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