivos o
sustitutos para el control de la corrosión externa e interna
de tuberías y componentes de gas ácido. Cuando no se
establezcan disposiciones específicas en el presente, las
disposiciones deCapítulo VI,sección 860se aplicarán.
(b}accesorios y válvulas dedicados adecuados para insertar y
recuperar dispositivos de medición de la corrosión, como sondas y
cupones
B867 CORROSIÓN POR TENSIÓN Y OTROS
FENÓMENOS
B860.4 Consideraciones especiales
Debido a la corrosividad del sulfuro de hidrógeno y la
presencia frecuente de dióxido de carbono y agua salada,
que también son corrosivos, se debe dar especial énfasis a la
mitigación y monitoreo de la corrosión interna.
Además, debido a la naturaleza corrosiva y peligrosa del
gas amargo, se debe prestar especial atención a la selección
de la tolerancia de corrosión.
8861 CONTROL DE CORROSION EXTERNA PARA
TUBO DE ACERO PELI NES
8861.l Instalaciones enterradas/sumergidas
Las líneas de gas amargo, particularmente cuando se combinan con
dióxido de carbono y agua salada producida, pueden sufrir varios
fenómenos relacionados con la corrosión.
(a) Problemas relacionados con el hidrógeno.La reacción de corrosión
en presencia del ion sulfuro permite que una gran cantidad de
átomos de hidrógeno liberados ingresen al acero. El hidrógeno
provoca muchos problemas a los que se les ha dado diferentes
nombres, entre ellos los siguientes:
(1) El agrietamiento por tensión de sulfuro (SSC) ocurre cuando el
las aleaciones son demasiado duras y/o demasiado estresadas en
presencia de corrosión con gas amargo. NACE MROl 75/ISO 15156
describe todas las combinaciones de materiales aceptables para
resistir este tipo de agrietamiento.
8861.1.2Requisitos de protección catódica.a menos que
puede demostrarse mediante pruebas o experiencia que no se
(2) El agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) ocurre cuando
el hidrógeno hace que las inclusiones en el acero se delaminen. Luego se
necesita protección catódica, todas las instalaciones enterradas o
desarrollan múltiples grietas de corte para unir las delaminaciones
sumergidas con revestimientos de tipo aislante, excepto las
creando un sistema de grietas en forma de escalera. Se debe considerar el
instalaciones instaladas para una vida útil limitada, deben protegerse
uso de materiales resistentes a HIC para el servicio de gas amargo.
catódicamente tan pronto como sea posible después de la
(3)Agrietamiento inducido por hidrógeno orientado por tensión
instalación, excepto que reemplazos o extensiones estarán
(SOHIC) es otra variante de HIC. SOHIC es HIC mejorado por
tensión de alta tensión.
protegidos como cubiertos porparaca. 860.3.
Una instalación instalada para una vida útil limitada no
necesita protección catódica si se puede demostrar que la
instalación no experimentará corrosión que cause daños al
público o al medio ambiente. Los sistemas de protección
catódica se diseñarán para proteger el sistema enterrado o
sumergido en su totalidad.
Se considera que una instalación está protegida
catódicamente cuando cumple con los criterios aplicables
establecidos en NACE SP0169.
Se recomienda el uso de protección catódica para proteger las
instalaciones de gas amargo enterradas.
(4)Las ampollas de hidrógeno consisten en átomos de hidrógeno.
difundiéndose dentro del acero a áreas deslaminadas y
recombinándose para formar moléculas de gas hidrógeno. La
presión resultante puede crear grandes ampollas en las
superficies internas o externas del acero.
(b)El agrietamiento por corrosión bajo tensión de cloruro es causado
por cloruros en el agua producida. Los aceros inoxidables austeníticos son
particularmente propensos a este tipo de agrietamiento. El ion sulfuro
tiene un efecto sinérgico con el ion cloruro. El resultado neto es la
aparición de grietas a temperaturas más bajas y concentraciones de
cloruro más bajas de lo que normalmente se espera. Excepto para piezas
pequeñas de baja tensión.
1 32
ASME 831.8-2022
como termopozos, se desaconseja el uso de aleaciones que no sean resistentes
(c) Corrosión inducida microbiológicamente {MIC).La actividad
al agrietamiento por tensión de cloruro por encima de 60 °C (140 °F) en sistemas
microbiológica puede crear una severa corrosión por picaduras y
de gas ácido húmedo.
grietas relacionadas con el hidrógeno en las líneas de gas amargo.
Puede ser necesario el uso de biocidas y monitoreo apropiados.
1 33
ASME 831.8-2022
APÉNDICE A DEL OBLIGATORIO
REFERENCIAS
(22)
Estas referencias se pueden aplicar inmediatamente a los
materiales comprados para su uso bajo este Código y se
aplicarán a todos los materiales comprados al menos 12 meses
después de la fecha de emisión de la última edición de la
referencia, incluidos los apéndices, si corresponde. Se puede
usar un componente o tubería que se ajuste a una edición de
especificación de material aprobada anterior, adquirida por el
usuario antes de la fecha de emisión de una nueva edición o
apéndice, siempre que el componente o tubería se inspeccione y
se determine que es satisfactorio para el servicio previsto por el
usuario.
API A-2
* Manual API de Estándares de Medición de Petróleo
(segunda edición, 1 de febrero de 2 0 1 3), Capítulo 21 M edición de caudal con sistemas de medición
electrónica, Sección 1 - Medición electrónica de gas API
RP 2A-WSD (22.ª edición, noviembre de 2 0 14, ref.
(firmado en septiembre de 2 0 2 0), Planificación, diseño y
construcción de plataformas marinas fijas - Diseño de tensión
de trabajo
API RP SLl (séptima edición, septiembre de 2 009, reafirmada
mayo de 2015), Práctica recomendada para el transporte ferroviario de
Las normas se incorporan a este Código por referencia, y los
tuberías de conducción
nombres y direcciones de las organizaciones patrocinadoras se
API RP SL T (primera edición, marzo de 2 0 1 2 , reafirmada
muestran en este Apéndice. No es práctico referirse a una edición
febrero de 2 0 19), Práctica recomendada para el transporte en
específica de cada publicación a lo largo del texto del Código; en
camión de tubería de conducción
cambio, las fechas de referencia de la edición específica se muestran
* API RP SLW (tercera edición, septiembre de 2009, reafirmada en mayo de
aquí. La referencia se limitará a la edición específica citada en este
documento, excepto que el usuario puede usar la última edición
2015), Práctica recomendada para el transporte de tuberías de
publicada de las normas aprobadas por ANSI, a menos que este
conducción en barcazas y embarcaciones marinas
API RP 14C (octava edición, febrero de 2 0 1 7, que incluye
Código lo prohíba específicamente, y siempre que el usuario haya
Errata hasta mayo de 2018), análisis, diseño, instalación y
prueba de sistemas de seguridad para instalaciones de
producción en alta mar
revisado la última edición de la norma para asegurarse de que la
integridad de la el sistema de tuberías no está comprometido. Si una
edición más nueva o modificada de una norma no está aprobada por
* API RP 14E (quinta edición, octubre de 1991, reafirmada en
ANSI, entonces el usuario deberá usar la fecha de referencia de la
edición específica que se muestra en este documento.
septiembre de 2019), Práctica recomendada para el diseño y la
Un asterisco (*) indica que la edición específica de la norma ha
sido aceptada como Norma Nacional Estadounidense por el
Instituto Nacional Estadounidense de Estándares (ANSI).
instalación de sistemas de tuberías para plataformas de
producción costa afuera
API RP 14F (sexta edición, octubre de 2018), Recomendado
Práctica para el Diseño, Instalación y Mantenimiento de
Sistemas Eléctricos para Instalaciones Petroleras Marinas
Fijas y Flotantes para Clases y No ClasificadasI,Ubicaciones
de División 1 y División 2
API RP 1 4J (segunda edición, mayo de 2 0 0 1 , reafirmada
A-1AGA
N.º de catálogo AGA XR0603 (octubre de 2006), tubería de plástico
Manual de Servicio de Gas
* ANSI Z223. 1/NFPA 54 (202 1), Código Nacional de Gas Combustible
septiembre de 2019), Práctica recomendada para el diseño y
* ANSI/GPTC Z380.1 (2018, incluidos los Anexos 1 a
análisis de peligros para instalaciones de producción costa afuera
6), Guía para sistemas de tuberías de transmisión,
distribución y recolección de gas
API RP 178 (quinta edición, mayo de 2014, reafirmada en marzo
202 1), Práctica recomendada para tubería flexible API RP
80 (segunda edición, marzo de 2020), Definición de
Material de guía del Comité de tecnología de tuberías de gas
Apéndice G-192-15, Diseño de cruces de tuberías sin
revestimiento de carreteras y vías férreas (2009)
Líneas de recolección de gas en tierra
API RP 1 102 (séptima edición, diciembre de 2 007, que incluye
Fe de erratas hasta marzo de 2014, reafirmada en diciembre
de 2017), Steel Pipelines Crossing Railroads and Highways
Editor: Asociación Estadounidense de Gas (AGA), 400 Norte
Capitol Street, noroeste, Washington, DC 20001
(www.aga.org)
* API RP 1 1 1 0 (sexta edición, febrero de 2013, reafirmada en
agosto de 2018), Práctica recomendada para la prueba de
presión de tuberías de acero para el transporte de gas, gas de
petróleo, líquidos peligrosos, líquidos altamente volátiles o
dióxido de carbono
134
ASME 831.8-2022
Editorial : American Petroleum Institute (APJ ) , 2 0 0
Massachusetts Avenue, NW, Suite 1 100 Washington,
DC 20001 -5571 (www.api.org)
API RP 1 1 1 1 (quinta edición, septiembre de 2015, reafirmada
Enero 2 0 2 1) , Diseño, Construcción, Operación y
Mantenimiento de Oleoductos de Hidrocarburos Marinos
(Diseño en Estado Límite)
API RP 1 1 33 (segunda edición, diciembre de 2 01 7), Gestión
Peligros hidrotécnicos para tuberías ubicadas en tierra o
A-3 ASME
dentro de áreas de zonas costeras
* ASME Bl. 1 -2019, roscas de tornillo en pulgadas unificadas (forma
API RP 1 162 (segunda edición, diciembre de 2010, reafirmada
de rosca UN, UNR y UNJ)
octubre de 2015), Programas de concientización pública para operadores de
* ASME Bl. 2 0 . 1 - 2 0 1 3 (R20 18), roscas de tubería, uso
general (pulgadas)
oleoductos
API RP 2003 (octava edición, septiembre de 2 015, reafirmada
*ASME B16. 1-2020, Bridas de tubería de hierro gris y accesorios
con bridas: Clases 2 5, 1 25 y 250
* ASME B 1 6. 5-2020, Bridas de tubería y accesorios con brida:
marzo de 2020), Protección contra igniciones derivadas de
corrientes estáticas, relámpagos y vagabundas
* API Spec SL (46.ª edición, abril de 2018, incluida la errata
hasta mayo de 2018), Line Pipe
NSP1/2A través de NPS 24, estándar métrico/pulgadas
* ASME B16.9-20 18, accesorios de soldadura a tope forjados fabricados en
* API Spec 6A (2 1 ra edición, noviembre de 2 0 18, incluidas
erratas y adiciones hasta junio de 202 1), Especificación para
equipos de cabeza de pozo y árbol
fábrica
* ASME B 1 6 . 1 1 - 2 0 1 6 (incluida la errata hasta junio de 2017),
accesorios forjados, soldadura por encastre y roscados
* ASME B16.20-2017, Juntas metálicas para bridas de tuberías
API Spec 60 (edición 24, 20 14 de agosto, incluida la errata)
y Addenda hasta marzo de 2 0 1 7), Especificación para
tuberías y válvulas de tuberías
*ASME B16. 2 1 - 2016, Juntas planas no metálicas para bridas de
tubería
* API Spec 6DSS (tercera edición, julio de 2018, incluidas erratas y
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138
ASME 831.8-2022
HOMBRE DATORIO ANEXO IX B
NÚMEROS Y SUJETOS DE LAS NORMAS Y ESPECI F ICACIONES
QUE APARECEN EN MAN DATORY APÉNDICE IX A
La información en este Apéndice ha sido incorporada enApéndice A obligatorio.
139
ASME 831.8-2022
APÉNDICE C DE DATOS NO HOMBRES
(22)
PUBLICACIONES QUE NO APARECEN EN EL CÓDIGO O
APÉNDICE A DEL OBLIGATORIO
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que contienen presión, adecuado para servicio de alta
temperatura
Tubo de latón, tamaños estándar
ASTM B61-15, Especificación estándar para vapor o válvula
ASTM A225/A225M- 17, Especificación estándar para prensas
Fundición de bronce
placas de recipiente seguro, aleación de acero, níquel manganeso-
ASTM B62 - 1 7, Especificación estándar para la composición
vanadio
ASTM A234/A234M-19, Especificación estándar para tuberías
Fundición de metal de bronce o de onza
ASTM B68/B68M-19, Especificación estándar para costura
Accesorios de acero al carbono forjado y acero aleado para
servicio de temperatura moderada y alta
Tubo de Cobre, Recocido Brillante
ASTM A242/A242M- 1 3 (R20 18), especificación estándar
ASTM B75/B75M-20, Especificación estándar para costura
para acero estructural de baja aleación y alta resistencia ASTM
A283/A283M-18, Especificación estándar para baja
ASTM B 2 49/ B 2 49M - 2 0, Especificación estándar para
Tubo de cobre
Requisitos generales para varillas, barras, perfiles y piezas
forjadas de cobre forjado y aleaciones de cobre
y placas de acero al carbono de resistencia a la tracción intermedia
ASTM A285/A285M-17, especificación estándar para prensas
ASTM B 2 5 1 / B 2 5 1 M- 1 7, Especificación estándar para
Placas de recipiente seguro, acero al carbono, resistencia a la
tracción baja e intermedia
Requisitos generales para tubos forjados de cobre y
ASTM A3 5 0 /A 3 5 0M - 1 8, Especificación estándar para
aleaciones de cobre sin soldadura
ASTM B584-14, Especificación estándar para aleación de cobre
Fundición en arena para aplicaciones generales Editor:
Sociedad Estadounidense de Pruebas y Materiales
Piezas forjadas de acero al carbono y de baja aleación que
requieren pruebas de resistencia a muescas para componentes de
tuberías ASTM A3 7 7 - 1 8, índice estándar de especificaciones para
(ASTM International), 100 Barr Harbor Drive, P . O . Box
C 7 0 0 , West Conshohocken, PA 1 9 4 2 8 - 2 9 5 9
(www.astm.org)
Tubería de presión de hierro dúctil
ASTM A420/A420M-20, Especificación estándar para tuberías
Accesorios de acero al carbono forjado y acero aleado para
servicio a baja temperatura
ASTM A487/A487M-21, Especificación estándar para acero
C-6 AWWA
Fundiciones aptas para servicio a presión
ASTM A502-03(R2015), Especificación estándar para remaches,
* AWWA C 2 0 7 - 1 8, Bridas de tubería de acero para servicio de
obras hidráulicas - Tamaños de 4 pulg. a 144 pulg. ( 1 0 0 mm
hasta 3600 mm)
Acero, Estructural
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Placas de recipiente seguro, acero al carbono, para servicio de
Editor: Asociación Estadounidense de Obras Hidráulicas (AWWA),
temperatura intermedia y alta
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Placas de recipiente seguro, acero al carbono, para servicio de
temperatura moderada y baja
ASTM A575 - 20, Especificación estándar para barras de acero,
C-7 GTI
Carbono, calidad comercial, grados M
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Piezas forjadas de acero aleado y al carbono para bridas de
GRI-00/0192.02 (2001) , Guía GRI para Localización y Uso
tuberías, accesorios, válvulas y piezas para servicio de transmisión
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de alta presión
1Esta publicación ha sido reemplazada, retirada o ya no se imprime.
141
ASME 831.8-2022
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bajo tensión
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GRI-00/0192 . 17 (2001), GR! Guía de localización y uso
Editor: Pipeline Research Council International (PRC!),
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Información Geográfica
142
ASME 831.8-2022
ANEXO D OBLIGATORIO OBLIGATORIO
RESISTENCIA ELÁSTICA MÍNIMA ESPECIFICADA PARA TUBERÍA DE ACERO
COMÚN SE UTILIZA EN SISTEMAS DE TUBERÍAS1
VerCuadros D-1yD-2en las páginas siguientes.
1Verparaca.
143
ASME 831.8-2022
Cuadro D-1
Límite elástico mínimo especificado para tuberías de acero comúnmente utilizadas en sistemas de tuberías
Tipo
Especificaciones. No.
[Nota 1)]
Calificación
AP! Especificaciones SL [Nota 2)]
A2S
AP! Especificaciones SL [Nota 2)]
A
smys,
psi (MPa)
LFW, HFW, SMLS, CW
2S,400 (17S)
LFW, HFW, SMLS, SAWL, SAWH, CAMPANA, COWH
30,500 (210)
PA! Especificaciones SL[Nota 2)]
B
LFW, H FW, SMLS, SAWL, SAWH, CAMPANA, COWH
3S, TANTO (24S)
AP! Especificaciones SL [Nota 2)]
X42
LFW, HFW, SMLS, SAWL, SAWH, CAMPANA, COWH
42,100 (290)
AP! Especificaciones SL[Nota 2)]
X46
LFW, H FW, SMLS, SAWL, SAWH, CAMPANA, COWH
46,400 (320)
$2,200 (360)
AP! Especificaciones SL [Nota 2)]
XS2
LFW, HFW, SMLS, SAWL, SAWH, CAMPANA, COWH
AP! Especificaciones SL[Nota 2)]
XS6
LFW, H FW, SMLS, SAWL, SAWH, COWL, COWH LFW,
$6,600 (390)
AP! Especificaciones SL[Nota 2)]
X60
H FW, SMLS, SAWL, SAWH, COWL, COWH LFW, HFW,
60.200 (41S)
PA! Especificaciones SL [Nota 2)]
X6S
SMLS, SAWL, SAWH, CAMPANA, COWH
6S,300 (4SO)
70.300 (48S)
AP! Especificaciones SL [Nota 2)]
X70
LFW, HFW, SMLS, SAWL, SAWH, CAMPANA, COWH
PA! Especificaciones SL[Nota 2)]
X80
LFW, H FW, SMLS, SAWL, SAWH, CAMPANA, COWH
80.500 (SSS)
ASTM AS3
A
mi, s, f
30,000 (20S)
ASTM AS3
B
mi, s
3S,OOO (240)
ASTM A106
A
SMLS
30,000 (20S)
ASTM A106
B
SMLS
3S,OOO (240)
ASTM A106
C
SMLS
40.000 (27S)
EFW
[Nota 3)]
A
EW
30,000 (20S)
ASTM A13S
B
EW
3S,OOO (240)
ASTM A139
A
EFW
30,000 (20S)
ASTM A139
B
EFW
3S,OOO (240)
ASTM A139
C
EFW
42,000 (290)
ASTM A139
D
EFW
46,000 (31S)
ASTM A139
mi
EFW
$2,000 (360)
ASTM A333
1
SMLS, EW
30,000 (20S)
ASTM A134
ASTM A13S
ASTM A333
3
SMLS, EW
3S,OOO (240)
ASTM A333
4
SMLS
3S,OOO (240)
ASTM A333
6
SMLS, EW
3S,OOO (240)
ASTM A333
7
SMLS, EW
3S,OOO (240)
ASTM A333
8
SMLS, EW
7S,OOO (SlS)
ASTM A333
9
SMLS, EW
46,000 (31S)
ASTM A333
10
SMLS, EW
6S,OOO (4SO)
11
ASTM A333
SMLS, EW
3S,OOO (240)
ASTM A381
Clase Y-3S
SIERRA
3S,OOO (240)
ASTM A381
Clase Y-42
SIERRA
42,000 (290)
ASTM A381
Clase Y-46
SIERRA
46,000 (316)
ASTM A381
Clase Y-48
SIERRA
48,000 (330)
ASTM A381
Clase Y-SO
SIERRA
S0,000 (34S)
ASTM A381
Clase Y-S2
SIERRA
$2,000 (360)
ASTM A381
Clase Y-S6
SIERRA
S6,000 (38S)
ASTM A381
Clase Y-60
SIERRA
60.000 (41S)
ASTM A381
Clase Y-6S
SIERRA
6S,OOO (4SO)
ASTM A381
Clase Y-70
SIERRA
70.000 (48S)
ASTM A381
Clase Y-80
SIERRA
80.000 (SSO)
EFW
[Nota 3)]
ASTM A671
144
ASME 831.8-2022
MesaD-1
Límite elástico mínimo especificado para tuberías de acero comúnmente utilizadas en sistemas de tuberías (continuación)
Tipo
[Nota 1)]
Calificación
Especificaciones. No.
smys,
psi (MPa)
ASTM A672
EFW
[Nota 3)]
ASTM A691
EFW
[Nota 3)]
NOTA GENERAL: Esta tabla no está completa. Para conocer el límite elástico mínimo especificado de otros grados y grados en otras especificaciones
aprobadas, consulte la especificación particular.
NOTAS:
(1) Abreviaturas: SAW = soldadura por arco sumergido; SAWL = SAW con costura recta; SAWH = SAW con costura helicoidal; EFW = soldado por fusión
eléctrica; EW o E = soldado por resistencia eléctrica; LFW = EW soldado con baja frecuencia; HFW = EW soldado con alta frecuencia; S o SMLS =
continuo; CW o F = soldadura a tope en horno, soldadura continua; VACA = combinación soldada; CAPUCHA = VACA con costura recta; COWH = VACA
con costura helicoidal.
(2) ¡Los grados intermedios están disponibles en AP! Especificaciones SL.
(3) Consulte la especificación de placa aplicable para SMYS.
MesaD-2
Valores HOB para materiales termoplásticos
Material de tubería de plástico
Designación (02513 para PE
y F2945 para PA-11)
ENCIMERA a 73 °F (23 °C),
psi (MPa)
PA 32312 (PA- 1 1)
2500 (17,2)
PA 32316 (PA- 1 1)
3.150 (21,7)
PB 2 1 10
2.000 (13,8)
PE 2406
1.250 (8,6)
PE 3408
1.600 (11,0)
PE 2606
1.250 (8.6)
PE 2706
1.250 (8.6)
PE 2708
1.250 (8,6)
PE 3608
1.600 (1 1,0)
PE 3708
1.600 (1 1,0}
PE 3710
1.600 (1 1,0)
PE 4708
1.600 (1 1,0)
PE 4710
1.600 (1 1.0}
PVC 1120
4.000 (27,6)
PVC 1220
4.000 (27,6)
PVC 2 1 10
2.000 (13,8)
PVC 2 1 1 6
3.150 (21,7}
NOTAS GENERALES:
(a)Valores de resistencia hidrostática a largo plazo para tuberías
termoplásticas cubiertas por ASTMD2513.Los valores se aplican solo a
materiales y tuberías que cumplan con todos los requisitos de los
materiales básicos y ASTM 0 2 5 1 3 . Se basan en datos de pruebas de
ingeniería obtenidos de acuerdo con la norma ASTM 01598 y
analizados de acuerdo con la norma ASTM 02 8 3 7 . El Plastics Pipe
Institute publica anualmente una lista de compuestos comerciales
que cumplen con estos requisitos.
(b)Hbase de datosValor para tuberías termoendurecibles reforzadas cubiertas
por ASTM D251 7.El valor se establece de acuerdo con la norma ASTM
02517. En ausencia de un HOB establecido, el valor es 1 1.000 ps i (75,8
MPa).
145
ASME 831.8-2022
APÉNDICE IX E DEL DATO DEL HOMBRE
FLEXI BILIDAD E I NTENS DE ESTRÉS FACTORES DE I FI CACIÓN
Tabla E-1comienza en la página siguiente.
146
ASME 831.8-2022
Tabla E-1
factor de flexibilidad,h,y factor de intensificación del estrés,i
(22)
Intensificación del estrés
Flexibilidad
Descripción
Codo de soldadura o codo de tubería
[notas (1)-(5)]
Factor,
k
-1,65h
Factor,i [Notas (1),(2)]
Flexibilidad
En plano,
yo
i;
Característica,
h
0.75
2/3
h
0.9
2/3
h
TR1
fuera del plano,
Ilustración
il
r2
'2
�
doblar
radio
Curva de inglete muy próxima
s < rz(1
+broncearsemi)
[notas
(2),(3),(5)]
_J_T
1.52
hS/6
0.9
2/3
h
0.9
2/3
h
cuna (} Ts
0.9
2/3
h
0.9
2/3
h
1 +cuna e 'f
0.9
2/3
h
3/4i0 + ';4
4.4-
2
2'2
'2
Curva de inglete simple o ampliamente
curva de inglete espaciada
1.52
s rz(1
hS/6
"
+broncearsemi)
[notas (1),(2),(5)]
2
'2
T de soldadura según ASME816.9con
r0;;,d/8
T,; 2'. 1.sf
[notas (1),(2),(6)]
T fabricada reforzada con
almohadilla o sillín[notas(1),(2),
(7)-(9)]
1
'F
'2
r2
�
,,
�
'
1
0.9
2/3
h
3/4 io + 1/4
2
(
'f + 2 t,11 toneladas
y3/2,2
j_
Almohadilla
�T
Sillín
tt:
T fabricada sin refuerzo
[notas (1),(2),(9)]
Salida extruida
r0"0.05d
Tc <1.5F
(2),(6)]
[notas
1
0.9
2/3
h
3/4 io + 1/4
r2
(
1
0.9
2/3
h
3/4io + 1/4
1
0.9
2/3
h
3/4 io+ 1/4
-
'F
T
r
Inserto de contorno soldado
;;,d/8
Tc " 1.ST
[notas (1),(2),(10)]
r0
147
..L
T
r
yo + - o r2 r 2
'F
4.4-
r2
,,
ASME 831.8-2022
Tabla E-1
factor de flexibilidad,h,y factor de intensificación del estrés,i
(Continuación)
Intensificación del estrés
Factor,i [Notas (1),(2)]
Flexibilidad
Factor,
k
Descripción
fuera del plano,
i;
yo
h2/3 h2/3
Accesorio para soldar de derivación (inte
reforzado) de acuerdo con MSS
SP-97 [notas (1),(2),
Flexibilidad
Característica,
h
En plano,
0.9
1
(9),(11)]
0.9
3.3-
Ilustración
'F
'2
Flexibilidad
Factor,
k
Descripción
soldadura a tope [notas
Intensificación del estrés
Ilustración
Factor,i
(12)]
1.0
F2'0.237en. (6.02milímetro),
Omáxps\6en. (1.59milímetro),
yPromedio/f,; 0. 13
F2'0.237en. (6.02milímetro),
Dmáxps'faen. (3.18
milímetro), yDía/f
algún valor
[0.9+2 .7(8promedio/f)] .
f,; 0.237en. (6.02milímetro),
pero no menos que
1.9máx. o
=
1.0
Dmáxps1 dieciséisen. (1.59milímetro),
yPromedio/fps0.33
1.9máx. o
Transición cónica según ASME
B16.25 [Nota (1)]
Hacer
o
T
T
1,3 + 0,0036-= + 3,6=
Reductor concéntrico por
COMO YOB16.9 [notas (1),
2.0máx. o
(13)]
2(D02 )112
0.5 +O.Ola'f
Brida deslizante de doble soldadura
1.2
[Nota (14)]
2.1máx. o2.1 f/Cxpero
Brida o accesorio de soldadura por encastre
[notas (14),(15)]
Brida de unión solapada (con vASME
B 16.9muñón de junta de
no menos que1.3
1
1.6
1
2.3
5
2.5
regazo) [Nota (14)]
Junta de tubería roscada o
brida roscada [Nota (14)]
Tubo recto corrugado, o
curva ondulada o arrugada [Nota (
dieciséis)]
148
ASME 831.8-2022
Tabla E-1
factor de flexibilidad,h,y Factor de Intensificación del Estrés,i(Continuación)
Flexibilidadfactorpara
codos,k-1,65/hora
Factor de flexibilidad para
mitras,k
•
1,52/h %
Estrés intensificado
�norte
factor,I •0,9/hora/3
· .. .:
Strenlnten1lflcetlón
factor, /
•
0,75/h213
0.06
0.6
0.8 1 .0
1 .5 2
Característica,h
Cuadro A
1 Brida final c1
2Extremos bridados c1
h116
•
•
h1/3
Gráfico B
NOTA GENERAL: Los factores de flexibilidad e intensificación de tensión de ASME B31J se pueden usar en lugar de los factores de flexibilidad e intensificación de tensión
aquí descritos. Al usar los factores de intensificación de tensión de ASME B3 1J, el máximo de los factores de intensificación de tensión en el plano (i;) y fuera del plano
(i0) se utilizará para calcular las tensiones de acuerdo conparaca. 833.2oparaca. A842.2.2. Alternativamente, los factores de intensificación de tensión y los factores de
flexibilidad de conexión de derivación pueden desarrollarse utilizando ASME B3 1J, Apéndice A no obligatorio.
149
ASME 831.8-2022
Tabla E-1
factor de flexibilidad,h,y factor de intensificación del estrés,i(Continuación)
NOTAS:
(1)La nomenclatura es la siguiente:
D0=diámetro exterior, pulg. (mm)
d diámetro exterior de la rama, pulg. (mm)
=
R1=radio de curvatura del codo de soldadura o curvatura de la tubería, pulg. (mm)
r0=radio
de curvatura de la porción contorneada externa de la salida, medido en el plano que contiene los ejes del cabezal y la rama, pulg. (mm)
r2 radio medio de la tubería correspondiente, pulg. (mm)
=
s =separación
de ingletes en la línea central, pulg. (mm)
espesor de pared nominal del componente de tubería, pulg. (mm)
'F
para codos y curvas a inglete, el espesor nominal de la pared del accesorio, pulg. (mm) para
soldaduras en T, el espesor nominal de la pared de la tubería correspondiente, pulg. (mm)
para tees fabricadas, el espesor nominal de la pared del tramo o cabezal (siempre que si el grosor es mayor que el de la tubería correspondiente, se debe
mantener el aumento del grosor para al menos un tramo del diámetro exterior a cada lado del diámetro exterior del ramal), pulg. (mm)
tc=
te=
el grosor de la entrepierna de las tees, pulg. (mm)
Grosor de almohadilla o sillín, pulg. (mm)
un =ángulo
=
mi=
(2)
del cono reductor, grados 8
desajuste, pulg. (mm)
medio ángulo entre ejes de inglete adyacentes, grados
El factor de flexibilidad,k,se aplica a la flexión en cualquier plano. Los factores de flexibilidad,k,y factores de intensificación del estrés,i,no será inferior a la unidad;
factores para torsión igual a la unidad. Ambos factores se aplican sobre la longitud de arco efectiva (mostrada por líneas centrales gruesas en las ilustraciones)
para curvas curvas y de inglete y hasta el punto de intersección para tees. los valores dekyise puede leer directamente desde el gráficoAingresando con la
característica,h,calculado a partir de las fórmulas dadas.
(3)Cuando las bridas están unidas a uno o ambos extremos, los valores dekyiserá corregido por los factores, Cu, que se pueden leer directamente en el
Gráfico8,entrando con el calculadoH.
(4)Se advierte al diseñador que los accesorios fundidos soldados a tope pueden tener paredes considerablemente más gruesas que las de la tubería con la que se
utilizan. Se pueden introducir grandes errores a menos que se considere el efecto de estos mayores espesores.
(5)
En codos y codos de pared delgada de gran diámetro, la presión puede afectar significativamente las magnitudes dekyi.Para corregir los valores de la tabla,
dividakpor
dividiripor
dónde
Eee=módulo de elasticidad en frío, psi (MPa)
PAG presión manométrica, psi (MPa)
=
(6)
Si el número de ciclos de desplazamiento es inferior a200,no es necesario cumplir los límites de radio y espesor especificados. Cuando no se cumplen los límites
de radio y espesor y el número de ciclos de diseño excede200,los factores de intensificación de tensiones fuera y dentro del plano se calcularán comol.12/h2/3
y (0,67/h2!3)+1/4,respectivamente.
Cuandote>1 1/2 T,usarh 4.05T/r2.
(8)El valor mínimo del factor de intensificación de tensiones será1.2.
(7)
(9)
=
Cuando la relación de diámetro de rama a tramo excede0.5,pero es menos que1.0,y el número de ciclos de desplazamiento de diseño excede200,los factores de
intensificación de tensiones fuera y dentro del plano se calcularán comol.8/h2/3y (0,67/h213)+1/4,respectivamente, a menos que la soldadura de transición
entre el ramal y el tramo se combine en un contorno cóncavo suave. Si la soldadura de transición se fusiona con un contorno cóncavo suave, los factores de
intensificación de tensión de la tabla aún se aplican.
(10)Si el número de ciclos de desplazamiento es inferior a200,no es necesario cumplir los límites de radio y espesor especificados. Cuando no se cumplen los límites de
radio y espesor y el número de ciclos de desplazamiento de diseño excede200,los factores de intensificación de tensiones fuera y dentro del plano se calcularán
comol.8/h213y (0,67/h213)+1/4,respectivamente.
(11)El diseñador debe estar satisfecho de que esta fabricación tenga una clasificación de presión equivalente a la de una tubería recta.
(12)Los factores de intensificación de tensión se aplican a las soldaduras a tope circunferenciales entre dos elementos para los cuales los espesores de pared nominales están entre0.8751'
y yo . lOT para una distancia axial dejD;,T.D0y T son el diámetro exterior nominal y el espesor de pared nominal, respectivamente.davges el promedio
desajuste o compensación.
(13)La ecuación se aplica solo si se cumplen las siguientes condiciones:
(a) Ángulo del conoano excede60grados, y el reductor es concéntrico.
(b)el mas grande deD0ifTyD02/Tno excede100.
(C)El espesor de la pared no es inferior aT1en todo el cuerpo del reductor, excepto en la parte cilíndrica del extremo pequeño e inmediatamente
adyacente a ella, donde el espesor no debe ser inferior aT2.
150
ASME 831.8-2022
Tabla E-1
factor de flexibilidad,h,y Factor de Intensificación del Estrés,i(Continuación)
NOTAS: (Continuación)
(14)Para algunas uniones bridadas, pueden ocurrir fugas a los esfuerzos de expansión permitidos aquí. El momento en que se produce la fuga de una unión bridada
con una junta que no tiene características de autosellado se puede estimar mediante la siguiente ecuación:
ML =
(C/4) (51. Ab
dónde
AB=área total de pernos de brida, pulg.2 (mm3)
punto de acceso=área hasta el exterior del contacto de la junta, pulg.2 (mm2)
C=círculo de pernos, pulg. (mm)
ML= momento para producir fugas en la brida, in.-lb (mm·N)
PAG= presión interna, psi (MPa) Sb=
esfuerzo del perno, psi (MPa)
(15)Cxes la longitud de la soldadura de filete. Para longitudes desiguales, use la pierna más pequeña paraCx.
(dieciséis)Los factores que se muestran se aplican a la flexión. El factor de flexibilidad para la torsión es igual0.9.
151
-
PAPILLA)
ASME 831.8-2022
APÉNDICE IX F DEL HOMBRE DATORIO
CABEZALES EXTRUIDOS Y CONEXIONES DE RAMALES SOLDADAS1
Espesor acabado corroído de la salida extruida
medido a una altura igual ar0por encima de la
superficie exterior del tramo, pulg. (mm)
Tr=espesor real de la pared del recorrido, sin incluir el
T0
(22)CABEZALES F-1 EXTRUIDOS
Definiciones y limitaciones aplicables aFiguras F-1 a través
deF-4son como sigue:
D
d
diámetro exterior del recorrido, pulg. (mm) diámetro exterior
margen de corrosión, pulg. (mm)
de la tubería de bifurcación, pulg. (mm) diámetro interno
Delaware
Delaware
tr =espesor de pared nominal requerido del tramo
corroído del tramo, mm (pulg) diámetro interno corroído del
de acuerdo con la fórmula de diseño de tubería de acero de
tubo de bifurcación, mm (pulg)
paraca. 841. 1 . 1, pero sin incluir ningún margen para
tolerancia a la corrosión o espesor insuficiente, pulg. (mm)
D0 =diámetro interno corroído de la salida extruida
medido al nivel de la superficie exterior del
recorrido, pulg. (mm)
h0
F-2 EJEMPLOS I ILUSTRATIVOS DE LA APLICACIÓN
altura del labio extruido. Este debe ser igual o mayor
quer0,excepto como se muestra en la limitación(b) de
r0,pulg. (mm).
L
DE LAS REGLAS PARA EL REFUERZO DE LAS
CONEXIONES DE RAMALES SOLDADAS
altura de la zona de refuerzo, pulg. (mm)
=
r1
Una salida NPS 8 está soldada a un cabezal NPS 24. ¡El material del
encabezado es AP! Especificaciones SL X46 con un 0 . 3 1 2 pulg.
(mm)
r0
espesor de pared nominal . ¡La salida es AP! Spec SL Grade B ( Seaml
radio de curvatura de la parte contorneada externa
de la salida medida en el plano que contiene los
ejes del tramo y ramal, pulg. (mm) . Esto está sujeto
a las siguientes limitaciones:
(a) Radio mínimo.Esta dimensión no será inferior a
O . OS d, excepto que en diámetros de rama
mayores a 30 pulg. (762 mm), no es necesario que
exceda 1,5 pulg. (38,1 mm).
ess ) S chedu le 4 0 con un 0 . 3 2 2 pulgadas . espesor de pared
nominal. La presión de trabajo es 6SO ps ig. La fabricación se
encuentra en la clase de ubicación 1 . Usando paraca. 841 . 1, el factor
de calidad de la junta de soldadura longitudinal,
MI,es 1 .00. La temperatura es de 100°F. Factores de diseñoF = 0
6 0,mi =1 . 0 0, yT =1 . 0 0 . Para las dimensiones, consulte Figura
F-6.
(b) Radio máximo.Para tamaños de tubería de salida
NPS 8 (DN 200) y mayores, esta dimensión no debe
exceder O . yore +O.SO pulg. (O.lOre +12 7 mm) . Para
tamaños de tubería de salida inferiores a NPS 8 (ON
200), esta dimensión no debe ser superior a 1 . 2 pulg.
(31,7 S mm) .
F-2.1.l Cabecera.Espesor de pared nominal requerido:
t
-- - =
=
PD
2SFET
650X24
=
2X46,400X0,60X1 .00X1 .00
0.280 pulg.
Exceso de espesor en muro de cabecera:
h-t 0,31 2 - 0,280
(C)Cuando el contorno exterior contenga más de
=
un radio, el radio de cualquier sector de arco de
aproximadamente 45 grados deberá cumplir los
requisitos de(a)y(b).
(d) No se empleará maquinado para cumplir con
los requisitos anteriores.
Tuberculosis espesor real de la pared del ramal, sin incluir el
margen de corrosión, mm (pulg.)
tuberculosis
(22)
F-2.1 Ejemplo 1
0.7[rfi;
medio ancho de la zona de refuerzo (igual aD0),pulg.
0,032 pulg.
=
F-2.1.2 Salida.Espesor de pared nominal requerido:
650X8.625
0,132 pulg.
tuberculosis
=
=
2X35,500X0,60X1 .00X1 .00
Exceso de espesor en la pared de salida:
B -tuberculosis 0,322 - 0,132
=
espesor de pared nominal requerido de la tubería de
=
0. 1 90 pulg.
d=diámetro interior de la abertura=8.62S - 2X0 322
derivación de acuerdo con la fórmula de diseño de tubería
de acero de paraca. 841. 1 . 1, pero sin incluir ningún
7.981 pulg.
espesor por corrosión, pulg. (mm)
1Verparaca.831 .6.
1S2
ASME 831.8-2022
Figura F-1
Límites de la Zona de Refuerzo
Área requerida:
AR - A1 - A'2 =2.23S
A3
=
de B<yo.rancho
- 0.2SS - 0.226
l.7S4 pulg.2
Utilice una placa reforzada de 0,255 pulgadas de espesor (mínimo
practicable)XlS.S pulg. de diámetro.
(lS.50 - 8.62S) 0.2 SO=1.719 pulg.2
Agujero cónico en el interior
Área =
diámetro (si se requiere) para que
X
coincida con la tubería de derivación;
Soldaduras de filete (asumiendo dos%pulgadas soldadas a cada lado):
1:3máx. afilar
D0
1
1/2 (0.2SX0.2S)X4=0.12S pulg.2
prestación
'1=Hacer
A3 total proporcionado =1.844
pulg.2
Ver tambiénFigura FS.
(22)
F-2.lM Ejemplo MI
ALa salida DN 200 está soldada a un cabezal DN 600. El material
F-2.1.3 Refuerzo requerido
AR =dt =7.98
del encabezado esAPISpec SL Grade L320 con un espesor de pared
1X0.280=2.23S pulg.2
nominal de 7,92 mm. la salida esAPISpec SL Grade L24S (Seamless)
con un 8 . Espesor de pared nominal de 18 mm. La presión de trabajo
es de 4,48 MPa. La fabricación se encuentra en la clase de ubicación
1. Usandoparaca. 841.1, el factor de calidad de la junta de soldadura
F-2.1.4 Refuerzo Provisto por Cabecera
A1 (H-t) d
0.032X7.981
=
dinal longitudinal,MI,es 1,00. La temperatura es de 37,8°C. Factores
0.2SS pulg.2
=
de diseñoF=0.60,mi =1.00, yT=l.00. Para las dimensiones, consulte
=
Figura F-6.
F-2.1.lM Cabecera.Espesor de pared nominal requerido:
F-2.1.5 Área Efectiva en Salida
Altura L
t
2 1/2B+M (asumir1/4en.almohadilla)
-- =
=
(2 1/2X0.322)+0.2S
PD
H-t =7.92S
oL =21/2H = 2 . SX0 312 = 0,780 pulg. UsoL =0.780 pulg.
2(B -tb)L
=
=
2X0.190X0.780
2
Esto debe multiplicarse por 3 S , S 0 0/46 , 400 [ ver
paraca. 83 1 .4. yo (f)] .
A 2 0.296
I
=
--46,400
X
3S TAN
=
0,226 pulg.
- 7.1 12=0.81 3milímetro
Salida F-2.l.2M.Espesor de pared nominal requerido:
0,296 pulg.2
=
=
tuberculosis
mi
7.1 1 2milímetro
=
X
Exceso de espesor en muro de cabecera:
PÉRDIDA en.
A1
4.48X609.6
2 320X0,60X1 .00X1 .00
2SFET
4.48X219. 1
24S 0,60X1.00
X
X
1 .00
=
3.339milímetro
X
Exceso de espesor en la pared de salida:
2
B -tuberculosis
8.179 - 3.339
=
=
4.840milímetro
re =diámetro interior de la abertura = 2 19,08 - 2X8 179
202,72 mm
F-2.l.3M Refuerzo Requerido
Figura F-2
Método de establecimientoT0Cuando el Taper invade
AR =dt =202.72X7.1
el radio de la entrepierna
12=1 441.7mm2
F-2.l.4M Refuerzo proporcionado por cabecera
A1 (H-t)d
=
1S3
=
0.813X202.72 164.81mm2
=
ASME 831.8-2022
Figura F-3
Ejemplo que muestra el diámetro interior constante de la salida
Reforzamiento
zona
L
Área requerida
A •Kt
NOTA GENERAL: La ilustración está dibujadaparacondición dondek
=
rD0
1.00.
Figura F-4
Ejemplo que muestra el diámetro interior cónico de la salida
Reforzamiento
zona
· · 1t
LI
Área requerida
A •KtD0
r
------1.,.--.. ..,1.1-r1
r1
D
Tolerancia de corrosión
NOTA GENERAL: La ilustración está dibujadaparacondición dondek=1.00.
154
'
t-
ASME 831.8-2022
Figura F-5
Reglas para el refuerzo de conexiones de ramales soldados
I
I
tuberculosis
L = más pequeñode21'2H
o21/2B + M
d
yo
_
21/2H
__
_
_
t H
d
d
·
I
_
I
I
Área de refuerzo encerrada por Área de refuerzo
requeridaArkansas
=
Área disponible como refuerzo
_
--
-- -
cita
A1+�+Automóvil club británico
=
A, IH-t)(di (Si es negativo, use cero para el valor deA1 >
� 2(8-t,,>L
=
=
=
suma del área de todo el refuerzo añadido, incluyendo
Automóvil club británico
áreas de soldadura que se encuentran dentro del área de refuerzo
A,+A2+Automóvil club británicodebe ser igual o mayor queArkansas
dónde
B
d
espesor nominal de la pared de la rama
=
el mayor de la longitud de la abertura terminada
=
en la pared de cabecera medida paralela al eje
del recorrido o del diámetro interior de la conexión de derivación
H
espesor de pared nominal del cabezal
=
real (por medición) o nominal
METRO=
t
espesor de refuerzo adicional requerido espesor de pared nominal
"'
del cabezal (debajo de la sección apropiada deesteCódigo)
tuberculosis
= espesor
de pared nominal requerido de la rama
(en la sección correspondiente deesteCódigo)
155
líneas.
ASME 831.8-2022
Figura F-6
Figura para los Ejemplos I y IM
C
mi
� mi
� L{)
EN
yo �
·-
1 en .
r--d = 7 .98
·
d = 7.981en . ---J
(202,72 mm)
(202,72 mm)
1 5.962en .
(405.435mm)
::t!:::
mi
mi
C
:.;<Oai
N�
II
a
F-2.1.SM
Altura L
Área Efectiva en Salida
/
Una salida NPS 16 está soldada a un cabezal NPS 24. ¡El
material del encabezado es AP! Especificaciones SL X46 con un 0 .
3 1 2 pulg. de espesor de pared nominal. ¡La salida es AP! Spec SL
Grade B ( Seaml ess ) S chedul e 2 0 with a 0 . 3 1 2 en . espesor
de pared nominal. La presión de trabajo es 650 psig. L a fab
ricaci ón se encuentra en la C l as 1 de Ubicació n. Por paraca. 83
1.4.2, el refuerzo debe ser del tipo de cerco completo. Usando
paraca. 841 . 1, el factor de calidad de la junta de soldadura
longitudinal,MI,es 1,00. La temperatura es de 100°F. Factores de
diseñoF =0.60,mi =1.00, yT =1.00. Para las dimensiones, consulte
Figura F-7.
Altura L = 2 1 2B + M (suponiendo almohadilla de 6,35
1/2X8. 179) + 6,35 = 26,797 mm
oL=2 1/2H=2 . SX7.92=19.812 mm. UsarL=19.812 mm.
- tb)L = 2X4.840X19,812 = 191,78 mm2
Esto se debe multiplicar por 2 4 S / 3 2 0 paraca. [ ver
83 1.4.yo (f)] .
EficazA'2 = 191,78X
245
2
=146,83 mm
320
-
F-2.2.1 Cabecera.Espesor de pared nominal requerido:
Área requerida:
A3
RA-A1-A'2=1
(22)
F-2.2 Ejemplo 2
mm) (2
A2=2(B
-
441,7 - 164,81 - 146,83 1 130. l
t=
= mm2
PD =
2SFET
650X24
= 0,280 pulg.
2X46,400X0,60X1 .00X1 .00
Exceso de espesor en muro de cabecera:
Utilizar placa armada de 6,3S mm de espesor (mínimo
practicable)X393 . 7 mm de diámetro.
Área = (393.7 - 219. 1 )X6,35 = 1 108,9 mm
-- -
H-t = 0,312 - 0,280 = 0,032 pulg.
2
F-2.2.2 Salida.Espesor de pared nominal requerido:
TB =
Soldaduras de filete (suponiendo dos soldaduras de 6,3 S-mm a cada lado):
1/2 (6,35X6.35)X4 = 80,65 mm2
650Xdieciséis
2X35,500X0,60X1 .00X1 .00
= 0,244 pulg.
Exceso de espesor en la pared de salida:
B - tb = 0,3 x 12 - 0,244 = 0,068 pulg.
TotalA3provisto = 1 189.5 mm2
d
Ver tambiénFigura FS.
diámetro interior de la abertura = l6.000 - 2X0,3 12 15,376
pulg.
1S6
ASME 831.8-2022
F-2.2.3Refuerzo requerido
dt
Arkansas=
=
15.376X0.280
4,305 pulg.2
Una salida DN 400 está soldada a un cabezal DN 600. El material
=
del cabezal es API Spec SL Grade L320 con un espesor de pared
F-2.2.4Refuerzo proporcionado
A1 (H-t)d
=
(22)
=
nominal de 7,92 mm. ¡La salida es AP! Spec SL Grado L24S (sin
0.032X15.376
costuras) con un 7 . Espesor de pared nominal de 92 mm. La presión
0.492 pulg.2
=
de trabajo es de 4,48 MPa. La fabricación se encuentra en la clase de
ubicación 1. Porparaca. 83 1.4.2, el refuerzo debe ser del tipo de
F-2.2.5Área Efectiva en Salida
/
Altura L = 2 1 2B + M
=
o
=
(
=
2.5X0.3 12
cerco completo. Usandoparaca. 841 . 1, el factor de calidad de la
)
/
junta de soldadura longitudinal,MI,es
asumir 5 1 placa de 6 pulg.
(2.5X0,31 2) + 0,3 12
1/2H
L 2
(22)
F-2.2M Ejemplo 2M
=
1 . 0 0 . La temperatura es de 3 7. 8 °C. Factores de diseñoF = 0 6
0,mi =1 . 0 0, yT =1 . 0 0 . Para las dimensiones, consulte Figura
F-7.
1.092 pulg.
F-2.2.lMEncabezamiento.Espesor de pared nominal requerido:
=
0,780 pulg. Uso L
=
0.780 pulg.
4,48x609.6
2320x0,60X1 .00X1 .00
PD
2SFET
7. 1 1 2 mm
A2 2(B - tb)L
2X0.068X0.780
=
0. 1 06 pulg.2
=
=
Exceso de espesor en muro de cabecera:
h-t 7.925 - 7. 1 12 0,81 3mm
Esto debe multiplicarse por 3 S , 0 0 0/46 , 000 [ ver
paraca. 8 3 1 .4. yo (f)] .
Efectivo A'2 0.106X35.500/46.400
=
0.081 pulg.
=
=
=
F-2.2.2MSalida.Espesor de pared nominal requerido:
2
4.48X406.4
tuberculosis -
= 6. 1 93 mm
2X245X0,60X1 .00X BAÑO
Área requerida:
A3 = AR - A1 - A'2 = 4,305 - 0,492 - 0,08 1 = 3,732 pulg.2
Exceso de espesor en la pared de salida:
B - tuberculosis 7.925 - 6.193
=
Espesor aproximado requerido del refuerzo:
=
1,732 mm
re =diámetro interior de la abertura = 406,4 - 2X7.92S
3.732/ (30 - 16) 0,267 pulg.
=
390.SS mm
U mar 0 . 3 1 2 en . longitud mínima requerida de la placa
F-2.2.3MRefuerzo requerido
(despreciando las soldaduras):
3,732/0,3 12 = 1 1 ,962 pulg.
Arkansas=
dt
390.55X7 . 1 1 2
=
=
2 777,6 mm
2
F-2.2.4MRefuerzo proporcionado
16 + 1 1 .962
28 pulg. (redondeado al siguiente número
A1 (H - t) d
0.813X 390.55
=
entero más alto)
=
317,52 mm2
=
F-2.2.SMÁrea Efectiva en Salida
Use una placa de 28 pulgadas de largo:
Área 0.3 12X(28 - 16)
=
3.744 pulg.
=
=
= (2.5X7,92) + 7,94 = 27,75 mm
Dos%pulg. soldaduras a la salida:
/
1 2X(0.25X0.25)X2 = 0,063 pulg.
/1
Altura L 2 2B + M (asumir placa de 7,94 mm)
2
o
2
/
1
L 2 2H
=
Total A3 provisto = 3.807 in.2
2.5X7.92
A2 2(B - tb)L
El uso de soldaduras finales es opcional (ver
Obligatorio Apéndice I, Figura 1 -3) .
=
2X1 .732X1 9.812
=
1 9.812 mm.
1 9.812 mm. Usar L
=
=
68,63 mm2
=
=
Esto se debe multiplicar por 2 4 S / 3 2 0 [ver paraca. 83
1.4. yo (f)] .
Efectivo A'2 68.63X245/320
=
1S7
52,54mm
=
2
ASME 831.8-2022
Figura F-7
Figura para ejemplos2y2M
dieciséis
=
(7.
A2
0,312 pulg.
(B7.925mm)
B 9205.3m12min) .
d = 1 5,376 pulg.
(390,55mm)
=
tuberculosis
:', 1
II
-
-L
-+ +- --
dieciséis
f+- d = 5,37
pulg.
I
(390,55 mm)
re = 1 5-�
.3---�
--+:+1
:;;
76 pulgadas
30.752
(781,1 mm)
I
un �
Utilice un plato de 7 1 1,2 mm de largo:
AR-A1-A'2
=
1' 1 ;C::E
mi
(390,55 mm)
Área requerida:
A3
!,1
A,
I
2 407,4 mm
=
2
2 777,6 - 3 1 7,52 - 52,54
Área 7.92X(71 1.2 - 406.4) 2 414,0 mm
=
=
2
Dos soldaduras de 6,35 mm a la salida:
/
Espesor aproximado requerido del refuerzo:
1 2X(6.35X6.35)X2
2 407,4/(762 - 406,4) 6.770mm
40,32 mm2
=
=
U mar 7 . 9 Longitud mínima requerida de la placa de 2 mm
Total A3 proporcionado
(despreciando las soldaduras):
2 407,4/7,92 303,96 mm
El uso de soldaduras es opcional Obligatorio
Apéndice I, Figura 1-3) .
=
406,4 + 303,96
2 454,3 mm2
=
7 1 1,2 mm (redondeado al siguiente número entero
superior enA NOSOTROSUnidades habituales, es
decir, equivalente a 28 pulg.)
158
( ver
ASME 831.8-2022
APÉNDICE IX G DEL HOMBRE DATORIO
PRUEBAS DE SOLDADORES LIMITADAS AL TRABAJO EN LÍNEAS EN FUNCIONAMIENTO
EN ESFUERZOS ANULARES INFERIORES A 20°/o DE LOS ESPECIFICADOS
FUERZA DE CAMPO MÍNIMA1
empleado. Esta prueba no debe utilizarse como sustituto de la
PROCEDIMIENTOS DE PRUEBA G-1
prueba de calificación original.
(a)Una prueba inicial debe calificar a un soldador para el
trabajo. Luego, el trabajo del soldador debe verificarse mediante
una recalificación a intervalos de 1 año o cortando y probando el
trabajo de producción al menos cada 6 meses.
Se tomarán de la línea de servicio de acero dos soldaduras de
muestra hechas por el soldador bajo prueba. Cada muestra debe
cortarse 8 pulgadas (200 mm) de largo con la soldadura ubicada
aproximadamente en el centro. Una muestra deberá tener los
(b) La prueba se puede realizar en tubería de cualquier diámetro NPS
extremos aplanados y toda la unión sometida a la prueba de
12 (DN 300) o menor. La soldadura de prueba se debe hacer con la tubería
resistencia a la tracción. Para que sea aceptable, la falla debe estar en
en una posición fija horizontal de modo que la soldadura de prueba
el metal base y no adyacente o en el metal de soldadura. La segunda
incluya al menos una sección de soldadura en posición elevada.
muestra se centrará en la máquina de prueba de doblado guiada y se
(C)El biselado, la apertura de la raíz y otros detalles deben
doblará al contorno del troquel a una distancia de 2 pulgadas (50
cumplir con la especificación del procedimiento bajo el cual está
calificado el soldador.
(d) La soldadura de prueba debe cortarse en cuatro cupones y
someterse a la prueba de doblez de raíz. Si como resultado de
esta prueba, se desarrolla una grieta en el material de soldadura
o entre la soldadura y el metal base más de%(3,2 mm) Jong en
cualquier dirección, esto será causa de rechazo. No se
considerarán las grietas que se produzcan en la esquina de la
muestra durante el ensayo. Si no se rechaza más de un cupón, la
soldadura se considerará aceptable.
mm) a cada lado de la soldadura. Para que la muestra sea aceptable,
no debe mostrar roturas ni grietas después de retirarla de la
máquina dobladora.
Cuando no se dispone de una máquina de prueba de resistencia a la
tracción, se aceptarán dos muestras de prueba de doblado en lugar de
una prueba de tensión y una de doblado.
(g) Pruebas para juntas de cobre.El personal que vaya a trabajar en
tuberías de cobre debe pasar satisfactoriamente la siguiente prueba.
Se debe hacer una junta de campana de cobre soldada o soldada en
(mi)Los soldadores que vayan a realizar conexiones soldadas
cualquier tamaño de tubería de cobre utilizada, con el eje de la tubería
de la línea de servicio a la red deberán pasar satisfactoriamente
las siguientes pruebas:
estacionario en posición horizontal. La unión así soldada debe ser aserrada
longitudinalmente en la parte superior de la tubería (siendo la parte
(1) Suelde un accesorio de conexión de línea de servicio a una tubería
superior el punto más alto en la circunstancia en el momento en que se
sección que tiene el mismo diámetro que una tubería principal típica.
suelda la unión). La articulación debe separarse para su examen. El
Esta soldadura debe hacerse en la misma posición que este tipo de
extremo acampanado de la unión debe estar completamente adherido. El
soldadura se hace en el campo.
extremo de la espiga de la junta debe dar evidencia de que la aleación de
(2)La soldadura se probará intentando romper
soldadura fuerte ha alcanzado al menos el 75% del área total de las
el accesorio fuera de la tubería de conducción por cualquier medio
superficies telescópicas. Se debe unir al menos el SO% de la longitud en la
disponible (golpeándolo) .
parte superior de la junta.
Se rechazará una muestra si la soldadura rota en la unión del
(h) Deberán mantenerse registros de las pruebas originales y todas las
accesorio y la tubería de recorrido muestra fusión incompleta,
pruebas subsiguientes realizadas en el trabajo de cada soldador.
superposición o penetración deficiente.
(f) Para la revisión periódica de soldadores que trabajan en líneas
de servicio pequeñas solamente [NPS 2 (DN SO) o de menor
diámetro], se puede realizar la siguiente prueba de campo especial:
1Verparaca.
1S9
ASME 831.8-2022
ANEXO OBLIGATORIO IX H ENSAYO
DE APLASTAMIENTO PARA TUBO1
(mi)La prueba consistirá en aplanar una sección de tubería entre
(22)PROCEDIMIENTOS DE PRUEBA H-1
placas paralelas hasta que las paredes opuestas se encuentren. Para
(a)La prueba de aplanamiento se realizará en tubería
de peso estándar y extra fuerte sobre NPS 2 (DN 50). No
será necesario para tubería doble extra fuerte.
tubería soldada, ninguna abertura en la soldadura deberá ocurrir
hasta que la distancia entre las placas sea menor a tres cuartos del
diámetro exterior original para tubería soldada a tope, y dos tercios
(b)Para una tubería soldada por traslapo y soldada a tope, la
del diámetro exterior para tubería soldada por traslapo y soldadura
sección de prueba debe tener una longitud de 4 a 6 pulgadas (100
por resistencia eléctrica. tubería. No se producirán grietas ni roturas
mm a 1,50 mm), y la soldadura debe ubicarse a 45 grados de la línea
en el metal, excepto en la soldadura, hasta que la distancia entre las
de dirección de la fuerza aplicada.
placas sea inferior a las tres quintas partes del diámetro exterior para
(C)Para tubería soldada con resistencia eléctrica, ambos
tuberías soldadas a tope y un tercio del diámetro exterior para
extremos de corte de cada tramo de tubería deben aplanarse
entre placas paralelas con la soldadura en el punto de máxima
flexión hasta que las paredes opuestas de la tubería se
encuentren. No debe haber abertura en la soldadura hasta que
la distancia entre las placas sea menor a dos tercios del diámetro
exterior original de la tubería. No se producirán grietas ni
roturas en el metal, excepto en la soldadura, hasta que la
distancia entre las placas sea inferior a un tercio del diámetro
exterior original de la tubería, pero en ningún caso inferior a
cinco veces el espesor nominal de la pared de la tubería. . No se
desarrollará evidencia de laminación o material quemado
durante todo el proceso de aplanado, y la soldadura no deberá
mostrar defectos perjudiciales.
tuberías soldadas por traslape y de resistencia eléctrica. soldada
(Grados A yB)tubería. Para sin costuras (Grados A yB)tubería, no se
producirán roturas o grietas en el metal hasta que la distancia entre
las placas sea menor que la que se muestra a continuación:
( 1 +mi)t
+T/D
mi
dónde
re =diámetro exterior real de las tuberías, pulg. [ 2 . 375 pulgadas
(60,33 mm) nominales]
mi =deformación por unidad de longitud (constante para un determinado
grado de acero, 0,09 para grado A y 0,07 para grado
(d)Para tubería sin costura, la sección de prueba no debe tener
B)
menos de 21/2 pulg. (64 mm) de largo.
H =distancia entre placas de aplanamiento, pulg. (mm)
t=espesor de pared nominal de la tubería, pulg. (mm)
1Verparaca.Bl7.l.3(b).
160
ASME 831.8-2022
HOMBRE DATORIO ANEXO IX I
PREPARACIONES DE EXTREMOS PARA SOLDADURA A TOPE
(2)Cuando el desplazamiento interno nominal es mayor que
1 -1 NOTAS EXPLICATIVAS
%2 pulgadas (2 . 38mm) y no hay acceso al interior del tubo para
soldar, la transición debe hacerse mediante un corte cónico en el
extremo interior del tramo más grueso. VerFigura 1-5,
ilustraciones (b) y (e). El ángulo de conicidad no debe ser mayor
que30grados ni menos de 14 grados.
1-1.1 Generalidades
Este Apéndice se aplica a la preparación de extremos para
secciones de soldadura a tope que tienen espesores desiguales y
límites elásticos mínimos especificados desiguales (ver Figuras 1
-1a través de1-4) .
(3)Cuando el desplazamiento interno nominal es superior a
%2 pulgadas (2.38mm) pero no excede la mitad de la sección
más delgada, y hay acceso al interior de la tubería para soldar, la
transición se puede hacer con una soldadura cónica como se
muestra enFigura 1 -5, ilustración (c). El terreno en la sección
más gruesa debe ser igual al desplazamiento más el terreno en
la sección colindante.
(a)Las ilustraciones enFigura 1 - 5ilustrar preparaciones aceptables
para unir extremos de tubería mediante soldadura a tope para
materiales que tienen espesores de pared desiguales y/o con
resistencias desiguales (límite elástico mínimo especificado).
(b)El espesor de las secciones a unir más allá del área de
diseño de la junta deberá cumplir con los requisitos de
diseño de este Código.
(4)Cuando el desplazamiento interno nominal es superior a
la mitad de la sección más delgada y hay acceso al interior
de la tubería para soldar, la transición se puede hacer con un
corte cónico en el extremo interior de la sección más gruesa
como se muestra enFigura 1 -5, ilustraciones (b) y (e), o por
una combinación de soldadura cónica a la mitad de la
sección interna y un corte cónico desde ese punto como se
muestra enFigura 1-5, ilustración (d).
(C)Cuando los límites mínimos de fluencia especificados de las
secciones a unir sean diferentes, el metal de soldadura
depositado deberá tener propiedades mecánicas por lo menos
iguales a las de la sección que tenga la mayor resistencia.
(d)La transición entre los extremos de espesores desiguales puede
lograrse mediante ahusamiento o soldadura, como se ilustra, o por
medio de un anillo de transición prefabricado.
(mi)Deben evitarse muescas agudas o ranuras en el borde de
la soldadura donde se une a una superficie inclinada.
(f) Para unir espesores desiguales de límites elásticos mínimos
especificados iguales, se aplican las reglas dadas aquí, excepto
que no hay un límite de ángulo mínimo para la conicidad.
(gramo)El espesor máximo, t0, a efectos de diseño no será
superior a 1,5t.
1 -1.3 Diámetros Externos Desiguales
(22)
(a)Cuando el desplazamiento externo no exceda la mitad de la sección
más delgada, la transición puede hacerse mediante soldadura como se
muestra enFigura 1-5, ilustración (t), siempre que el ángulo de elevación de
la superficie de soldadura no exceda30grados y ambos bordes biselados
están correctamente fusionados.
(b)Cuando haya una compensación externa que exceda la mitad de
(22)1 -1.2 Diámetros internos desiguales
la sección más delgada, esa parte de la compensación sobre 1/2 t se
estrechará como se muestra enFigura 1-5, ilustración (g) .
(a)Para que las tuberías funcionen con tensiones circunferenciales
(C)ParaFigura 1-5, ilustración (e), el espesor del material a lo
largo de la unión soldada deberá cumplir con los requisitos de
diseño de este Código.Figura 1-5, ilustración (e), solo está
diseñado para usarse con secciones rectas de tubería.
inferiores a 2 0%del límite elástico mínimo especificado, si los
espesores de pared nominales de los extremos adyacentes no varían
más de1/sen. (3.2mm), no es necesario un tratamiento especial
siempre que se logre una penetración y adherencia adecuadas en la
soldadura. Si el desplazamiento es mayor que1/sen. (3.2milímetro),
1 -1.4 Diámetros internos y externos desiguales
(b) (l)a través de(b) (4)se aplicará.
Cuando exista un desplazamiento tanto interno como externo
(b)Para los niveles de estrés del aro20%o más del límite
elástico mínimo especificado
debido a que el componente de pared más grueso tiene un diámetro
(1)Si el espesor de pared nominal de la pared contigua
exterior mayor y un diámetro interior más pequeño que el
componente de pared más delgado, el diseño de la junta debe ser
extremos no varía más de %2 pulg. (2 . 38mm), no es necesario
un tratamiento especial, siempre que se logre una penetración y
unión completas en la soldadura. VerFigura 1-5, ilustración (a).
una combinación 1-5, ilustraciones (a) a (g), es decir, illus
tracin (h}. Se debe prestar especial atencin a la alineacin
adecuada en estas condiciones porFigura 1-6.
161
(22)
ASME 831.8-2022
Cifra1-1
Detalles de soldadura para aberturas sin refuerzo
Aparte de eso en muros de cabecera y ramales
NOTAS GENERALES:
(a) Cuando se utilice una silla de soldar, se insertará sobre este tipo de
conexión.
(b) W1 = 38/8, pero no menos de % de pulgada (6,35 mm).
(C)norte =1/16pulg. (1,59 mm) mín.,yapulg. (3 . 18 mm) máx., a menos que se use una tira de
refuerzo o una soldadura posterior.
Cifra1-2
Detalles de soldadura para aberturas con refuerzo de tipo localizado
Sillín
w1 mín.
w2 mín.
w3 mín.
pero no menos que
=
38/s ,
=
M/2 ,
=
Almohadilla
pulg. (6,35 mm)
1/4
pero no menos que pulg. (6,35 mm)
pero no mayor que H
1/4
METRO,
pulg. (1,59 mm) mín., a menos que se utilice una tira de refuerzo o una soldadura posterior
norte 1/1 5
=
NOTAS GENERALES:
(a) Todas las soldaduras deben tener las mismas dimensiones de los lados y una garganta mínima =0.707 dimensión de la pierna.
X
(b) Si M es más grueso queH,el elemento de refuerzo se estrechará hasta el espesor de la pared del cabezal.
(c) Proporcione un orificio en el refuerzo para revelar fugas en soldaduras enterradas y para proporcionar ventilación durante la soldadura y el tratamiento térmico [ver paraca. 831 .4.
l(h)] .
162
ASME 831.8-2022
Cifra1-3
Detalles de soldadura para aberturas con envolvente completa Tipos de refuerzo
II
II
II
II
II
II
,
--
,,
1'
_-,
I
I
1'
11
1I
JI
II
t1
.,
1
I
yo
I
11
,,
11
II
,,
:I11
soldadurasyo seré
1 yo
ubicado en cualquier lugar
11
alrededor de la circunferencia
I
II
11
I
I
Tipo de manga
Tipo de camiseta
[Nota1 1 11
[Nota1211
Soldadura opcional
Soldadura opcional
I
I
1 ,,
j
---,
Th11111 longitudinal
I
I
I
I
___
1r --- -- --
1
11
I
�
�
�.::::-.::�
�
�
1=--=--=--=--=--=--=- -=--:Yo
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I,1---- ----- -- - - -:J
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
I
.I
I
I
I
I
I
I
I
Tipo de sillín
Tipo de sillín y manguito
NOTAS:
(1) Dado que la presión del fluido se ejerce en ambos lados del metal de la tubería debajo de la T, el metal de la tubería no proporciona refuerzo.
(2)Proporcione un orificio en el refuerzo para revelar fugas en soldaduras enterradas y para proporcionar ventilación durante la soldadura y el tratamiento térmico [ver paraca. 831 .4.
l(h)) . No se requiere para el tipo de T.
163
ASME 831.8-2022
Cifra1-3.l
(22)
Diseño de soldadura de filete de extremo de manguito de refuerzo en T presurizada con toma caliente
Cara final
=
1 .4tiempos calculados aro
espesor de la manga (máx.), si se requiere rojo
Chaflán/cono =45grados mín. (aprox.)
�Garganta de soldadura efectiva
Conexión en T presurizada
manguito de refuerzo
0,7 t a 1,0 t
=
Espesor nominal de la pared de la tubería = t
Pierna de soldadura de filete =1 .0t +brecha a1 .4t +brecha
164
Cifra1-4
Combinaciones aceptables de preparaciones de extremos de tuberías
\
+ 5 grados
- 0 grados
30 grados
�mi
·�
METRO "-:
;:- 0
+ yo+ yo
mi
·C:�
�
-
\
. mi
371/2 grados ±21/2 grado
mi
mi
mi
·��
�
� 0r-:
+ yo
� mi
�
mi
mi
C: mi
·-M
��
,._ N
��3/4
,: ::--
Opreparación final
Preparación final estándar'
opcional de la tubería
de tubería y soldadura a tope
accesorios de 7/a
pulg. y más delgados
(b)
(a)
1'16 pulg. ± 1/32 pulg.
(19
Preparación final sugerida�
tubería y accesorios
más de 7/a-in.
(22 .23milímetro)
espesor
(cl
Preparaciones finales estándar
.. .. ..
°'
cn
30'"9+ 5 grados+
- Oh perro '
\60 grados
j
1/grado ± 21/2 grado
37
>
"'
cl cl
P) P)
"'O "'O
:s:
t'1
ll
w
$r- �
norte
METRO
+ yo
��
(d)
ex,
R. .,
B
0
norte
norte
a 80 grados
I
.. .. .
·�
(el
(F)
ASME 831.8-2022
Cifra1-5
(22)
Diseño aceptable para espesores de pared desiguales
= 1,5 t
'1,,;o
{2 .38 mm ) m.,.
0,5 t,máx.
30 grados,máx.
(a)
(b)
14 grados,mín. (1:4)
0,5 t,máx.
30 grados,máx.
30 grados,máx.
(cl
(d)
1 4 grados, mín. (1:4)
[ Nota (1))
(Nota (4)]
L;:::0.8Sv'i)Xt
DóndeDes el diámetro exterior de la tubería Nota (2) y
Nota (3)
(mi)
Desplazamiento interno
166
30 grados, máx.
14 grados, mín. (1:4)
_i
___
ASME 831.8-2022
Figura 1-5
Diseño aceptable para espesores de pared desiguales (continuación)
(F)
(gramo)
Desplazamiento externo
a
yo
t2 [Nota (5)]
grado, máx.
grado, en.(1:4)
metro
1
) ] mi(
30
14
___
[No
i
___
---
h) CombinaciónCompensar
NOTAS:
(1) Sin mínimo cuando los materiales unidos tienen el mismo límite elástico mínimo especificado.
(2)El espesor del material a lo largo de la unión soldada deberá cumplir con los requisitos de diseño de este Código.
(3) La ilustración (e) solo está diseñada para usarse con secciones rectas de tubería.
(4)Las intersecciones deben ser ligeramente redondeadas.
(5) t1 + t2 no deberá exceder O.St.
167
ASME 831.8-2022
(22)
Figura 1-6
Límites de compensación debido a la desalineación en juntas de espesor desigual
�t/3
(a) Compensación combinada consobredosisyIDcompensaciones en la misma dirección
�t/3
t
(b) Compensaciones combinadas consobredosisyIDcompensaciones en direcciones opuestas
168
ASME 831.8-2022
Figura 1-7
Detalles de fijación recomendados de las bridas
(22)
(b)Brida de soldadura a tope
(a) Brida de unión traslapada
(osi lo prefiere)
0.707t
t
pulg. ( 1 2,7 mm) máx.
1/2
(d) Soldadura frontal y posterior
(c) Soldadura delantera y trasera
r-
1 .4t
No
t
que
pulg. (1,59 mm
-1. .. ..
Nominal
pared de tubería
espesor
mín. 1 1/4t, pero no menos de%2pulg. (3,97 mm)
C,
=
(F)Brida de soldadura de enchufe
(e) Solo soldadura por encastre
Tamaño de la soldadura
garganta teórica
garganta teórica
Tamaño
de soldadura
(g) Soldadura de filete convexo
(h)Soldadura de filete cóncavo
169
ASME B31.8-2022
Tabla 1-1
Bridas ligeras
(22)
TL
Plantilla de perforación
Nominal
Tubo
Afuera
Diámetro,
A
Tamaño
11
6
8
Mínimo
Espesor,
T
Longitud
Afuera
Diámetro
de cubo,
de cubo,
Adentro
Diámetro,
B
[Nota 1)]
L
6.72
mi
Número
de
Pernos
Diámetro
y longitud
de pernos
Diámetro
Aproximado
de perno
peso cada uno,
Círculo
libras
79/16
8
3/4X2'/4
13
% × 2 1/4
18
91' 116
8
10
dieciséis
10.88
12
12
7/añox2'12
26
12
19
12.88
143/s
12
7/añox2'12
42
13'12
14
8.72
44
21
14.14
1s%
12
1x2%
23'12
16.16
18
dieciséis
1x2%
58
18
25
18.18
197/8
dieciséis
l'la x 3
59
20
27'12
20.20
22
20
l'la x 3
69
dieciséis
22
291;,
22.22
24'14
20
1 1/4x31/2
2 71/4
76
24
32
24.25
26%
20
1 1/4x31/2
291/2
113
26
341;4
26.25
281;,
24
1 1/4x31/2
313/4
126
28
36'12
28.25
301;,
28
1 '/4X31/2
34
139
30
38%
30.25
32'12
28
1% x 31/2
36
152
32
413/4
32.25
34%
28
34
43%
34.25
36%
32
36
46
38%
32
38
48%
40%
32
1'1,x4
1Y2x4
1Y2x4
1Y2x4
36
Yo, x 4
40
43
503/4
45
47
49
42
44
46
55%
48
59'12
51
entonces
613/4
53
52
64
55
54
66'14
57
60
73
66
80
72
861;,
75
53
571;4
381/2
206
401/2
217
423/4
234
45 1/4
264
471/4
280
36
11;,x41/4
328
40
1 1;,x41/4
349
1 1;, x 41;4
363
40
44
44
44
44
63
69
60
1 1; x41/2
56
1% x 43/4
58'14
1% x 43/4
60'12
451
477
1% x 43/4
623/4
504
52
1% x 5
69'14
643
52
13/4X5
76
754
13/4X5
82 1 2
846
NOTAS GENERALES:
(a) Las bridas livianas son de cara plana y están diseñadas para usarse con una junta de cara completa o una junta de hoja de asbesto que se extiende hasta los orificios de los pernos.
(b) La presión máxima para bridas livianas es de 25 psi; la perforación es la misma que la clase 125 estándar.
(c) Esta Tabla abarca el acero forjado y laminado; para obtener más información, consulte ASTM AlOS.
(d) Todas las dimensiones en esta Tabla están en pulgadas, a menos que se indique lo contrario.
NOTA: (1)Para tamaños nominales de tubería de 36 a 72, el diámetro interior,B,serán los especificados por el comprador.
170
426
ASME B31.8-2022
Cuadro I -IM
(22)
Bridas ligeras (dimensiones métricas)
TL
Nominal
Tamaño de la tubería
Afuera
Diámetro. A
Mínimo
Espesor,
T
Adentro
Longitud
Diámetro,
de cubo,
B [Nota
Afuera
Diametro de
Número
Centro,mi
de pernos
31.75
192.09
8
L
Diámetro y
Longitud de los pernos
279.4
14.29
170.69
DN 200
342.9
14.29
221 .49
31.75
246.06
8
DN 250
406.4
17.46
276.35
31.75
304.80
12
22.23X63.50
DN 300
482.6
17.46
327.15
31.75
365.13
12
DN 350
533 .4
19.05
359.16
31.75
400.05
DN 400
596.9
19.05
410.46
31.75
457.20
DN 450
635.0
19.05
461.77
31.75
DN 500
698.5
19.05
513.08
DN 550
749.3
25.40
DN 600
812.8
25.40
DN 650
870.0
25.40
DN 700
927.1
DN 750
984.3
DN 800
1 060.5
DN 850
1 111.3
DN 900
1 168.4
28.58
DN 950
1 238.3
28.58
DN 1000
1 289.1
DN 1050
DN 1100
Diametro de
Aproximado
peso cada uno,
Círculo de pernos
kg
5.9
19.05
X
57.15
241.3
19.05
X
57.15
298.5
8.2
362.0
1 1.8
22.23X63.50
431.8
19.1
12
25.40X69.85
476.3
20.0
dieciséis
25.40X69.85
539.8
26.3
504.83
dieciséis
28.58X76.20
577.9
26,8
31.75
558.80
20
28.58X76.20
635.0
3 1.3
564.39
44.45
615.95
20
31.75X
88.90
692.2
34.5
615.95
44.45
663.58
20
31.75X
88.90
749.3
51.3
666.75
44.45
723.90
24
31.75X
88.90
806.5
57.2
25.40
717.55
44.45
774.70
28
31.75X
88.90
863.6
63.0
25.40
768.35
44.45
825.50
28
31.75X
88.90
914.4
68,9
28.58
819.15
44.45
882.65
28
38.10X
101.60
977.9
93.4
28.58
869.95
44.45
933.45
32
38.10X
101.60
1 028.7
98.4
44.45
984.25
32
38.10X
101.60
1 085.9
106.1
44.45
1 035.05
32
38.10X
101.60
1 149,4
119.7
28.58
44.45
1 092.20
36
38.10X
101.60
1 200.2
127.0
1 346.2
31 .75
44.45
1 143.00
36
38.10X
107.95
1 257,3
148.8
1 403.4
31 .75
57.15
1 193.80
40
38.10X
107.95
1 314.5
158.3
DN 1150
1 454.2
31 .75
57.15
1 244.60
40
38.10X
107.95
1 365.3
164.7
DN 1200
1 511.3
34.93
63.50
1 295.40
44
38.10X
114.30
1 422.4
193.2
DN 1250
1 568.5
34.93
63.50
1 346.20
44
44.45X
120.65
1 479.6
204.6
DN 1300
1 625.6
34.93
63.50
1 397.00
44
44.45X
120.65
1 536.7
216.4
DN 1350
1 682.8
34.93
63.50
1 447.80
44
44.45X
120.65
1 593.9
228.6
DN 1500
1 854.2
38.10
69.85
1 600.20
52
44.45X
127.00
1 759.0
291.7
DN 1650
2 032.0
38.10
69.85
1 752.60
52
44.45X
127.00
1 930.4
342.0
DN 1800
2 197.l
38.10
69.85
1 905.00
60
44.45X
127.00
2 095,5
383.7
DN 150
NOTAS GENERALES:
(a) Las bridas livianas son de cara plana y están diseñadas para usarse con una junta de cara completa o una junta de hoja de asbesto que se extiende hasta los orificios de los pernos.
(b) La presión máxima para bridas livianas es de 172 kPa; la perforación es la misma que la clase 125 estándar.
(c) Esta Tabla abarca el acero forjado y laminado; para obtener más información, consulte ASTM AlOS.
(d) Todas las dimensiones en esta Tabla están en milímetros, a menos que se indique lo contrario.
NOTA:(1)Para tamaños nominales de tubería de DN 900 a DN 1800, el diámetro interior,B,serán los especificados por el comprador.
171
ASME 831.8-2022
APÉNDICE J NO MANDATORIO FACTORES DE
CONVERSIÓN USADOS COMÚNMENTE1
VerMesas J - 1yJ-2en las páginas siguientes.
1Extraído parcialmente de ASME Sl-1.
172
ASME 831.8-2022
Tabla J-1
Factores de conversión comúnmente utilizados
Conversión
Cantidad
Ángulo plano
Longitud
Área
Volumen
Velocidad
Masa
Aceleración
Fuerza
Flexión, torsión
Presión [Nota 1)]
Estrés (Nota 1)]
energía, trabajo
Fuerza
Factor
grados a rad
1.745329 E-02
pulgadas a m
2.54 E-02 [Nota 1)]
pies a m
3.048 E-01 [Nota 1)]
milla a m
1.609344 E+03 [Nota 1)]
pulgada2 a m2
6.45 1600 E-04 [Nota 1)]
pies2 a m2
9.290304 E-02 [Nota 1)]
pies3 a m3
2.83 1685 E-02
galón estadounidense a m3
3.785412 E-03
pulgada3 a m3
1.638706 E-05
oz (líquido, EE.UU.) a m3
2.957353E-05
litro a m3
1.000000E-03
pie/min a m/s
5.08 E-03 [Nota 1)]
pies/seg a m/s
3.048 E-01 [Nota 1)]
km/h a m/s
2.777778 E-01
mph a m/s
4.4704 E-01 [Nota 1)]
mph a km/h
1.609344 E+O [Nota 1)]
oz (avoir) a kg lb
2.834952 E-02
(avoir) a kg slug a
4.535924 E-01
kg
1.459390 E+Ol
pies/seg2 en m/s2
3.048 E-01 [Nota 1)]
estándar gravedad a m/s2
9.80665 E+O [Nota 1)]
kgf a N
9.80665 E+O [Nota 1)]
!bf a N
4.448222 E+O
libra a N
1.382550 E-01
kgf·m a N·m
9.80665 E+O [Nota 1)]
!bf-en. a N·m
1 . 129848E-01
!bf-ft a N·m
1 .355818 E+OO
psi a bar
6.894757 E-02
Pa a bar
1.000E-05
kPa en bar
1.000E-02
psi a MPa
6.894757E-03
kips/pulgada2 a MPa
6.894757 E+OO
N/mm2 a MPa
1.000 E+O
BTU (ÉL)a J
1.055056E+03
Caloría (IT) a J !bf-
4.1868 E+O [Nota 1)]
ft a J
1 .355818 E+OO
hp (550 pies !bf/seg) aW
7.456999E+02
173
ASME 831.8-2022
MesaJ-1
Factores de conversión de uso común (continuación)
Cantidad
Temperatura [Nota 1)]
Conversión
Factor
°C a K
TK t.c.+273 . 15
°F a K
TK=(TF+459.67)/1.8 t.c.
=
Deajefe
Temperatura
intervalo
=
(TF
-
32)/1.8
°C a K
1.0 E+O [Nota 1)]
°F a K o °C
5.555556 E-01
NOTAS GENERALES:
(a) Para otros factores de conversión de uso común, consulte IEEE/ASTM SI 10.
(b) Los factores se escriben como un número mayor que 1 y menor que 10 con seis o menos decimales. El número va seguido de la letra E (de exponente),
un símbolo de más o menos y dos dígitos que indican la potencia de 10 por la que se debe multiplicar el número para obtener el valor correcto. Por
ejemplo,
1.745329 E 02es1 .745329 X 10-2
-
NOTA: (1) Las relaciones son exactas en términos de las unidades base.
174
o
0.01745329
ASME 831.8-2022
MesaJ-2
Lista de unidades SI para usar con el código ASME 831.8
Cantidad
otras unidades o
Limitaciones
Símbolo
Unidad [Nota
Espacio y tiempo
ángulo plano
radián
radical
ángulo sólido
estereorradián
señor
longitud
metro
metro
área
metro cuadrado
m2
volumen
metro cúbico
m3
grado (decimalizado)
milla náutica (solo navegación)
litro (L) solo para líquidos
(limitar el uso a L y mL; no
se deben usar cc)
minuto (min), hora (h), día
(d), semana y año
tiempo
segundo
velocidad angular
radianes por segundo
rad/s
velocidad
radianes por segundo
rad/s
kilómetros por hora (km/h) para
velocidad del vehículo, nudo solo
para navegación
Fenómenos periódicos y relacionados
frecuencia
hercios
Hz
(hercios
Velocidad rotacional
radianes por segundo
rad/s
revoluciones por segundo (r/s),
revoluciones por minuto
(rpm)
masa
kilogramo
kg
densidad
kilogramo por metro cúbico
kg/m3
impulso
kilogramo-metro por
kg·m/s
ciclo por segundo)
=
Mecánica
segundo
momento de impulso
2
kg·m /s
kilogramo-metro cuadrado por
segundo
kg·m2/s
momento angular
kilogramo-metro cuadrado por segundo
aceleración
metro por segundo cuadrado
m/s2
momento de inercia
kilogramo-metro cuadrado
kg·m2
fuerza
newton
norte
momento de fuerza (torque)
newton-metro
Nuevo Méjico
presión
bar
bar
estrés
megapascales
MPa
viscosidad (dinámica)
segundo pascal
Pa·s
viscosidad (cinemática)
metro cuadrado por segundo
m2/s
tensión superficial
newton por metro
Nuevo Méjico
energía, trabajo
joule
I
fuerza
vatio
w
fuerza de impacto
joule
(pascal=newton por cuadrado
metro)
kilovatio-hora (kW·h)
Calor
temperatura: termo
dinámico [Nota 2)]
Kelvin
k
grado Celsius (0C)
temperatura: aparte de
termodinámica [Nota 2)]
grado Celsius
jefe
Kelvin (K)
expansión lineal
coeficiente
metro por metro-kelvin
cantidad de calor
joule
tasa de flujo de calor
vatio
w
densidad del caudal de calor
vatio por metro cuadrado
W/m2
ºC1;mm/(mm·K)
175
ASME 831.8-2022
MesaJ-2
Lista deSIUnidades para usar conASME 831.8Código (continuación)
Cantidad
Calor
otras unidades o
Limitaciones
Símbolo
Unidad [Nota
(Continuación)
conductividad térmica
vatio por metro-kelvin
W/(m·K)
W/(m·°C)
coeficiente de capacidad calorífica de
vatio por metro cuadrado-kelvin
W/(m2·K)
W/(m2·oC)
transferencia de calor
julio por kelvin
J/K
J/°C
capacidad calorífica específica
julio por kilogramo-kelvin
J/(kg·K)
j/(kg·°C)
energía específica
julio por kilogramo
) /kg
entalpía específica
kilojulio por kilogramo
kj/kg
entropía específica
kilojulio por kelvin-kilogramo
kj/(K·kg)
velocidad de calentamiento
kilojulio por kilovatio segundo
kj/(kW·s)
corriente eléctrica
amperio
A
carga eléctrica
culombio
C
volumen densidad de carga
culombio por metro culombio
C/m3
densidad superficial de carga
cúbico por metro voltio
C/m2
campo eléctrico de fuerza
cuadrado por metro
V/m
potencial eléctrico
voltio
v
capacidad
faradio
F
densidad actual
amperio por metro cuadrado
A/m2
intensidad del campo magnético
amperio por metro
Soy
densidad de flujo magnético
tesla
T
flujo magnético
Weber
Wb
autoinductancia
Enrique
H
permeabilidad
Enrique por metro
H/m
magnetización
amperio por metro
Soy
Electricidad y magnetismo
NOTAS GENERALES:
(a) Para otros factores de conversión de uso común, consulte IEEE/ASTM SI10
(b) Los factores se escriben como un número mayor que1y menos que10con seis o menos decimales. El número va seguido de la letra E (de exponente), un
símbolo de más o menos y dos dígitos que indican la potencia de10por el cual se debe multiplicar el número para obtener el valor correcto. Por
ejemplo,
1 .745 329E - 02es1 .745 329 X 10-2 o 0.017 453 29
(c) Las relaciones son exactas en términos de las unidades base.
NOTAS:
(1)Los factores de conversión entre SI y las unidades habituales de EE. UU. se dan en IEEE/ASTM SI10
(2) El uso preferido para temperatura e intervalo de temperatura es grados Celsius (°C), excepto para trabajos termodinámicos y criogénicos donde los grados Kelvin pueden ser más
adecuados. Para el intervalo de temperatura,1k=1ºC exactamente.
176
ASME 831.8-2022
APÉNDICE IX L DEL DATO NO MAN
DETERMINACIÓN DE LA FUERZA RESTANTE DE
TUBERIA CORROIDA
Para tuberías de acero, la resistencia restante de la tubería corroída puede determinarse de acuerdo con ASME 83 lG,
Manual para determinar la resistencia restante de tuberías corroídas.
177
ASME 831.8-2022
NONMAN DATORV APÉNDICE M CRITERIOS
DE CONTROL DE FUGAS DE GAS1
túnel:un pasadizo subterráneo lo suficientemente grande para que
ALCANCE M-1
entre una persona y en el que se podría acumular gas.
Este apéndice proporciona criterios para la detección, clasificación
y control de fugas de gas.
M-3 ENCUESTA DE FUGAS Y MÉTODOS DE PRUEBA
DEFINICIONES M-2 (APLICABLES A ESTE
(aJ Los siguientes estudios y métodos de prueba de fugas de gas
pueden emplearse, según corresponda, solos o en combinación, de
APÉNDICE SOLAMENTE)
acuerdo con procedimientos escritos:
agujero de la barra:agujero que se hace en el suelo o pavimento
(Encuesta de detección de gas de superficie 1J
con el propósito específico de probar la atmósfera del subsuelo
con un indicador de gas combustible (CGJ).
(2)estudio del detector de gas del subsuelo (incluida la barra
levantamientos de pozos)
edificio:cualquier estructura a la que entren normalmente u
(3)encuesta de vegetación
ocasionalmente personas con fines comerciales,
residenciales u otros, y en la que se pueda acumular gas.
(4)prueba de caída de presión
(5)prueba de fuga de burbujas
(6)prueba de fuga ultrasónica
indicador de gas combustible (CG!):un dispositivo capaz de
Se pueden emplear otros métodos de encuesta y prueba si se
detectar y medir las concentraciones de gas de la
atmósfera.
consideran apropiados y se llevan a cabo de acuerdo con
procedimientos que han sido probados y se ha demostrado que son
espacio confinado:cualquier estructura subterránea, como bóvedas,
al menos iguales a los métodos enumerados en esta sección.
sumideros o pozos de visita, de tamaño suficiente para acomodar a
(b) Encuesta de detección de gas en la superficie
una persona y en la que se podría acumular gas.
(1) Definición.Esta encuesta es un muestreo continuo
inspección de seguimiento:una inspección realizada después de que se
de la atmósfera en o cerca del nivel del suelo para instalaciones de gas
haya completado una reparación para determinar la efectividad de la
enterradas y adyacentes a instalaciones de gas sobre el suelo con un
reparación.
sistema detector de gas capaz de detectar una concentración de 50 ppm
de gas en el aire en cualquier punto de muestreo.
subestructura asociada al gas:un dispositivo o instalación utilizada por una
(2)Procedimiento.Equipo utilizado para realizar estos
compañía de gas, como una caja de válvulas, bóveda, caja de prueba o
Las encuestas pueden ser portátiles o móviles. Para tuberías enterradas, el
tubería de revestimiento ventilada, que no está diseñada para almacenar,
muestreo de la atmósfera debe realizarse, cuando sea práctico, a no más
transmitir o distribuir gas.
de 2 pulgadas (50 mm) por encima de la superficie del suelo. En las áreas
LEI:el límite explosivo inferior del gas que se transporta.
donde la tubería está debajo del pavimento, los muestreos deben
acción rápida:consiste en enviar personal calificado sin
realizarse en la(s) línea(s) de la acera, las aberturas disponibles en la
demora para evaluar y, en su caso, mitigar el peligro
existente o probable.
superficie del suelo (tales como pozos de acceso, sumideros, alcantarillas,
aberturas de conductos de energía y teléfono, conductos de incendios y
tráfico). cajas de señales, o grietas en el pavimento o acera), u otras
lectura:desviación repetible en un CGI o instrumento
equivalente, expresada en LEL. Cuando la lectura sea en un
espacio confinado sin ventilación, se debe considerar la tasa
de disipación cuando el espacio está ventilado y la tasa de
acumulación cuando el espacio se vuelve a sellar.
interfaces donde es probable que ocurra la ventilación de gas. El muestreo
debe ser adyacente a la tubería expuesta.
(3)Utilización.El uso de este método de encuesta puede ser
limitado por condiciones adversas (como viento excesivo, humedad
excesiva del suelo o sellado de la superficie por hielo o agua).
pequeñas subestructuras (que no sean subestructuras asociadas al
El estudio se llevará a cabo a velocidades lo suficientemente
gas):cualquier estructura subterránea que sea de tamaño
lentas para permitir la obtención continua de una muestra adecuada
insuficiente para acomodar a una persona, como ductos y
conductos eléctricos y telefónicos o cajas de medidores y
válvulas no asociadas con gas, y en las cuales el gas podría
acumularse o migrar.
mediante la colocación de tomas de equipo sobre las ubicaciones de
ventilación más lógicas, teniendo en cuenta la ubicación de las
instalaciones de gas y las condiciones adversas que puedan existir.
1Verparaca.852.2.
178
ASME 831.8-2022
(-C)Se deben usar otros métodos de inspección aceptables
(c) Estudio de Detección de Gas Subsuperficial
para ubicaciones dentro de un área de inspección de vegetación
(1) Definición.Esta encuesta es una muestra de los
donde la vegetación no es adecuada para indicar la presencia de
atmósfera subterránea con un indicador de gas combustible (CGJ) u
fugas.
otro dispositivo capaz de detectar 0.5% de gas en el aire en el punto
(e) Prueba de caída de presión
de muestreo.
(1) Definición.Una prueba para determinar si un aislado
segmento de tubería pierde presión debido a una fuga.
(2)Procedimiento.La encuesta será realizada por
realizar pruebas con un CGJ en una serie de aberturas disponibles
(2)Procedimiento.Instalaciones seleccionadas por caída de presión
(espacios confinados y subestructuras pequeñas) y/o agujeros de
primero se aislarán las pruebas y luego se probarán. Se tendrán en
barra sobre o adyacentes a la instalación de gas. La ubicación de la
cuenta los siguientes criterios para determinar los parámetros de
instalación de gas y su proximidad a edificios y otras estructuras se
ensayo:
considerará en el espaciamiento de los puntos de muestreo. Los
(-a) Presión de prueba.Se realizará una prueba realizada
en instalaciones existentes únicamente para detectar fugas a
una presión al menos igual a la presión de funcionamiento.
(-b) Medio de prueba.El medio de prueba utilizado
puntos de muestreo deben estar lo más cerca posible de la tubería
principal o de la tubería y nunca a más de 15 pies (4,6 m)
lateralmente de la instalación. A lo largo de la ruta de la tubería
principal o de la tubería, los puntos de muestreo se deben colocar al
debe cumplir con los requisitos deparaca. 841.3.
(-c) DuraciónPrueba.La duración de la prueba
doble de la distancia entre la tubería y la pared del edificio más
cercano, o a 9,1 m (30 pies), lo que sea más corto, pero en ningún
deberá ser suficiente para detectar fugas. En la
determinación de la duración se considerará lo siguiente:
caso el caso necesita que el espacio sea inferior a 10pie
(3,0 m). El patrón de muestreo debe incluir puntos de muestreo
(-1)volumen bajo prueba
adyacentes a los grifos de servicio, intersecciones de calles y conexiones
(-2)tiempo requerido para que el medio de prueba
de ramales conocidas, así como puntos de muestreo sobre o adyacentes a
estabilizarse en temperatura
líneas de servicio enterradas en la pared del edificio.
(-3)sensibilidad del instrumento de prueba
(3)Utilización
(3)Utilización.Las pruebas de caída de presión se utilizarán únicamente
(-a)Se debe usar el buen juicio para determinar cuándo las
para establecer la presencia o ausencia de una fuga en un segmento
aberturas disponibles (tales como bocas de acceso, bóvedas o cajas
específicamente aislado de una tubería. Normalmente, este tipo de prueba
de válvulas) son suficientes para proporcionar una inspección
no proporcionará una ubicación de fuga; por lo tanto, las instalaciones en
adecuada. Cuando sea necesario, se deben hacer puntos de muestra
las que se indica una fuga pueden requerir una evaluación adicional
adicionales (agujeros de barra).
mediante otro método de detección para que la fuga pueda ubicarse,
(-b)Los puntos de muestreo deben tener la profundidad suficiente para
evaluarse y clasificarse.
muestrear directamente dentro de la atmósfera del subsuelo o de la
(fJPrueba de fuga de burbujas
subestructura.
(1) Definición.La aplicación de un agua jabonosa o
(d) Estudio de la Vegetación
otras soluciones formadoras de burbujas en tuberías expuestas para
(1) Definición.Esta encuesta utiliza observaciones visuales
determinar la existencia de una fuga.
para detectar indicaciones anormales o inusuales en la vegetación.
(2)Procedimiento.Los sistemas de tuberías expuestas deberán ser
(2)Procedimiento.Todas las indicaciones visuales serán evaluadas
razonablemente limpio y completamente cubierto con la
solución. Las fugas se indican por la presencia de burbujas. La
solución que forma burbujas no debe usarse en tuberías a
menos que se haya determinado mediante investigación o
prueba que la tubería es adecuadamente resistente al contacto
directo con la solución.
ted utilizando un indicador de gas combustible (CGJ). El personal que
realice estos reconocimientos deberá tener una buena visibilidad
panorámica del área objeto del reconocimiento, y su velocidad de
desplazamiento se determinará teniendo en cuenta lo siguiente:
(-a)diseño del sistema
(3)Utilización.Este método de prueba se puede utilizar para la
(-b) cantidad y tipo de vegetación
siguiente:
(- C) condiciones de visibilidad (tales como iluminación,
luz reflejada, distorsiones, terreno u obstrucciones)
(3)Utilización
(-a)prueba de partes expuestas sobre el suelo de un
sistema (tales como conjuntos de medidores o tuberías
expuestas o cruces de puentes)
(-a)Este método de estudio se limitará a áreas donde el
(-b)Probar una junta de empalme o reparar una fuga que no sea
crecimiento de vegetación adecuado esté firmemente establecido.
incluido en una prueba de presión
(-b)Esta encuesta no se llevará a cabo bajo las
(g) Prueba de fuga ultrasónica
siguientes condiciones:
(1) Definición.La prueba de instalaciones de tuberías expuestas.
(-1)contenido de humedad del suelo anormalmente
con un instrumento capaz de detectar la energía ultrasónica
generada por el escape de gas. El instrumento utilizado debe
ser adecuado para la presión involucrada.
alto (-2)vegetación latente
(-3)vegetación en un período de crecimiento acelerado,
como a principios de primavera
(2)Procedimiento.En la prueba de una instalación de gas por este
método, se considerará lo siguiente:
179
ASME 831.8-2022
MesaM-4-1
Instrumentos de detección de fugas: tipo y uso general
Sensibilidad más baja
Nivel
Tipo de instrumento
Levantamiento de superficie
Levantamiento del subsuelo
tipo catalítico
Nivel de sensibilidad superior
ppm
%
LEI
%
Gas
S, 000
10
s
[Nota 1)]
ppm
[Nota 1)]
% LIE
100
$0,000
s
2S,OOO
entonces
100
2.S
Flujo de muestra
Tasa
Mano
(Nota 2)]
(% LEL de hilo conductor)
Térmico
Muestreo
Método
% gas
aspirado
Mano
aspirado
conductividad
(% gases)
térmica amplificada
entonces
1
2S
Bomba
0,8 gal/min
(3 L/min)
01
Bomba
OS-1.3 gal/min
(2 SL/min)
1aS
Bomba
0.5-1.3 gal/min
(2 SL/min)
[Nota 2)]
conductividad
detector infrarrojo
s
Llama de hidrógeno
1
2
1,000
20 a
100
10.000 a
$0,000
(Nota 3)]
ionización
detector
NOTA GENERAL: Los valores de PPM, porcentaje de LEL y porcentaje de gas que se muestran son para concentraciones de metano. Cuando se trate de otros gases
(como el gas licuado de petróleo o el gas manufacturado), se realizarán los ajustes apropiados para estar en consonancia con los criterios de estos procedimientos.
NOTAS:
(1) ppm=partes por millón.
(2) Cuando se exceda la concentración máxima detectable, la aguja del medidor del instrumento bajará a cero o menos.
(3) El nivel de sensibilidad superior varía según los diferentes modelos.
M-4 INSTRUMENTOS TÍPICAMENTE DISPONIBLES PARA
(-a) Presión de línea.A medida que aumenta la presión de la línea,
la magnitud de la energía ultrasónica generada por una fuga
LA DETECCIÓN DE GAS
aumenta.
(a) Tipo y uso general.Una lista de instrumentos
generalmente disponibles y su tipo de uso se muestra en
Mesa
(- b) Ubicació n de las instalaciones.Los objetos cerca o
alrededor de una instalación que se está probando pueden
reflejar o atenuar la energía ultrasónica generada, lo que
dificulta la detección o localización de la fuga.
(b) Mantenimiento de Instrumentos.Todos los instrumentos
utilizados para la detección y evaluación de fugas se utilizarán de
conformidad con las instrucciones de funcionamiento
recomendadas por el fabricante y
(-c) Frecuencia de fuga.Varias fugas en un área determinada
pueden crear un nivel de fondo ultrasónico alto que puede reducir
las capacidades de detección de este tipo de prueba.
(1)deberán ser "verificados" periódicamente mientras estén en uso para
(-d) Tipo de Instalación.Los equipos neumáticos y
operados por gas generan energía ultrasónica. Se debe conocer
la ubicación y la cantidad de este tipo de equipo para determinar
si el fondo ultrasónico es demasiado alto.
asegúrese de que los requisitos de voltaje recomendados estén
disponibles
(2)deben ser probados diariamente o antes de su uso para asegurar
operación adecuada, y para determinar que el sistema de
muestreo esté libre de fugas y que los filtros no estén
obstruyendo el flujo de muestra
El personal que realice esta prueba deberá escanear toda el
área para eliminar el seguimiento de las indicaciones reflejadas.
Las indicaciones ultrasónicas de fugas deben verificarse y/o
señalarse mediante uno de los otros métodos de inspección o prueba
aceptables.
(3) Los sistemas de ionización de llama de hidrógeno (¡HF!)
probado en cada inicio y periódicamente durante una encuesta
(c) Calibración de Instrumentos.Cada instrumento utilizado para
la detección y evaluación de fugas se debe calibrar de acuerdo
con las instrucciones de calibración recomendadas por el
fabricante.
(3)Utilización.La prueba ultrasónica se puede utilizar para
la prueba de instalaciones de tuberías expuestas; sin embargo, si el nivel
de fondo ultrasónico produce una lectura de medidor de escala completa
cuando la ganancia se establece en el rango medio, la instalación debe
(1)después de cualquier reparación o sustitución de piezas.
probarse mediante algún otro método de inspección.
(2)en un horario regular, teniendo en cuenta la
tipo y uso del instrumento en cuestión. ¡HF! sistemas y CG! los
instrumentos deben ser revisados para la calibración por lo menos
una vez al mes mientras están en uso.
180
ASME 831.8-2022
(3)en cualquier momento se sospecha que el instrumento
la calibración ha cambiado.
M-6.2 Procedimiento
(a)Determine la migración de gas estableciendo los límites
exteriores de las indicaciones. Esto definirá el área en la que
normalmente se ubicará la fuga. ¡Estas pruebas se realizarán
con un CG! sin gastar un esfuerzo excesivo proporcionando
puntos de muestra.
M-5 CLASIFICACIÓN DE FUGAS Y ACCIÓN
CRITERIOS
M-5.1 Generalidades
(b) Ubique todas las líneas de gas para reducir el área de
búsqueda, prestando especial atención a la ubicación de
válvulas, accesorios, tees y terminales. Las conexiones tienen
una probabilidad relativamente alta de fugas. Se debe tener
precaución para evitar daños a otras estructuras subterráneas.
durante la barra o excavación.
A continuación se establece un procedimiento mediante el cual se
pueden graduar y controlar las indicaciones de fugas de gas
inflamable. Al evaluar cualquier indicación de fuga de gas, el paso
preliminar es determinar el perímetro del área de fuga. Cuando este
perímetro se extienda a la pared de un edificio, la investigación
continuará dentro del edificio.
(C)Identificar instalaciones extranjeras en el área de búsqueda.
Busque evidencia de actividades de construcción recientes que
M-5.2 Grados de fuga
podrían haber contribuido a la fuga. El gas también puede migrar y
ventilarse a lo largo de una zanja provista para otras instalaciones.
Con base en una evaluación de la ubicación y/o magnitud de
una fuga, se asignará uno de los siguientes grados de fuga,
estableciendo así la prioridad de reparación de la fuga:
(a)El Grado 1 es una fuga que representa un peligro existente
o probable para las personas o la propiedad y requiere
reparación inmediata o acción continua hasta que las
condiciones ya no sean peligrosas.
(d)Coloque una barra u orificios de prueba espaciados uniformemente
sobre la línea de gas que se sospecha que tiene fugas y rastree el gas
hasta su origen identificando los orificios de prueba con las lecturas más
altas. Todos los orificios de las barras deberán tener la misma profundidad
y diámetro y hasta la profundidad de la tubería cuando sea necesario para
obtener lecturas consistentes y valiosas. Todo CG! las lecturas se tomarán
a la misma profundidad. Solo se utilizarán las lecturas sostenidas más
(b) El grado 2 es una fuga que se reconoce como no peligrosa en
altas.
el momento de la detección pero que requiere una reparación
(mi)Con frecuencia se encuentran lecturas altas en más de un
programada en función del peligro futuro probable.
orificio de barra adyacente, y se necesitan técnicas adicionales para
(C)El grado 3 es una fuga que no es peligrosa en el momento de la
determinar qué lectura es la más cercana a la fuente probable.
detección y se puede esperar razonablemente que siga siendo no
Muchas de las lecturas de los orificios de la barra normalmente
peligrosa.
disminuirán durante un período de tiempo, pero puede ser deseable
disipar el exceso de gas de las ubicaciones subterráneas para
M-5.3 Clasificación de Fugas y Criterios de Acción
Los criterios para la clasificación de fugas y el control de fugas
se proporcionan enTablas M-5. 3 - 1,M-5 . 3-2, yM-5 . 3-3. Los
ejemplos de condiciones de fuga proporcionados en las tablas se
presentan como pautas y no son excluyentes. El juicio del
personal de la compañía operadora en la escena es de
primordial importancia para determinar el grado asignado a una
fuga.
acelerar este proceso. Los métodos de evaluación se utilizarán con
precaución para evitar la distorsión de los patrones de ventilación.
(fJ Una vez que se haya identificado la fuga subterránea, se deben
sondear orificios adicionales y orificios más profundos para delimitar
el área más de cerca. Por ejemplo, los orificios de prueba se pueden
espaciar6 pies (1,8 m) de separación inicialmente. El6El espacio de 1,8
m (ft) entre los dos orificios de prueba más altos se puede sondear
con orificios de prueba adicionales con un espacio de hasta 300 mm
M-5.4 Reevaluación de una Fuga
(12 in) .
(g) ¡Las pruebas adicionales incluyen tomar CG! lecturas en la parte
Cuando se va a reevaluar una fuga (consulte los Criterios de
acción en Tablas M-5.3-2yM-5.3-3), se clasificará con los mismos
criterios que cuando se descubrió la fuga por primera vez.
superior del orificio de una barra o utilizando un manómetro o una
solución formadora de burbujas para determinar qué orificio de la barra
tiene el mayor flujo positivo. Otras indicaciones son las partículas de polvo
SEÑALIZACIÓN DE PINES M-6
que salen de los orificios de la barra, el sonido del gas que sale del orificio
M-6.1 Alcance
piel. En ocasiones, se puede observar la refracción de la luz solar cuando el
de la barra o la sensación del flujo de gas en una superficie sensible de la
gas se libera a la atmósfera.
La localización precisa es un proceso sistemático de seguimiento
(h)Cuando se encuentra gas en un conducto subterráneo, se
pueden usar pruebas en las aberturas disponibles para aislar la
fuente además de las técnicas mencionadas anteriormente.
Muchas veces, la fuga se encuentra en la intersección del
conducto extraño y una línea de gas, y se debe prestar especial
atención a estos lugares.
de una fuga de gas detectada hasta su origen. El uso de los
siguientes procedimientos, según corresponda, evitará excavaciones
innecesarias, que consumen más tiempo que localizar una fuga.
181
ASME 831.8-2022
MesaM-5.3-1
Clasificación de Fugas y Criterios de Actuación: Grado1
Definición
Calificación
Afuga que representa una existente
o peligro probable para las
personas o la propiedad, y requiere
reparación inmediata o acción
continua hasta que las condiciones
ya no son peligrosos
Ejemplos
Criterios de acción
Requiereacción rápida [Nota 1)]
para proteger la vida y la
propiedad, y la acción continua
hasta las condiciones ya no son
peligrosas
(1) cualquier fuga que, a juicio del personal operativo en la
escena, se considere un peligro inmediato
(2) escape de gas que se ha encendido
(3)cualquier indicación de gas que ha migrado hacia o debajo de
un edificio o hacia un túnel
(4) cualquier lectura en la pared exterior de un edificio, o donde el gas
probablemente migraría a una pared exterior de
un edificio
(5) cualquier lectura de 80% LEL o mayor en un espacio
confinado
(6) cualquier lectura de 80% LEL, o mayor en subestructuras pequeñas
(que no sean subestructuras asociadas con gas) desde las cuales el
gas probablemente migraría a la pared exterior de un edificio
(7)cualquier fuga que se pueda ver, escuchar o sentir, y que esté en
un lugar que pueda poner en peligro al público en general o a la
propiedad
NOTA: (1) La acción inmediata en algunos casos puede requerir uno o más de los siguientes:
(a)implementar el plan de emergencia de la empresa (verparaca. 850.4)
b) evacuación de locales
(C)bloquear un área
(d)desviando el tráfico
(mi)eliminando fuentes de ignición
(/] ventilando el área
(gramo)detener el flujo de gas cerrando válvulas u otros medios
(h) notificar a los departamentos de policía y bomberos
(i) Cuando el patrón del CG! las lecturas se han estabilizado, el
sido ventilado. Ocasionalmente se pueden encontrar gases extraños,
orificio de la barra con la lectura más alta generalmente identificará
como gas de material descompuesto. ¡Esta presencia se caracteriza
la fuga de gas.
por un CG bastante constante! lecturas entre 15% y 30% de gas en el
aire en un área. Las áreas de vertedero podrían, por lo tanto, dar
OJ Cuando y donde la tubería haya estado expuesta, pruebe con una
solución que forme burbujas, particularmente para localizar fugas más
lecturas sustancialmente más altas. El gas detectado en los sistemas
pequeñas.
de alcantarillado se considerará una fuga de gas migratorio hasta
que se demuestre lo contrario mediante pruebas y/o análisis.
M-6.3 Precauciones
(b) Al identificar fugas donde el gas es más pesado que el aire (gas LP), el gas
(a) Situaciones inusuales, improbables pero posibles, pueden
normalmente permanecerá bajo cerca del nivel de la tubería, pero puede fluir
complicar estas técnicas en algunas ocasiones. Por ejemplo, puede
cuesta abajo. Los gases LP generalmente no se difunden rápidamente ni migran
ocurrir una fuga múltiple, que genera datos confusos. Para eliminar
ampliamente en el suelo, por lo que la fuga generalmente está cerca de la
esta complicación potencial, el área debe volver a revisarse después
indicación. Si el gas se está ventilando en un conducto o sistema de
de que se completen las reparaciones. El gas puede formar bolsas de
alcantarillado, puede viajar distancias considerables.
vez en cuando y dar una fuerte indicación hasta que la cavidad en la
que se formó la bolsa se haya
182
ASME 831.8-2022
Tabla M-5.3-2
Clasificación de Fugas y Criterios de Acción: Grado 2
Definición
Calificación
2
Ejemplos
Criterios de acción
Una fuga que se reconoce como
Las fugas se repararán o limpiarán
(1)fugas que requieren acción antes de la congelación
del suelo u otros cambios adversos en las
no es peligroso en el momento de la
dentro de 1 año calendario, pero no más
detección, pero justifica la reparación
tarde de 15 meses a partir de la fecha en
condiciones de ventilación.Cualquier fuga que, bajo
programada en función de la probable
que se informó la fuga. En la
condiciones adversas del suelo congeladas u otras,
determinación de la prioridad de
probablemente migraría a la pared exterior de un
peligro futuro
reparación se tendrán en cuenta criterios
como los siguientes:
(1)cantidad y migración de gas
(2) proximidad del gas a edificios y
estructuras subterráneas
edificio.
(2)fugas que requieren acción dentro6Meses
(a)cualquier lectura de 40% LEL, o más, debajo
de una acera en un área pavimentada de pared a
pared que no califica como una fuga de Grado 1
(3) extensión del pavimento
(4) tipo de suelo y condiciones del
suelo (como capa helada, humedad
y ventilación natural)
Calificación2las fugas deben ser reevaluadas
al menos una vez cada 6 meses
hasta que desaparezca. La
frecuencia de reevaluación será
determinada por la ubicación y
magnitud de la condición de fuga.
Las fugas de grado 2 pueden variar mucho en
grado de peligro potencial. algún grado2
las fugas, cuando se evalúan según los
(b)cualquier lectura de 100% LEL, o mayor, debajo
de una calle en un área pavimentada de pared a
pared que tiene una migración significativa de gas y
no califica como Grado1filtración
(C)Cualquier lectura inferior al 80 % LEL en
subestructuras pequeñas (que no sean
subestructuras asociadas con gas) desde las
cuales el gas probablemente migraría creando
un peligro futuro probable
(d)cualquier lectura entre 20% LEL y 80%
LEL en un espacio confinado
(mi)cualquier lectura en una tubería que opere a
criterios anteriores, pueden justificar la
niveles de tensión circunferencial del 30 % de SMYS o
reparación programada dentro de los
más, en una ubicación de Clase 3 o 4, que no califique
próximos 5 días hábiles. Otros
como una fuga de Grado 1
justificarán la reparación dentro de los 30
(/) cualquier lectura de 80% LEL, o mayor,
en subestructuras asociadas a gas
días. Durante la jornada laboral en que
se descubra la fuga, estas situaciones se
(gramo)cualquier fuga que, a juicio del
personal de la empresa operadora en el lugar,
traído a la atención de la persona
responsable de programar la
reparación de fugas.
Por otro lado, muchos Grados
sea de magnitud suficiente para justificar una
reparación programada
2las fugas, debido a su ubicación y
magnitud, pueden programarse para su
reparación de manera rutinaria normal
con reinspecciones periódicas según sea
necesario.
Tabla M-5.3-3
Clasificación de Fugas y Criterios de Acción: Grado 3
Definición
Calificación
3
Una fuga que no es peligrosa en el
Estas fugas deben ser reevaluadas
momento de la detección y se puede
durante la próxima inspección programada
esperar razonablemente que siga siendo
o dentro de los 15 meses posteriores a la
no peligroso.
Ejemplos
Criterios de acción
fecha del informe, lo que ocurra primero,
hasta que se considere la fuga o ya no
fugas que requieren reevaluación periódica
Intervalos
(1) cualquier lectura de menos del 80% LEL en
subestructuras pequeñas asociadas a gas
(2) cualquier lectura debajo de una calle en áreas sin
resulte en
pavimentación de pared a pared donde es poco
una lectura.
probable que el gas pueda migrar a la pared
exterior de un edificio
(3) cualquier lectura de menos del 20% LEL en un
espacio confinado
183
ASME 831.8-2022
APÉNDICE IX NON DATORY NO MAN
PRÁCTICA RECOMENDADA PARA LA PRUEBA HIDROSTÁTICA DE
TUBERÍAS EN SITIO
N-1 I NTRODUCCIÓN
LLENADO N-3
El propósito de la práctica recomendada es citar algunos de
los pasos importantes que deben tomarse en las pruebas
hidrostáticas de tuberías en el lugar. Su objetivo es proporcionar
pautas básicas únicamente. Las partes de esta práctica
recomendada, que cubre la determinación de la presión a la que
se alcanza el límite elástico mínimo especificado para la tubería,
solo se utilizan cuando se necesita tal determinación. AP! RP 1 1
10 proporciona orientación adicional.
El llenado se realiza normalmente con una bomba o bombas
centrífugas de alto volumen. El llenado debe ser continuo y
realizarse detrás de una o más escobillas de goma o esferas
para minimizar la cantidad de aire en la línea. El progreso del
llenado debe monitorearse midiendo la bomba de agua en la
tubería y calculando el volumen de la línea llena.
de la temperatura entre el suelo y el agua de relleno.
PLANIFICACIÓN N-2
PRUEBA N-4
Si es necesario, debe proporcionarse un período de estabilización
(a) Bomba de presión.Normalmente, se utiliza una bomba
alternativa de desplazamiento positivo para presurizar la tubería
durante la prueba. La capacidad de flujo de la bomba debe ser
adecuada para proporcionar una tasa de presurización
razonable. La clasificación de presión de la bomba debe ser
superior a la presión de prueba máxima anticipada.
(b) Cabezales de prueba, tuberías y válvulas.La presión de diseño
de los cabezales y tuberías de prueba y la presión nominal de las
mangueras y válvulas en el múltiple de prueba no debe ser
menor que la presión de prueba anticipada. Todo el equipo debe
ser inspeccionado antes de la prueba para determinar que está
en condiciones satisfactorias.
(c) Presurización.La siguiente es una secuencia para la
(a)Todas las pruebas de presión se realizarán teniendo debidamente en
cuenta la seguridad de las personas y los bienes. Cuando la presión de
prueba sea superior a 400 psig (2 760 kPa), se deben tomar las
precauciones adecuadas para mantener a las personas que no participan
en las operaciones de prueba fuera del área de prueba mientras se realiza
la prueba hidrostática.
(b) Selección de secciones de prueba y sitios de prueba.Es posible
que sea necesario dividir la tubería en secciones para realizar
pruebas a fin de aislar áreas con diferentes requisitos de presión
de prueba, o para obtener las presiones de prueba máximas y
mínimas deseadas debido al diferencial de carga hidrostática. Se
debe conocer la elevación en el sitio de prueba, el punto alto y el
punto bajo del área aislada, para mantener la presión
especificada en las elevaciones máxima y mínima.
(c) Fuente de agua y eliminación de agua.Se debe seleccionar
una fuente de agua, así como la(s) ubicación(es) para la
eliminación del agua, mucho antes de la prueba. Se deben
verificar las regulaciones federales, estatales y locales para
garantizar el cumplimiento con respecto al uso y/o disposición
del agua. Al desechar el agua después de la prueba, se debe
tener cuidado para evitar daños a los cultivos y erosión excesiva
o contaminación de arroyos, ríos u otros cuerpos de agua,
incluidas las aguas subterráneas.
presurización:
(1)Aumente la presión en la sección a no más de
80% de la presión de prueba anticipada y manténgala durante un período de tiempo
para determinar que no existen fugas importantes.
(2) Durante este período de tiempo, controle la presión
y revise la sección de prueba para ver si hay fugas. Repare cualquier
fuga importante que encuentre.
(3)Después del período de espera, presurice a un
tasa uniforme a la presión de prueba. Supervise la desviación de una línea
recta mediante el uso de gráficos de presión-volumen (registros o trazador
automático).
(d} Condiciones ambientales.Las pruebas hidrostáticas en
(4) Cuando se alcanza y estabiliza la presión de prueba
condiciones de baja temperatura pueden requerir
de las operaciones de presión, puede comenzar un período de espera.
(1)calentamiento del medio de prueba.
Durante este período, se puede agregar medio de prueba según sea
(2) la adición de depresores del punto de congelación. Precaución
necesario para mantener la presión de prueba mínima.
debe ejercitarse en el manejo de los depresores del punto de congelación
durante las pruebas. La eliminación de los depresores del punto de congelación
debe planificarse y ejecutarse cuidadosamente.
184
ASME 831.8-2022
por carrera, es igual a 0,002 veces el volumen de llenado de la
N-5 DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN REQUERIDA
PARA PRODUCIR RENDIMIENTO
sección de prueba a presión atmosférica. Esto representa el
comportamiento promedio de la sección de prueba. Las longitudes
(a) Métodos de gráfico de presión-volumen.Si se está
de tubería individuales pueden experimentar una expansión mayor o
monitoreando la desviación de una línea recta con gráficos, se
puede hacer un gráfico preciso de la presión versus el volumen
de agua bombeado en la línea, ya sea a mano o con un trazador
automático. Para hacer un gráfico manual, se cuentan las
carreras de la bomba para determinar el volumen y se grafican
contra las lecturas de presión. El gráfico debe iniciarse a una
presión lo suficientemente baja para establecer con precisión la
porción de línea recta del gráfico de presión-volumen. Los
puntos deben trazarse con la frecuencia suficiente para que la
desviación de la porción de línea recta pueda detectarse
fácilmente. La desviación de la línea recta es el comienzo de la
porción no lineal de la gráfica de presión-volumen e indica que
se ha alcanzado el límite elástico de parte de la tubería dentro de
la sección.
menor en función de sus respectivas propiedades mecánicas.
PRUEBA DE FUGAS N-6
Si, durante el período de espera, se indica una fuga, se puede
reducir la presión mientras se localiza la fuga. Después de reparar la
fuga, se debe iniciar un nuevo período de espera a la presión de
prueba máxima.
REGISTROS N-7
La empresa operadora deberá mantener en su archivo durante la
vida útil de cada ducto y tubería principal, registros que muestren lo
siguiente:
(a)medio de prueba
(b) Rendimiento para tuberías no identificadas o usadas [limitado
(bJ presión de prueba
por paraca. 841. 1.4(a)y permitido bajopárrs. 8 1 1 . yo (f)y
(C)Duración del exámen
817 . 1 . 3 (h)] se determina utilizando la presión en la elevación más
(d)fecha de la prueba
alta dentro de una sección de prueba, en la que el número de
(mi)gráfico de registro de presión y registro de presión (f)
carreras de la bomba (volumen medido) por incremento de aumento
gráfico de presión versus volumen (si corresponde)
de presión se convierte en el doble del número de carreras de bomba
(gramo)presión en elevaciones altas y bajas
(volumen medido) por incremento de aumento de presión que se
(h)elevación en el punto presión de prueba medida
requería durante la parte de línea recta de la gráfica de presión-
(i) persona(s) que realiza(n) la prueba, operador y contratista de
volumen antes de que ocurriera cualquier desviación.
prueba, si se utiliza
(j)factores ambientales (temperatura ambiente, lluvia,
nieve, viento, etc.)
(k) fabricante (tubería, válvulas, etc.)
(C)Para el control de la presión de prueba máxima cuando los niveles de
tensión circunferencial exceden el 100 % de SMYS dentro de una sección de
prueba, se puede usar una de las siguientes medidas:
(1) La presión a la que el número de bombas
(/) especificaciones de la tubería (SMYS, diámetro, espesor de
carreras (volumen medido) por incremento de aumento de presión se
pared nominal, etc.)
convierte en el doble del número de carreras de la bomba (volumen
(metro)identificación clara de lo que se incluye en cada sección de
medido) por incremento de aumento de presión que se requirió
prueba
durante la parte de línea recta de la gráfica de presión-volumen antes
(norte)descripción de cualquier fuga o falla y su
disposición
de que ocurriera cualquier desviación .
(2J La presión no debe exceder la presión que ocurre
cuando el número de golpes de la bomba (volumen medido)
tomado después de la desviación de la parte de línea recta de la
gráfica de presión-volumen, multiplicado por el volumen
Los registros anteriores se revisarán para garantizar que se
hayan cumplido los requisitos de este Código.
185
(22)
ASME 831.8-2022
APÉNDICE NO OBLIGATORIO
NOMENCLATU RA PARA LAS CIFRAS
Este Apéndice está en preparación para una futura edición de este Código.
186
ASME 831.8-2022
APÉNDICE IX DEL DATO DEL HOMBREq
DIAGRAMAS DE ALCANCE
VerCifras Q-1a través deQ-3en las páginas siguientes.
187
ASME 831.8-2022
CifraQ-1
(22)
Alcance de ASME831.8Tuberías de transmisión en alta mar
't
I
0
I
0
bJ
II
00
COMO YO831 .8el alcance comienza en
salida de la planta de separación y/
o procesamiento
COMO YO831 .8comienza el alcance
en la salida de la planta de separación
"'
Producción
plataforma
y/o procesamiento
_
'--
I
._
COMO YO831 .8alcance termina en
entrada y comienza en la salida
_.
,' I
o
_
.. .. .
o
___
o
Alta marca de agua
de separación o
I
planta
unión o
medida
_I
COMO YO831
. 8 alcance
plataforma
comienza en la salida de la
cabeza del pozo�·
COMO YO831 .8comienza el alcance
en la salida de la planta de separación
y/o procesamiento
-o-o-
Línea principal (tubería) línea de transmisión
Pozo de gas con separador
Recopilación de tuberías
Pozo de gas sin separador ni planta de procesamiento
Líneas de flujo de gas
:,£:
Planta de separación y/o procesamiento
I
_
I
_
[£]
Plataforma de producción
Estación de compresores
NOTA GENERAL: Las instalaciones y tuberías indicadas con líneas continuas están dentro del alcance de este Código.
188
ASME 831.8-2022
Figura Q-2
Alcance de ASME831.8Tubería de transmisión en tierra
COMO YOB31
.8el alcance comienza en
salida de separación y/o planta
procesadora
COMO YOB3
1 .8comienza el alcance
en la salida del separador de cabeza de pozo
B31 .8el alcance incluye la tubería
hasta la entrada del pozo de inyección
C
Ver figura0-1
Ver figuraQ-3
�Campo de almacenamiento de gas
Leyenda
-o-o· · 1··
: SPl
' ,,'
Línea principal (tubería) línea de transmisión
Pozo de gas sin separador ni planta de proceso
Tubería colectora
Estación de compresores
Líneas de flujo de gas
estación de metro
Planta de separación y/o procesamiento
Dispositivo de protección contra sobrepresión para tuberías y red
Pozo de gas con separador
Pozo de inyección de gas
NOTA GENERAL: Las instalaciones y tuberías indicadas con líneas continuas están dentro del alcance de este Código.
189
ASME 831.8-2022
Figura P-3
Alcance de ASME 831.8 Tuberías de distribución
Planta de reducción de picos de GNL o GLP
�. .. .
Alta presión
Alta presión
sistema de distribución
[por encima de 60 psi (410 kPa)]
sistema de distribución
[por encima de 60 psi (41 0 kPa) o menos]
Ver
Cifra
Poseedor
relleno
f?�J
Baja presión
poseedor
Planta, escuela, etc.
__,_..
.
Ver
CifraQ-2
Sistema de distribución de baja presión
Sistema de distribución de baja presión
Línea principal ( tubería) línea de transmisión
Tubería de gas o tubería de distribución
línea de servicio de gas
Dispositivo de protección contra sobrepresión para tuberías y redes
0-
Línea de servicio con medidor y sin regulador de servicio
(sistema de distribución de baja presión)
Línea de servicio con medidor y un regulador de servicio
[sistema de distribución de alta presión no sobre60psi (41 0 kPa)]
Línea de servicio con medidor y regulador de servicio y regulador
en serie u otros dispositivos de protección
[sistema de distribución de alta presión sobre60psi (41 0 kPa)]
City gate estación de medición y regulación de presión
Estación de regulación de la presión de distribución
Estación compresora
estación de metro
NOTA GENERAL: Las instalaciones y tuberías indicadas con líneas continuas están dentro del alcance de este Código.
190
regulador
ASME 831.8-2022
NONMAN DATORV APÉNDICE IX
RESTIMACIÓN DE ESTRATEGIAS
valor. Cuando la indentación es reentrante, la curvatura de la
CEPA R-1
pared de la tubería se invierte y R1 toma un valor negativo.
Las indentaciones de deformación se pueden estimar usando
Determine el radio de curvatura en un plano longitudinal a través
datos de herramientas de inspección en línea de deformación (ILi) o
de la en tación interior que se muestra como R2 en Figura R- 1 - 1,
de la medición directa del contorno de deformación. Las técnicas de
ilustración (c) . Otros términos dimensionales son el espesor de pared
medición directa pueden consistir en cualquier método capaz de
nominal,t;la profundidad de la abolladura, d; y la longitud de la
describir los términos de profundidad y forma necesarios para
abolladura,l
estimar la deformación. Las técnicas de estimación de la deformación
(a) Calcule la deformación por flexión en la dirección
circunferencial como
pueden diferir según el tipo de datos disponibles. La interpolación u
otras técnicas matemáticas pueden usarse para desarrollar
información de contorno de superficie a partir de ILi o datos de
medición directos. Aunque en este documento se describe un
En el vértice de la abolladura, el término £1 es negativo y
representa compresión en la superficie exterior del tubo y
positivo representa tensión en la superficie interior del tubo.
(b)Calcule la deformación por flexión en la dirección
longitudinal como
método para estimar la deformación, no pretende impedir el uso de
otras técnicas de estimación de la deformación (ver tambiénFigura R1 - 1) .
Se advierte al usuario que el análisis de las curvaturas de la
superficie para determinar las tensiones locales de deformación
puede verse significativamente afectado por errores aleatorios
inherentes a todas las técnicas de medición geométrica. Deben
En el vértice de la abolladura, el términoEzes negativo representando
emplearse técnicas adecuadas de suavizado de datos para minimizar
el efecto de tales errores. También se advierte al usuario que el
la compresión en la superficie exterior del tubo y positivo
análisis de deformación descrito aquí solo aborda el potencial de falla
representando la tensión en la superficie interior del tubo.
(C)Calcule la deformación por extensión en la dirección
del metal debido a una deformación local excesiva. No aborda las
longitudinal como
preocupaciones por los efectos de la fatiga u otros mecanismos de
degradación. Cuando se utilicen métodos de medición de perfiles
detallados, es posible que las deformaciones máximas de los
componentes no coincidan. El enfoque conservador sería suponer
El término £3 sólo está en tensión. Se advierte al usuario que
evite sobreestimar la dimensión de la longitud,l
que lo son. La forma de la abolladura puede verse afectada por las
condiciones de presión interna presentes en el momento de la
(d) Calcule la deformación para las superficies interior y exterior de la
medición, lo que a su vez puede afectar las estimaciones de las
tubería como
deformaciones locales.
(22)R-2 ESTIMACIÓN DE DEFENSA
R0 es el radio inicial de la superficie de la tubería, igual a la mitad
del diámetro nominal de la tubería. Como muestran los perfiles
Los valores positivos y negativos de £1 y £2 deben tenerse en
transversales enFigura R- 1 - 1, la sangría puede ser no reentrante o
cuenta para determinar la deformación combinada en las
reentrante. Cuando la indentación no es reentrante, la curvatura de
superficies interior y exterior de la tubería.
la superficie de la tubería está en la misma dirección que la curvatura
de la superficie original, y R1 toma una dirección positiva.
191
ASME 831.8-2022
Figura R-1-1
Método para estimar la tensión en abolladuras
'-,
,
R,>0
_ _
(b)reentrante
(a) No reentrante
__......-
.--
- - - - - - .. . .. .. .. _
.. _
(c) Perfil longitudinal
192
ASME 831.8-2022
I N EX
(22)
Hierro fundido, 804.2
Líneas de servicio de hierro fundido; verLíneas de servicio de hierro dúctil,
Accesibilidad de bóvedas, 847.2
849.3
Junta adhesiva, 805.1.3
conexiones a la red, 849.6.2
Sistema de tuberías de aire, 843.4.3
uso de, 849.3
Depósitos de aire, 843.4.3 (e) Aleación
Válvula de retención, 803.7
de acero, 804.7.2
Ubicación de la clase, cambio de entrada, 854
Temperatura ambiente, 805.2.2 Anclaje para
descripción, 840.2.2
tubería enterrada, 835 Quemaduras por
Espacio libre entre la red y otros subterráneos
arco
estructuras
eliminación de, 841.2.4(e)
de tubería de plástico, 842.2.8 de
entorno ártico, 865
tubería de acero, 841.1. ll (c)
Climas fríos, materiales para uso en, 8 14
relleno
control de corrosión en, 864.2.8
tubería de plástico, 842.3.3 (d)
Tubería expandida en frío, 804.4
tubería de acero, 841 .2.5 (c)
Surtido en frío, 805.1.4
Codos, codos y ingletes, 841.2.3
de tuberías, 832 . 3(h)
Codos en tubería plástica, 842.3.4
Materiales combustibles, almacenamiento de, en compresor
Botella, 803.8
estaciones, 853 . 1 . 5
Estaciones compresoras, 843
Instalaciones herméticas a botellas, control de presión en entrada, 845.2.1
Soporte tipo botella, 803.8
construcción de edificios, 843 . 1 . 2
Conexión de derivación, soldada
diseño de, 843 . 1
refuerzo de, Figura F-6, Ap. F reglas para el
instalaciones eléctricas,
refuerzo de, ejemplos, App. F Ramas en
843.2 equipos, 843.3
tubería de plástico, 842.3.4
fallas de enfriamiento y lubricación, 843 .3.6
Edificios destinados a la ocupación humana, 840.2
instalaciones de parada de emergencia, 843.3. 3 (a)
Tuberías enterradas, anclaje para, 835
paradas por exceso de velocidad del motor, 843.3.3 (b)
en las curvas, 8 3 5. 2
prevención de explosiones, 843.3.7
fuerzas en juntas de tuberías, 835.4 información
protección contra incendios, 843.3.2 control
general, 835 . 1 interconexión de líneas subterráneas,
de gas combustible, 843 . 3 . 5 instalaciones
835 . 6 coacción por rozamiento del suelo, 835 . 3
de tratamiento de gas, 843 . 3 . 1 eliminación
de líquidos, 843 . 3 . la)
soportes para tubería enterrada, 835.5
equipo de eliminación de líquidos, 843 . 3 . l(b)
silenciadores, 843.3.7(a)
alivio de presión y limitación de presión re
requisitos, 843.3 .4
Acero al carbono, 804.7.1
Carcasa, inserción en,
de tubería de plástico, 842.3.3(e)
dispositivos de seguridad, 843.3.3
de tubería de acero, 841 . 1 . ll (d)
ventilaciones de edificios, 843.3.7(b)
193
ASME 831.8-2022
Cubierta y carcasa, requisitos bajo vías férreas,
salidas, 843. 1 . 3 áreas cercadas,
caminos, calles o carreteras
843. 1 .4 ubicación del edificio,
tubería de plástico, 842.2.7
843.1.1 tubería, 843.4
tuberías y cañerías de acero, 841.1. 1 1
Válvula de freno, 803 . 7
sistema de tubería de aire, 843 .4.3
Medidor del cliente, 803 .6
depósitos de aire, 843.4.3 (e) tubería
de gas combustible, 843.4.2 tubería
Programa de prevención de daños, 850.8
de gas, 843.4.1
Despresurización, 8 5 1 . 13
prueba de, 843.4.l (c)
Diseño
tubería hidráulica, 843.3.7
identificación de válvulas y tuberías, 843.4.l (d)
de líneas de servicio de cobre, 849.5 . 1 de
instalación de, 843 .4. yo (b)
líneas de servicio de plástico, 849.41 de
tubería de aceite lubricante, 843.4.4
líneas de servicio de acero, 849. 2 . yo
Diseño, instalación y ensayo, 840
especificaciones para, 843.4. yo (un)
tubería de vapor, 843.4.6
clasificación de ubicaciones, 840.3
tubería de agua, 843.4.5
factor de diseño, F, valores de acero
tubería, Tablas 841.1.6-1 y 841.1.6-2 fórmula
Compresores y motores primarios, 853 . 1 . 1 Especificaciones de
construcción para tuberías de plástico, 842.3.1 Contenedor, tubería,
de diseño, tubería de acero, 841 . 1 . 1 conjuntos
804.3
fabricados, acero, 841.1.9(a) disposiciones
Tubería de control, 803.5
generales, 840.1
Fallas de enfriamiento y lubricación, 843.3.6
mínimo espesor de pared nominal, 841. l . 5(a)
Redes de cobre, 842.6
factor de calidad de la junta de soldadura longitudinal,MI,Mesa
841.1.7-1
diseño de, 842.6.1
valores de diseño de tuberías, limitaciones de, 841.1.3
accesorios en, 842.6.l (c)
índices de densidad de población, 840.2 tubo de acero,
corrosión galvánica, protección contra, 842.6.l (e)
841
juntas en, 842.6.l (d)
factor de reducción de temperatura,T,Cuadro 841 . 1 .8-1
válvulas en, 842.6 . yo (b) Líneas
Factor de diseño,F
de servicio de cobre, 849.5
para el espacio libre entre envases y botellas,
conexiones a la red, 849.6.4
844.3 (d)
diseño de, 849.5. 1
para tubería de acero, 841 . 1 . 1
accesorios en, 849.5.l (c)
Presión de diseño, 805 . 2
acción galvánica, protección contra, 849.5.l (e)
Requisitos de diseño para bóvedas, 847 . 1
instalación de, 849.5.2
diámetro, 804,5
juntas en, 849.5.l (d)
exterior nominal, 804.5
válvulas en, 849.5.l (b)
Dimensiones
Corrosión
SI (métrico), conversión,
controlar, 860
estándar 801.4, 801 . 3
Corrosión, tubería
Entierro directo de tubería de plástico, 842.3.3 (d)
externo, 861
Instalaciones de distribución, abandono de, 852 .4
en ambientes árticos, 865 en
Distribución principal, 803.3
servicio de alta temperatura, 866
Mantenimiento de tuberías de distribución, 852
interna, 864
instalaciones de distribución, abandono de, 852 .4
mar adentro, A860
estudios de fugas, 852 . 2
registros de, 860.l (e), 860.l (f)
patrullaje, 852 . 1 Sistema de
corrosión bajo tensión y otros fenómenos, 867
distribución, 803 . 3
194
ASME 831.8-2022
alta presión, 803.3
en red de cobre, 842.6.l (c)
baja presión, 803.3
en líneas de servicio de cobre, 849.5. yo (c)
Hierro dúctil, 804.1
Accesorios distintos de válvulas y bridas
conexiones de ramales, 83 1 . 3 . 3
tubería de hierro dúctil
diseño, 842 . 1 . 1
componentes especiales fabricados por soldadura, 83 1 . 35
instalación, 842. 1 . 2
accesorios especiales, 83 1 . 3 . 2
juntas de campo, fabricación, 842 . 1 . 2(d}
accesorios estándar, 83 1 . 3 . 1
sujeción conjunta, 842. 1 . 2 (c) colocación,
Bridas, peso ligero, App. I Ensayo de
842 . 1 . 2 (a)
aplanamiento de tubería, App. H
Flexibilidad y factores de intensificación del estrés, App. E
articulaciones, 842 . 1 . 1 (e)
mecánica, 842. 1 . l (e}(l}
Instalaciones de control de flujo
otro, 842. 1 . l (e)(2)
diseño de, 841.1.9(c), 841 . 1 .9(f), 841 . 1 .9(g),
841.1.9(h}
roscado, 842. 1 . 1 (s) (3)
reutilización de, 8 1 7.2
Fuerzas en juntas de tuberías, 83 5.4 Control y
resistencia estándar y conformidad con ANSI
detención de fracturas, 841 . 1 . 2
A2 1 . 5 .2, 842. 1. l (c)
control de fractura frágil, 841 . 1.2 (a)
selección de espesor estándar, Tabla 842 . 1 . 1 - 1
detención de fractura dúctil, 841 . 1 . 2 (b)
espesor, permitido, 842 . 1 . yo (d)
Control de gas combustible, 843.3.5
valores de s y f, permitidos, 842 . 1 . l (b} espesor de
Tubería de gas combustible, 843.4.2
pared, determinación de, 842 . 1. l (a) Líneas de
Corrosión galvánica, protección contra, en cobre
servicio de hierro dúctil, 849.3
red eléctrica, 842.6.l (e)
conexiones a la red, 849.6.2
uso de, 849.3
gasolina, 803 . 1
transporte de, 803. 1
Alargamiento, mínimo especificado, 804.6 Plan
Criterios de control de fugas de gas, App. M Gas
de emergencia, 850.4
principal, 803.3
Instalaciones de parada de emergencia para compresor
tubería de gas
identificación de válvulas y tuberías, 843.4. 1 (d)
estaciones, 843.3.3 (a)
instalación de, 843.4. yo (b)
Invasión, paralelo, 803 . 1 Paradas por
sobrevelocidad del motor, 843 . 3 . 3(b)
especificaciones para, 843 .4. yo (un)
Salidas en estaciones compresoras, 843.1.3
prueba de, 843.4. yo (c)
Presión de gas, control y limitación de, 845
Expansión y flexibilidad de los componentes del sistema de tuberías.
entradas, 832
uprating del sistema de alta presión para mayor
presión de funcionamiento máxima permitida, 857
cantidad de expansión, 832 . 2 requisitos de
flexibilidad, 832 . 3 Explosión, prevención de,
en instalaciones herméticas, 845. 2 . 1
843.3.7 Tuberías expuestas, soportes y anclajes
en sistemas de distribución de alta presión, 845.2.4 en
para
sistemas de distribución de baja presión, 845.2. 5 tubería
unión de soportes o anclajes, 834.5 fuerzas
de instrumentos, control y muestreo, 845.5
en juntas de tubería, 834.4
dispositivos limitadores y de alivio, prueba de adecuada
capacidad y desempeño satisfactorio, 845.4.2
materiales, diseño e instalación, 834.3
sistemas de distribución de baja presión, conversión a
provisión para expansión, 834.2
sistemas de alta presión, 845.2.6
de gas entregado a clientes domésticos y pequeños
Falla, tubería, investigación, 850.5
de sistemas de distribución de alta presión,
845.2.7
Juntas de campo, fabricación, para tubería de hierro dúctil, 842. 1 . 2 (d}
Protección contra incendios en estaciones compresoras, 843.3.2
presión de operación, máxima permisible para alta
sistemas de distribución de presión, 845.2.4(c)
Accesorios
195
ASME 831.8-2022
presión de operación, máxima permisible para baja
tuberías y cañerías de acero, 841.2.6
sistemas de distribución de presión, 845.2.S (c)
Tuberías hidráulicas, 843.3.7
presión de operación, máxima permisible para acero o
Prueba hidrostática de tuberías en sitio, App. norte
tuberías o cañerías de plástico, 845.2 . 2
sobrepresión, accidental, protección contra,
Encendido, accidental, prevención de, 850.6
845. 1
Consultas, App.0
estaciones limitadoras y de alivio de presión, requeridas
Inspección de tuberías de plástico, 842.3.2
capacidad, 845.4.1
Instalación
dispositivos de alivio y limitación, diseño de, 845.3
relleno, 841.2.5(c)
tubería de acero o principal, uprating para mayor
presión de funcionamiento máxima permitida, 857
de líneas de cobre, 849.5 . 2
Planta de procesamiento de gas, 803.5
de contadores y reguladores de clientes, 848,4 de
Línea de servicio de gas, 803 . 3 Línea de
tubería en zanja, 84l . 2 . 5(b)
almacenamiento de gas, 803.4 Línea de
manipulación, acarreo y ensartado, 841 . 2 . 5(a)
reunión, 803.4
grifos calientes, 841.2.6
Sistema de recolección,
operaciones misceláneas en, 841.2.5
803.4 Gubias y ranuras
de tuberías y cañerías de acero, 841.2 de tubería mediante
detección de, 841.2.4(a) reparación
perforación direccional, 841.129 de líneas de servicio de plástico
de campo de, 84l.2.4(b)
en edificios, 849.4.2 (c) de líneas de servicio, disposiciones
en tuberías plásticas, reparaciones de campo de,
generales, 849 . 1 . 1 de líneas de servicio de acero, 849.2.2
842.3.5 Temperatura del suelo, 805. 2 . 2
en agujeros, acero, 849.2.2 (a)
dentro o debajo de edificios, 849.2 . 2 (b)
Manipulación, acarreo y tendido, 841 .2.5(a) Peligros, protección
Apéndice. F
Instrumento, control y tubería de muestra para controlar
presión de gas, 845.5
Unión por termofusión, 805 . yo 3(b) Sistemas de
Tubería de instrumentos, 803.5
distribución de alta presión, 803.3
Intención del Código, 802.2 Control de
contra, para tuberías de plástico, 842.2.6 Cabeceras, extruidas,
corrosión interna, 864
controlar la presión en, 845.2.4
Interpretaciones al Código, consultas relativas, App. O
presión de operación máxima permitida, 845.2.4(c) aumento
de la presión de operación máxima permitida más alta
articulaciones; verLongitud,804.5
presión, 857
hierro dúctil, 842 . 1 . yo
Titulares
en líneas de servicio de cobre, 849.5 . l (d)
tipo botella, 803.8, 844
tubo de plástico, 842.2.9
disposiciones generales, 844.5
en derechos de paso exclusivos, 844.3 (b)
Registros de fugas, en tuberías, 851.6 Términos de
disposiciones especiales, 844.4
investigación de fugas, App. M Estudio de fugas, en
tipo tubería, 803.8, 844
tuberías de distribución, 852 . 2 Longitud, 804.5
disposiciones generales, 844.5
en derechos de paso exclusivos, 844.3 (b) en
Dispositivos limitadores y de alivio, prueba de adecuada
derechos de paso no exclusivos, 844.1
capacidad y desempeño satisfactorio, 845.4.2
procedimientos para mantener en funcionamiento seguro
Eliminación de líquidos en estaciones compresoras, 843.3. yo (un)
condición, 853.2
equipo para, 843.3.l (b)
Estrés circular, 805.2.3
Ubicación
máximo permitido, 805.2.3 Hot
de edificios de compresores, 843 . 1 . 1
taps, 803 . 1
de válvulas
en tuberías de plástico, 842.3.6
sistema de distribución, 846.2.2
196
ASME 831.8-2022
transmisión, 846.2 . 1 Clase de ubicación,
Conjunto de conjunto de medidores, 803.6
Medidores y reguladores, clientes, 803.6, 848
805 . 1 . 1, 840.2 Resistencia hidrostática a largo
plazo, 805. 1.3 Sistemas de distribución de baja
instalación de, 848.4
presión, 803.3
ubicación para, 848 . 1 presión de
control de presión en, 845. 2.5 conversión a sistema
operación para, 848.2 protección
de alta presión, 845.2.6 presión operativa máxima
contra daños, 848.3 Sistemas
permitida, 845 . 2 . 5(c) Sistemas de GLP, 803. 1.9
misceláneos, 803.5 Regulador de
monitoreo, 803.6 Silenciadores
(silenciadores), 843.3.7(a)
requisitos de seguridad para, 856.1
Tubería termoplástica reforzada multicapa
(MRTPS), 842.5
odorización, 856.1
ventilación, 834.3.7(c) Tubería
diseño, 842.5.1
de aceite lubricante, 843.4.4
disposiciones generales, 842. 5 . l (a)
presión, 842. 5 . 1 (b)
Red, gas, 803.3
examen, inspección y prueba después de
Red eléctrica
construcción, 842.5.3
espacio libre entre la red y otros subterráneos
prueba de presión, 842.5.3 (a)
estructuras, tuberías de plástico, 842 .2.8
ubicación de las conexiones de la línea de servicio a, 849. 1.4
seguridad durante la prueba, 842. 5 .
Mantenimiento
3(d) requisitos de prueba, 842. 5 . 3(b)
enlaces, 842.5.3 (c)
estación compresora, 853 . 1
instalación, 842.5.2
materiales combustibles, almacenamiento de, 853 .
1 . 5 compresores y motores primarios, 853 . 1 . 1
especificaciones de construcción, 842.5.2 (a)
aislamiento de equipos, 853 . 1.4
prevención de la corrosión, 842.5.2 (h}
reparaciones de campo de defectos, 842.5.2 (g)
válvulas de alivio, inspección y prueba, 853 . 1 . 2
identificación, 842.5.2 (e)
tubería, 851
control de corrosión externa, 861
inserción en la carcasa, 842.5. 2 (t)
control de corrosión interna, 864
disposiciones de inspección y manipulación, 842.5.2 (b)
marcadores, 851 . 6
disposiciones de instalación, 842.5.2 (d)
patrullando, 851 .2
provisiones de desenrollado, 842. 5 . 2(c) Marcado
múltiple de materiales y componentes, 8 13,3
registros de fugas de tuberías, 851 .6
registros de corrosión, 860. l (e), 860.l (t)
Marcadores en tuberías, 85 1 . 7
Diámetro exterior nominal, 804.5
Marcado de materiales y equipos, 8 1 3 Marcado de
Espesor de pared nominal, 804.5
materiales o componentes, múltiple, 813 . 3
Odorización, 856. 1
Especificaciones de materiales aprobados para su uso bajo este
en sistemas de GLP, 856. 1
Código, aplicación. A
Materiales y equipos, 810
Offshore
calificación de, 8 1 1
Procedimientos de reparación hiperbárica y por encima del agua para
tuberías de acero, A851.4
Materiales para uso en climas fríos, 8 1 2 Esfuerzo
circular máximo permitido, 805.2.3 Presión
cargas accidentales, A803
operativa máxima permitida, 805.2.1 Presión de
tensión longitudinal admisible, A842 . 1 . 3
prueba máxima permitida, 805.2.1 Presión
cepas permitidas, A842.1.4
operativa máxima, 805.2 . 1
diseño alternativo para tensión, A842.2.3 límites
Metros, 803.6
alternativos de aceptación de defectos, A826.2.3
anclaje para tubería enterrada, A835
Diseño de instalaciones de medidores, 841.1.9(c), 841.1.9(d},
anclaje, A844.2.5
841 . 1 . 9(e), 841. 1 . 9 horas)
197
ASME 831.8-2022
corrosión atmosférica, A861.4
conexiones y puntos de control, A861.1.4
protección atmosférica, A861.2
instalaciones, A843.2
relleno, A844.2.4
interferencia, A861. 1 .7
procedimientos de reparación bajo el agua para tuberías de acero,
aislamiento, A861 . 1 . 3
A85 1,4 S
instalaciones de parada de emergencia, A843.3.3 (a)
efectos de voladura, ABS0.7 suelos del
recintos, A843 . 1 . 2
fondo, A841.25, A844.2.2 acoplamiento
cargas ambientales, A841.2.3 planos de
separable, A803 hebilla, A803
características esenciales, ABS0.3, ABS0.4
examen cuando se exponen, A860.2 (e)
pararrayos, A803
instalaciones existentes, A860.2
detector, A803
salidas, A843.1.3
pandeo, A842 . 1 . 1
expansión y flexibilidad, A832
requisitos de protección catódica, A862.1.2,
A862.1
extensión del examen, A826. 2 . 1
control externo de corrosión, A861
requisitos de revestimiento, A862. 1 . 1
presión hidrostática externa, A803
colapso, A842.1.2
instalaciones, A843.3.4
pandeo de columnas, A803
tubo flexible, A803, A842.1.8
tensión combinada, A842 .2.2 (c)
transmisión de gas, ABOO
compresor, diseño de estación, A843 . 1
términos y definiciones de transmisión de gas, A803
equipo de estación, A843.3
general, A82 1, A830.1, A864.1
estaciones, A843
información general, A80 1 disposiciones
condiciones para la reutilización y recalificación de tubería,
generales, A840.1, A847.1 tensión
A817
circunferencial, A842 . 2 .2 (a)
conectores, A803
soldadura hiperbárica, A803
control de la corrosión de tuberías en alta mar,
inspección y ensayos para control de calidad de soldaduras en
diseño A860 contra
sistemas de tuberías, A826. 2
pandeo y ovalización, A842 . 2 .4
inspección de soldaduras, A826
fatiga, A842.2.S
oleoductos en alta mar,
fractura, A842.2.6
procesos A820, A82 1. 2
rendimiento, A842.2.2 (b)
procedimiento de soldadura, A821.3
diseño y protección de conjuntos especiales,
A842.2. 10
fatiga de instalación, A842. 1 .S intento,
A802 . 2
condiciones, A841 . 1
control de corrosión interna,
consideraciones, A841
enlace A864, ABS0.4.3
cargas ambientales, A841 . 3 . 3
clasificaciones de carga, A841.3.1
factores para tuberías en alta mar, tuberías de plataforma,
cargas impuestas por equipos de construcción y
y tuberías ascendentes, Tabla A842.2.2-1
movimientos de buques, A841.2.4
diseño, instalación y prueba, A840
clase de ubicación, A854
diseño de
ubicación de las instalaciones del compresor, A843. 1 . 1
abrazaderas y soportes, A842 .2.7
tensión longitudinal, A842.2.2 (b)
conectores y bridas, A842.2.8
especificaciones de materiales, A8 14
tubería flexible, A842.2 . 11
estabilidad en el fondo, A844
protectores de tubería ascendente estructural, A842.2.9
procedimientos de operación y mantenimiento que afectan
condiciones de tormenta de diseño, A844.1
la seguridad de las instalaciones de transporte de gas, ABSO
programa educativo, ABS0.4.4
criterios operativos y de diseño, A842 . 2 . 1
eléctrico
consideraciones de diseño, A841 . 3
198
ASME 831.8-2022
cargas, A841.3.2
condiciónes de la prueba
operaciones, general, A850.1
medio, A847.3
colapso de tubería, A803
presión, A847.2
tubería, mantenimiento, A851
procedimiento, A847.4
prueba, A847
marcadores y letreros, A851.7
patrullaje, A85 1 . 2
para hebillas, A847.7
tuberías, A85 1.4
conexiones, A847.6
sistema de tuberías, A803
instalaciones de transmisión, excavación
componentes del sistema de tuberías,
de zanjas A850, A844.2.3
plataforma A83 1, A803
válvulas, A846
tubería de plataforma, A803
tubería de ventilación,
el alivio de presión y la limitación de presión requieren
A843.3.4(c) peso, A841 . 2 . 1
mentos para offshore
recubrimiento, A803
instalaciones de compresión, perfil
Procedimientos de operación y mantenimiento, 850
A843.3.4, A84l.2.2
características del plan,
hebilla de propagación, A803 tubo
850.3 requisitos, 850.2
de tracción, A803
Explotación, clasificación de lugares, 850 . l(b), Tabla
854.l (c)
elevador, A803
cualificación, de materiales y equipos, A8 1 1
Compañía operadora, 803. 1
Presión de operación
de procedimientos y soldadores,
registros A823, A847.5
máximo, 805 . 2 . 1 máximo
reparación de tubería flexible, A851.4.6 recalificación
permitido, 805 . 2 . 1
de sistemas de tuberías, A81 7.4 tensiones
máximo permisible para tuberías de acero o plástico o
red eléctrica, 845.2.2
residuales, A842 . l .7
mejora para un máximo permisible más alto, 857
intervalo de retorno, A803
reutilización de tubería de acero, A817. 1
Estrés operativo, 805.2.3
tubo ascendente o tubos instalados a través de un tubo de tracción,
Protección contra sobrepresiones, 805.2.1 Sobrepresiones,
protección contra accidentes, 845 . 1
A842 . yo 7
dispositivos de seguridad, A843.3.3
Invasión paralela, 803 . 1
alcance, A802 . 1, A82 1. 1, A860. 1
Patrullaje
e intención, A802
aproximaciones a la costa, A844.3
red de distribución, 852 . 1
aproximaciones a la costa, A840.2
tuberías, 851 . 2
Tubo, 804.4
falla de talud, A844.4
licuefacción del suelo, A803, A844.5
expandido en frío, 804.4
conjuntos especiales, A842 .l.6 zona
contenedor, 804.3
de salpicadura, A803
proceso de fabricación, 804.7.3
estabilidad contra olas y corrientes, A844.2
Tuberías, 803. 1
estándar de aceptabilidad, A826.2.2
quemaduras por arco, 841.2 .4(d}
eliminación de, 841.2.4(e) cables de
consideraciones de resistencia, A842
durante la instalación, A842 . 1
prueba eléctricos, acero, 861.1.4
durante operaciones, A842.2
investigación de fallas, 850.5
instalación, operaciones misceláneas en, 841.2.5
instalaciones sumergidas, A861. 1
relleno, 841.2. 5 (c)
peso sumergido, A844.2. 1
soportes y anclaje para tubería expuesta, A834
manipulación, transporte y tendido, 841.2.5(a) grifos
componentes del sistema y detalles de fabricación, A830
calientes, 841.2.6
199
ASME 831.8-2022
instalación en zanja, 841 .2.5(b)
Tubería, estación compresora, 843.4
pruebas de fugas para operar a menos de 100 psi, 841.3.5
gasolina, 843.4.1
pruebas de fugas para operar a 100 psi o más, 841 . 3 .4
Sistemas de tuberías, 803.2
sobre derechos de paso privados de transmisión eléctrica
Componentes del sistema de tuberías, 8 3 1
líneas, 845.3 (c), 850.6 (c)
derivaciones, soldadas, refuerzo de,
precauciones para evitar explosiones durante
8 3 1 .4
construcción, 841 . 2.7
requisitos generales, 83 1.4.1
revestimientos protectores para tuberías subterráneas,
requisitos especiales, 83 1.4.2
inspección del acero existente, 860.2 (e)
tubería enterrada, anclaje para, 835
acero nuevo, 861 . 1 . 1
en las curvas, 835.2
purga, 841 . 2 .7(e)
fuerzas en juntas de tubería, 835.4
reparación de, a niveles de tensión circunferencial iguales o superiores al 30 %
general, 835 . 1
smys,85 1 .4
interconexión de líneas subterráneas, 83 5.6
vigilancia de, 851 . 1
sujeción por fricción del suelo, 835 . 3
requisitos de prueba, 841.3
soportes para tubería enterrada, 835 .
a niveles de tensión circunferencial inferiores al 30 % del rendimiento,
5 cálculos de tensión combinada, 833 .4
841 . 3 .3, Tabla 841.3.3-1
expansión y flexibilidad, 832
a niveles de tensión circunferencial del 30 % o más del rendimiento,
cantidad de expansión, 832 . 2
841 . 3 .2, Tabla 841.3.2-1
requisitos de flexibilidad, 83 2 . 3
pruebas después de la construcción,
resortes en frío, 832 . 3(h)
841.3 pruebas, seguridad durante,
tuberias expuestas, soportes y anclajes para, 834
841.3.6 Tuberías y redes
unión de soportes o anclajes, 834.5 fuerzas
separación entre otras estructuras subterráneas,
en juntas de tubería, 834.4
841 . 1 . ll (c)
generales, 834.1
requisitos de cobertura
red eléctrica, 841.1. ll (a)
materiales, diseño e instalación, 834.3
tuberías, 841. 1 . ll (b)
provisión para expansión, 834.2
abolladuras, 841 . 2.4(c) gubias
salidas extruidas, 83 1,6
y ranuras
accesorios distintos de válvulas y bridas, 83 1,3
detección de, 841 . 2.4(a) reparación
derivaciones, 83 1.3.3
de campo de, 84l . 2 .4(b)
conexiones especiales fabricadas por soldadura,
83 1.3.5
requisitos de la superficie de la tubería para una tensión circunferencial del 20 %
accesorios especiales, 83 1 . 3 . 2
o más de rendimiento, 841 . 2.4
accesorios estándar, 83 1 . 3 . 1
protección contra los peligros, 841 . 1 . 10
requisitos para cubiertas debajo de vías férreas, alta
caminos, caminos o calles, 841. 1 . ll (d)
bridas, 83 1.2
montaje, 83 1 .2.4
acero
atornillado, 83 1 . 2 . 2
curvas, ingletes y codos, 841.2.3
tipos de bridas y revestimientos, 83 1 .
especificaciones de construcción,
2 . 1 juntas, 83 1.2.3
841.2.1 corrosión
múltiples aberturas, refuerzo de, 83 1.5
criterios externos, 861
dispositivos reductores de presión, 831 . 1 . 3
criterios internos, 864
válvulas, 831 . 1
disposiciones de inspección, 841.2.2
Plástico, 804.1
instalación de, 841.2
Accesorios de plástico, presión de diseño, 842 . 2 .4
juntas y conexiones
especificaciones de materiales, 814. 1 .2
reutilización de tubería de acero, 856.1
juntas adhesivas, 842.2.9(e)
Soporte tipo tubería, 803.8
disposiciones generales, 842.2.9(a)
200
ASME 831.8-2022
fusión por calor, 842.2.9(d} requisitos de
regulador de vigilancia, 803.6 protección
juntas, 842.2.9(b) juntas mecánicas, 842.
contra sobrepresión, 805.2.1 estación
2.9(e) juntas de cemento solvente,
limitadora de presión, 803.6 estación
842.2.9(c) materiales, calificación de, 8
reguladora de presión, 803.6 estación de
14.1.4 reutilización de, 8 17.3
alivio de presión, 803.6 diseño, 805 . 2 . 1
relación de dimensión estándar, Tabla 842.2.2-1 prueba
funcionamiento máximo permitido, 805 . 2 .
después de la construcción
1 prueba máxima permitida, 805 . 2 . 1
generales, 842.4.1
máximo operativo, 805.2.1
seguridad durante, 842.4.3
utilización normal; verPresión de servicio estándar,
805.2. 1
requisitos de prueba, 842.4.2
servicio estándar, 805.2.1 prueba,
conexiones, 842.4.1
stand-up, 805.2.1 instalaciones
Términos de plástico, 805. 1.3
de control de presión,
Tubería de plástico
diseño de, 841.1.9(c), 841 . 1 .9(f), 841 . 1 .9(g),
espacio libre entre la red y otros subterráneos
841.1.9(h}
estructuras, 842. 2 .8
Estaciones limitadoras y reguladoras de presión,
requisitos de cubierta y revestimiento en vías férreas,
mantenimiento de, 853.3
caminos, calles o carreteras, 842 .2.7
Requiere alivio de presión y limitación de presión
fórmula de diseño, 842. 2 . 1
mentos para equipos de estaciones compresoras,
diseño de, general, 842.2
843 .3.4
instalación de, 842.3
Estaciones limitadoras y de alivio de presión, requeridas
curvas, 842.3.4
capacidad, 845.4. 1
sucursales, 842.3.4
Prueba de presión, de pie, 805 . 2 . 1
especificaciones de construcción, 842. 3 . 1 gubias y
Derecho de paso privado, 803 . 1
ranuras, reparación de campo de, 842.3.5 manipulación,
Planta de producción, 803.5
842.3.2
Artículos patentados, 804.3, 811 . l (e), 8 1 1.2.4
grifos calientes, 842.3.6
Protección contra la acción galvánica en servicio de cobre
líneas, 849.5. yo
inserción de la carcasa, 842 . 3 . 3(e)
purga
inspección, 842 . 3 . 2
instalación, 842 .3.3
de tuberías y cañerías, 841 . 2 .7(e)
entierro directo, 842.3.3
tubería de plástico, 842 .3.7
(d} purga, 842.3.7
Regulador, 803.6
protección contra peligros, 842.2.6 diseño
termoplástico, limitación de, 842. 2 . 2 válvulas
monitoreo, 803.6
en, 842.2.5
servicio, 803.6
Dispositivos de alivio y limitación, diseño de, 845.3 Estación
Líneas de servicio de plástico, 849.4
conexiones a la red, 849.6.3
de alivio; verEstación de alivio de presión,803.6
diseño de, 849.41
Válvulas de alivio, inspección y prueba de, en compresor
estaciones, 853 . 1 . 2
instalación de, 849.4.2
dentro o debajo de edificios, 849.4.2 (c)
Procedimientos de reparación
diseño, 841 . 2.4
Precauciones para evitar explosiones durante
construcción, 849.2.7
operaciones, 85 1.4
Presión, 805.2. 1
Restricción por rozamiento del suelo, 835 . 3
control; verreguladores,803.6
Revisiones al Código, consultas sobre, App.0
doméstico, pequeño comercial e industrial
clientes, 845.2.7
Derechos de paso, exclusivos
soportes tipo botella en, 844.3
201
ASME 831.8-2022
aprobado para su uso bajo este Código, App. Una
soportes tipo tubería en, 844.3
prueba de presión de pie, 805.2. 1
Derechos de vía, privados, 803. 1
Estación
limitador de presión, 803.6
Seguridad
dispositivos para estaciones compresoras, 843. 3 . 3
regulador de presión, 803.6
durante las pruebas de tuberías y cañerías, 841 . 3 .6
liberador de presión, 803.6
Tubería de vapor, 843.4.6
durante las pruebas de tubería de plástico, 842.4.3 Tubería
Acero
de muestra, 803.5
Alcance del Código, 802. 1
aleación, 804.7.2
Tensión secundaria, 805.2.3
carbono, 804.7.1
Sellado de bóvedas, 847.3
Tubo de acero
Líneas de servicio, 849
reutilización de usado, 8 17 . 1
gasolina, 803.3
propiedades de flexión, 817 . 1 . 3 (b)
instalación de, 849 . 1 . 1
determinación del espesor de pared nominal,
8 17 . 1 . 3 c)
ubicación de las conexiones de la línea de servicio a la tubería principal,
prueba hidrostática, 817 . 1 . 3 (i)
849. 1 .4
ubicación de válvulas, 849.1.3
inspección de, 8 17 . 1 . 3 (a) junta,
plástico
longitudinal, 817. 1 . 3 (re) Svalor,
conexiones a la red eléctrica, 849.6.5
817 . 1 . 3 (h) defectos superficiales,
diseño de, 849.4. 1
8 1 7. 1 . 3 (f) soldabilidad, 817 . 1 . 3
instalación de, 849.4.2
(e)
dentro o debajo de edificios, 849.4.2 (c)
límite elástico, determinación de, 817 . 1 . 3 (g)
acero, 841.2
Válvula de cierre, 803.7
conexiones a la red, 849.6. 1
Campo de almacenamiento, 803 .
diseño de, 849 . 2 . 1
2 Fortaleza
instalación de, 849. 2 . 2 en perforaciones,
hidrostática a largo plazo, 805 . 1 . 3
849.2.2 (a) en edificios, 849.2.2 (b} prueba
tensión mínima especificada, 804.6
de, después de la construcción, 849.1.5
rendimiento mínimo especificado, 804.6
requisitos, 849.1. 5(b)
tensión, 804.6
rendimiento, 804.6
Estrés, 805.6
válvulas adecuadas para, 849. 1 . 2
combinado, 83 3.4
válvula, 803 . 7
Presión de servicio, estándar, 805.2 . 1
aro, 805.2.3
regulador de servicio, 803.6
máximo permitido, 805.2.3
Junta de cemento solvente, 805.1.3 Términos de gas
operativo, 805.2.3
amargo, 8803 (Cap. IX} Espaciamiento requerido
secundario, 805.2.3
para válvulas, 846.1 Especificación para equipo, 815
unidad; verEstrés,805.2.3 espesor
Especificación de materiales, 814 Alargamiento
de pared, nominal, 804.5
mínimo especificado, 804.6 Resistencia a la tracción
Corrosión por tensión y otros fenómenos, 867
mínima especificada, 804.6 Límite elástico mínimo
Soportes y anclajes para tuberías expuestas
especificado, 804.6 Relación de dimensión estándar,
apego de, 834.5
805 . 1 . 3 Presión de servicio estándar, 805.2 . 1
fuerzas en juntas de tubería, 834.4 materiales,
diseño e instalación, 834.3 provisión para
Normas y especificaciones, 801 . 1
expansión, 834.2
Soportes para tubería enterrada, 83 5,5
202
ASME 831.8-2022
transmisión, 846.2. 1
Encuestas, investigación de fugas, App. METRO
mantenimiento de, 853.4
Temperatura, 805.2.2
sistema de distribución, 853 .4.2
ambiente, 805.2.2
tubería, 853 .4. 1
tierra, 805.2 . 2 Resistencia
línea de servicio, 853 .4.3
a la tracción, 804.2 . 3
línea de servicio, 803.7
mínimo especificado, 804.6
espaciado, requerido, 846.1
Presión de prueba, máxima permitida, 805.2.1
espaciado, revisado, 854.4
Requisitos de prueba para tuberías, 841.3
parada, 803.7
apto para línea de servicio, 849. 1.2
a niveles de tensión circunferencial inferiores al 30 % del rendimiento,
841.3.3, Tabla 841.3.3-1
Bóvedas, 803.1, 847
a niveles de tensión circunferencial del 30 % o más del rendimiento,
accesibilidad, 847. 2
841.3.2, Tabla 841.3.2-1
drenaje e impermeabilización de, 847.4
Reparación de pruebas, 85 1,4
mantenimiento de, 853.5
Ensayos de soldadores, App.
sellado, ventilación y ventilación, 847.3
Termoplástico G, 804.1
requisitos de diseño estructural, 847.1
Diseño termoplástico, limitaciones de, 842.2.2
Ventilación
Tubería termoplástica, espesor de pared y estándar
de edificación en estaciones compresoras, 843 . 3 . 7(b) en
relación de dimensión, Tabla 842.2.2-1
sistemas de GLP, 843. 3 . 7
Plástico termoestable, 804.1
de bóvedas, 847.3
Diseño de plástico termoestable, limitaciones de, 842.2.3
Tubería de plástico termoestable, diámetro y pared
espesor de pared
espesor, Tabla 842.2.3-1
Formación y cualificación del personal, 807
hierro dúctil, determinación de, 842. 1 . l (a)
Instalaciones de transmisión, abandono de, 851 . 8
nominal, 804.5
Línea de transmisión, 803.2
Tubería de agua, 843.4.5
Sistema de transmisión, 803.2
Soldadores, cualificación para, 823
Transporte de gas, 803 . 1
Soldadura, 820
Transporte de tubería de línea, 816
soldaduras a tope, preparación para, 822 . 1
Unidad de estrés; verEstrés,805.2.3
información general, 82 1
Actualización, 805.2.4, 857
inspección y pruebas
soldaduras de filete, preparación para, 822 . 2
sistemas de tuberías con niveles de tensión circunferencial inferiores a
Presión de utilización, normal; verServicio estándar
presión,805.2 . 1
20% del límite elástico, 826,2
sistemas de tuberías con niveles de tensión circunferencial del 20 %
o más de límite elástico, 826.3
Válvulas, 803.7
en soportes tipo botella, 844.4(c)
hierro fundido, 83 1 . 1 . l (c)
precalentamiento, 824
cheque, 803 . 7
preparación para, 822
bordillo, 803.7
calificación de procedimientos y soldadores, 823;
hierro dúctil, 83 1 . 1 . yo (b)
sistemas de tuberías con tensión circunferencial inferior al 20 %
en estaciones compresoras, 83 1 . 1 . l (a), 843.4.l (a) en
del límite elástico, 823 . 1
tuberías principales de cobre, 842.6.l (b)
sistemas de tuberías con niveles de tensión circunferencial del 20 %
en líneas de servicio de cobre, 849.5 . l (b)
o más de límite elástico, 823 .2
ubicación de
registros, calificación, 823.4 requisitos de
sistema de distribución, 846.2.2
recalificación para soldadores, 823.3
línea de servicio, 849.1.3
203
ASME 831.8-2022
métodos, 825.7
variables que requieren calificación separada,
823 . 2 .3
temperatura, 825.6
soldadores, 823
términos, 82 1.7
soldaduras de sello, preparación, 822 . 3
componentes especiales fabricados por, 83 1.3.5
Límite elástico, 804,6
estándares de aceptabilidad, 82 1.4
mínimo especificado, 804.6
aliviar el estrés, 825
mínimo especificado para tubería de acero y hierro, App. D
equipo, 825 . 8
204
ISBN 978-0-79 1 8-7542-1
9780791875421
Yo llllllll 1111 11111 11111 11111 1111
OA 4 5 2 2