CURSO API 570.pdf

8/11/2019 CURSO API 570.pdf

1/72

API 570: Inspeccin, Reparacin, Alteracin e Integridad de Sistemas de Tuberas en Servicio.R4

Ing. Rubn E Rollino [email protected] `[email protected] , Pgina 1

AAPPII557700

digo De Inspeccin De Tuberas

IINNSSPPEECCCCIINN,,RREEPPAARRAACCIINN,,AALLTTEERRAACCIINN

EEIINNTTEEGGRRIIDDAADDDDEESSIISSTTEEMMAASSDDEE

TTUUBBEERRAASSEENNSSEERRVVIICCIIOO..


2/72



IINNDDIICCEEIntroduccin ........................................................................................................................................ 4

Seccin 1 Alcance:.................................................................................................................................. 41.1 Aplicacin General........................................................................................................................ 4Fluido de Servicio Categora D ........................................................................................................... 6

Seccin 2 referencias............................................................................................................................... 7Trminos utilizados:................................................................................................................................ 8Seccin 4 Organizacin de inspeccin del propietario: ........................................................................ 15Seccin 5 Prcticas de inspeccin, modos de falla y evaluacin: ......................................................... 18

Preparacin de los trabajos:............................................................................................................... 195.3 Inspeccin de tipos especficos de corrosin y fisuracin........................................................... 20

5.4 Tipos de inspeccin y Vigilancia ................................................................................................ 295.5 Localizaciones para Medicin de Espesores (TML)................................................................ 315.6 Mtodos de medicin de espesores.......................................................................................... 345.7 Ensayo de Presin.................................................................................................................... 355.8 Trazabilidad de materiales. ...................................................................................................... 375.9 Inspeccin de Vlvulas ............................................................................................................ 375.10 Inspeccin de soldaduras en servicio................................................................................... 385.11 Inspeccin de uniones bridadas. .......................................................................................... 40

Seccin 6 Frecuencia y extensin de Inspeccin. ................................................................................. 416. 2 Clases de Servicio de tuberas .................................................................................................... 426.3 Intervalos de inspeccin. ............................................................................................................. 436.4 Extensin de Inspeccin Visual Externa y CUI .......................................................................... 44

6.5 Alcance de inspeccin................................................................................................................. 456.6 Alcance de inspeccin en tuberas auxiliares, de dimetro pequeo y uniones roscadas............ 46Seccin 7 Registro, Anlisis y Evaluacin de datos de inspeccin....................................................... 50

7.1.1 Clculo de Vida Remanente..................................................................................................... 507.1.2 Sistemas Nuevos o con cambios en el Servicio........................................................................ 517.1.3 Sistemas existentes................................................................................................................... 517.2 MAWP. ....................................................................................................................................... 527.3 Determinacin del espesor de retiro............................................................................................ 547.4 Evaluacin de hallazgos de inspeccin. ...................................................................................... 547.5 Stress Anlisis de sistemas de tuberas....................................................................................... 557.6 Registros...................................................................................................................................... 56

Seccin 8 Reparaciones, y Alteraciones y Rerating:............................................................................. 58

8.1 Reparaciones y Alteraciones. ...................................................................................................... 588.1.3 Reparaciones por Soldadura..................................................................................................... 598.1.4 Reparaciones no soldadas......................................................................................................... 608.2 Soldadura y hot tapping............................................................................................................... 608.2.1 y 2 Precalentamiento y PWHT................................................................................................. 618.2.3 Diseo....................................................................................................................................... 628.2.4 Materiales. ................................................................................................................................ 638.2.5 END.......................................................................................................................................... 638.2.6 Ensayo de Presin. ................................................................................................................... 648.3 Re-rating...................................................................................................................................... 64

Seccin 9 Inspeccin de Tuberas enterradas........................................................................................ 68


3/72



9.1 Tipos y Mtodos de Inspeccin................................................................................................... 68Mtodos de inspeccin. ................................................................................................................. 699.2 Frecuencias de Inspeccin........................................................................................................... 699.3 Reparacin de tuberas enterradas............................................................................................... 719.4 Registros..................................................................................................................................... 72


4/72



IInnttrroodduucccciinn

API-570 "Cdigo de inspeccin de sistemas de tuberas a presin en servicio": cubreprocedimientos de Inspeccin, Rateo, Reparacin y Alteracin de sistemas de tuberasmetlicos que han sido puesto en servicio.

Como otros Cdigos, cada nueva edicin o adenda se convierte en obligatoria seismeses despus de su publicacin.

GENERAL

Este Cdigo contiene las siguientes secciones:

Alcance

Referencias

Alcance

Definiciones

Organizacin de inspeccin del propietario.

Prcticas de inspeccin.Frecuencias y extensin de inspeccin.

Registro, anlisis y evaluacin de los datos de inspeccin.

Reparaciones, Alteraciones y Re-rating.

Inspeccin de tuberas enterradas.

Apndices.

SSeecccciinn11AAllccaannccee::

11..11AApplliiccaacciinnGGeenneerraall

API 570 fue desarrollada para la industria de proceso qumico y refinacin de petrleo,pero puede ser aplicada a cualquier sistema de tubera si se considera conveniente.

La aplicacin del Cdigo est restringida a organizaciones que tienen acceso aorganizaciones que emplean o tienen acceso a una Organizacin de Inspeccin

Autorizada como se define en la seccin 3.

El uso de este Cdigo est restringido a Organizaciones que emplean o tienen accesoa personal de ingeniera e inspeccin que estn tcnicamente calificados para


5/72



mantener, inspeccionar, reparar, alterar y/o re-ratear Tuberas a presin. (Excepcionessegn 1.2)

Los Inspectores de Tuberas a presin, deben estar calificados de acuerdo a loindicado en este Cdigo.

API 570 no debe utilizarse en reemplazo del Cdigo de construccin antes de poner enservicio al sistema, ni si existe conflicto con requerimientos jurisdiccionales.

Servicios incluidos

Excepto excepciones especficas del Cdigo aplica a sistemas de tuberas para fluidosde proceso, hidrocarburos, y fluidos de servicio similarmente inflamables o txicos,tales como los siguientes:

o Qumicos en bruto, intermedios y terminados;

o Productos del petrleo, en bruto, intermedios y terminados;

o Lneas catalticas;

o Hidrgeno, gas combustible, gas natural y sistema de gas de flama;

o Agua de desagotes y aguas con lmites de contaminantes por encima de lopermitido por los requerimientos jurisdiccionles;

o Qumicos peligrosos con lmites de contaminantes por encima de lo permitidopor los requerimientos jurisdiccionles;

Sistemas excluidos y opcionales.

Los siguientes servicios y clases de sistemas de tuberas estn excluidos del alcancede API 570 pero pueden ser incluidos si el propietario/usuario lo consideraconveniente.

a) Fluidos

o Productos peligrosos con lmites de contaminantes por debajo de lopermitido por los requerimientos jurisdiccionles;

o Agua, incluyendo sistemas contra incendio, vapor, condensado, agua deenfriamiento de calderas y sistemas clasificados como categora D en

ASME B31.3.


6/72



FFlluuiiddooddeeSSeerrvviicciiooCCaatteeggoorraaDD

Un fluido de servicio en el cual todas las siguientes condiciones aplican:

El fluido manejado no es inflamable, no es txico, y no daa los tejidos humanos;

La presin de diseo manomtrica no excede 150 psi; y

La temperatura de diseo esta entre -200F (-290C) y 3660F (1860C).

b. Clases de Sistemas de Tuberas excluidas u opcionales.

o Sistemas de tuberas sobre estructuras mviles cubiertas por requerimientosjurisdiccionales, incluyendo sistemas sobre camiones, buques, barcazas,etc.

o Sistemas de tuberas que son parte integral de equipos rotativos oalternativos, tales como bombas, compresores, turbinas, generadores ycilindros hidrulicos o neumticos donde las condiciones de diseo primariasestn basadas en los esfuerzos debidos al funcionamiento.

o Tubera interna de calentadores y calderas.

o Tuberas a presin, calentadores, hornos, intercambiadores,

o Plomera, servicios sanitarios y alcantarillas.

o Tubera con dimetro externo que no supere NPS

o Tuberas no metlicas, polmeros y tuberas revestidas en vidrio.

1.3 Aptitud para el servicio.

Este Cdigo reconoce los conceptos para evaluacin de degradacin en servicio decomponentes que retienen presin.

API 579 provee procedimientos detallados para la evaluacin de mecanismos dedegradacin especficos que se citan en este Cdigo.


7/72



SSeecccciinn22rreeffeerreenncciiaass

Incluye referencias a otras normas, Cdigos y especificaciones. Las siguientes sonejemplos de ellas.

API 510 Cdigo de Inspeccin de Recipientes a Presin.

API RP-574 Inspeccin de tubera

API RP-578 Programa de verificacin de materiales para sistemas nuevas yexistentes.

API RP 579 Aptitud para el Servicio API RP 651 Proteccin catdica para tanques de almacenaje de petrleo sobre

nivel.

API Publ 2201 Hot taps de equipos en servicio

API 750 Gestin de peligros de sistemas.

Std 598 Inspeccin y ensayos de vlvulas.

Guas de inspeccin de equipos de refinera (captulo II): Reemplazada por API 571

ASME B31.3

ASME BPVC Seccin VIII Div 1 y 2. Seccin IX. ASME B16.34 Vlvulas con extremos roscados para bridar y soldar.

ASME B31.G Manual para determinar resistencia de tubos corrodos.

NACE RP 0169 Control de corrosin de tuberas enterradas y sumergidas.

NACE MR 0170 Proteccin de aceros inoxidables austenticos de fisuracin porcorrosin bajo tensiones (Plolythionic acid) durante parada y arranque de equiposde refinera.

NACE RP 0274 Inspeccin por alto voltaje de revestimientos de tuberas.

NACE MR 0275 Aplicacin de revestimientos orgnicos a tuberas enterradas.

ASNT Requerimientos para calificacin y certificacin de personal de END.

ASTM G 57. Mtodo de medicin en campo de resistividad del suelo.


8/72



Seccin 3 incluye definiciones de trminos, dentro de los que se incluyen reparaciny alteracin.

TTrrmmiinnoossuuttiilliizzaaddooss::

Agencia de Inspeccin AutorizadaAlguna de las siguientes organizaciones puede emplear a un inspector autorizado.

Jurisdiccin.Compaas de Seguro autorizada o licenciada que emite plizas de tuberas.

La organizacin del operador que mantiene una organizacin de inspeccin solo parasus instalaciones.Una organizacin o individuo independiente bajo contrato con el operador.

Alteracin es un cambio fsico o rerating de un componente que tiene implicanciasobre el diseo y capacidad de retencin de presin ms all de lo indicado en elData Report

No se considera alteracin el reemplazo de una parte por otra similar (duplicado) elagregado de conexiones iguales a las existentes en la misma zona y el agregado deconexiones que no requieren refuerzo.

Aptitud para el servicio

Metodologa por medio de la cual los defectos y condiciones de una estructura son evaluadospara determinar la integridad de un equipo para continuar en servicio.

Cdigo de Construccin

El Cdigo o Estndar con que fue construido originalmente la tubera ( Ej. ASME, B31.3)

Cdigo de Inspeccin

Nombre resumido para mencionar a API 570

CUI Corrosion Under Insulation

Corrosin bajo aislacin (incluyendo corrosin bajo tensiones)


9/72



DefectoImperfeccin de magnitud o tipo que excede los lmites de aceptacin.

Deposic in Controlada de Soldadura

Tcnica para obtener tamao refinado de grano controlado y revenido de la Zona Afectadapor el Calor de las pasadas anteriores y material base.

(Ejemplo pasada de revenido y tcnica de media pasada)

END

Ensayo/Examinacin No Destructivo/a.

En Servicio

Refiere a sistemas de tuberas que han sido puestos en operacin.

Evaluacin de defectos refiere a la evaluacin de si los defectos detectadosdurante la inspeccin son aceptables o no.

Examinador

Una persona que asiste al Inspector para realizar END en componentes del sistema detubera, pero que no evala los resultados de acuerdo a API 570 a menos que estespecficamente entrenado y autorizado por el propietario o usuario.

Fragilizacin

Prdida de ductilidad y tenacidad que se da en aceros de aja aleacin susceptiblescomo los 1.25 y 2.25Cr debido a exposicin prolongada a alta temperatura (700F a1070F) ( 370C a 575C)

Imperfeccin

Discontinuidad detectada durante una inspeccin o examinacin, sujeta a criterios deaceptacin.

Indicacin

Una respuesta o evidencia resultante de la aplicacin de una tcnica de END.


10/72



Ingeniero de Tuberas a presinUna o ms personas de una organizacin aceptable para el propietario/operador, conconocimientos y experiencia en disciplinas de ingeniera asociadas con la evaluacinde materiales y caractersticas mecnicas que afectan la integridad y disponibilidad detanques. Puede actuar mediante consultora con otros especialistas de forma de cubrirel espectro completo.

Inspeccin Las reglas referidas a inspeccin son aquellas que dictan frecuenciasmnimas de inspeccin y su alcance y los mtodos de inspeccin y evaluacin deresultados.

Inspector Autorizado de Tuberas a presin

Un empleado de una Agencia de Inspeccin Autorizada calificado y certificado para realizarinspecciones de acuerdo a este Cdigo.

Inspector del Propietario/Usuario

Inspector empleado por el fabricante que ha calificado bajo olas previsiones de la seccin 4 yapndice A de API 570 o de acuerdo a A2 y cumple con los requerimientos jurisdiccionales.

Material aleado

Material que contiene elementos de aleacin como Cr, Ni o Mo que sonintencionalmente agregados para mejorar las propiedades mecnicas o resistencia a lacorrosin.

Mxima Presin de Trabajo Admisible: MAWP

Es la mxima presin interior permitida en el sistema de tubera para permitir continuaren servicio en la condicin ms severa de coincidencia de presin interna o externa ytemperatura. Tiene el mismo significado que presin de diseo en ASME B31.3 y estsujeta a las mismas tolerancias de variacin de temperatura o presin o ambos

Mnimo espesor requerido para el cuerpo

Espesor requerido para cada parte del cuerpo. Calculado en base a Presin, Temperatura yotras cargas.


11/72



MTExaminacin por Partculas Magnetizables.

NPS

Nominal Pipe Size

On Stream

Tubera que contiene cantidades de fluido de proceso.

On Stream Inspection

Inspeccin utilizada para determinar la aptitud para continuar en servicio.

El sistema puede estar o no en servicio mientras se realiza la inspeccin. Se aplicanprocedimientos de END. Inspeccin realizada esencialmente desde el exterior de latubera.

Organizacin de Reparacin

Aplica a alguno de lo siguiente:

Poseedor de estampa ASME aplicable.

propietario o usuario que repara sus propios Tuberas a presin de acuerdo aeste Cdigo de inspeccin.

Un contratista que posee calificaciones aceptables para el propietario o usuarioy repara Tuberas a presin de acuerdo a este Cdigo de inspeccin.

Una Organizacin o individuo autorizado por una Jurisdiccin legal

Positive Material Identification: PMI

Una evaluacin fsica o ensayo del material que ha sido o ser puesto en servicio paraest de acuerdo con el especificado. Puede basarse en informacin cualitativa ocuantitativa.

Programa de Verificacin de Materiales

Procedimiento documentado de Aseguramiento de Calidad para evaluar laconformidad de los materiales aleados con los especificados por el propietario/Usuario.


12/72



Punto de detencinPunto en el proceso de reparacin alteracin a partir del cual los trabajos no puedencontinuar hasta que se realice una inspeccin.

Punto de ensayo

Area definida por un crculo de no ms de 2in (50mm de dimetro para tubos detamao no mayor a NPS 10 y dimetro de no ms de 3in (75mm) para lneas mayores.Los espesores medidos dentro de estas reas pueden ser promediados. El punto deensayo debe estar dentro de Localizaciones de Medicin de Espesores TML)

Punto de inyeccin

Localizacin donde una pequea cantidad de materiales es inyectada dentro de lacorriente del proceso, para control qumico u otras variables del proceso. (No incluyelocalizaciones donde las corrientes de dos procesos se mezclan)

PT

Examinacin por Lquidos Penetrantes.

PWHT

Tratamiento Trmico Posterior a la Soldadura-

Ramas muertas

Partes de sistemas que normalmente no tienen circulacin significativa de fluido.

Reparacin

Es una actividad realizada para restaurar una tubera degradada de forma tal de devolverle sucapacidad de acuerdo al diseo original.

Reparacin Temporaria

Reparacin efectuada para restaurar suficiente integridad para operar en forma segura hastaque una reparacin definitiva pueda ser programada y realizada. El plazo debe ser aceptadopor el inspector o ingeniero en tuberas.


13/72



Rerating Un cambio en el rango de temperatura, MAWP o ambos.

RT

Examinacin Radiogrfica

Temperatura de diseo

La temperatura para la cual junto con la presin coincidente se requiere el espesor

ms grande o rating ms alto. Es el mismo concepto definido en ASME B31.3 y otrassecciones y est sujeta a las mismas tolerancias de variacin de temperatura o presino ambos. Diferentes componentes del sistema pueden tener diferente temperatura dediseo.

TML

Localizaciones de Medicin de Espesores: Areas definidas en los sistemas de tuberasdonde peridicamente se realizan inspecciones y mediciones de espesor.

Tubera auxiliarTubera de instrumentos y equipamiento, tpicamente de pequeo dimetro y quepuede ser aislada de la tubera principal.

Tubera de Proceso Primario

Tubera que en proceso normal activo no puede ser aislada por vlvulas porque podra afectarsignificativamente el proceso de la unidad.

Vlvulas de retencin crticas

Vlvulas que pueden ser identificadas como crticas para la seguridad del proceso yque requieren de un funcionamiento confiable con el fin de evitar potenciales eventospeligrosos.

UT

Examinacin por Ultrasonido.


14/72



WFMTExaminacin por Partculas Magnetizables Fluorescentes Hmedas.


15/72



SSeecccciinn44OOrrggaanniizzaacciinnddeeiinnssppeecccciinnddeellpprrooppiieettaarriioo::

El Propietario/ Usuario debe ejercer control sobre:

Programa de inspeccin de Tuberas a presin;

Frecuencias de inspeccin;

Mantenimiento.

El Propietario/ Usuario es responsable por la funcin de una Agencia Autorizada deInspeccin.

La Organizacin de Inspeccin del Propietario debe controlar las actividades referidasa:

Inspeccin de mantenimiento;

Re-rating;

Reparacin y

Alteracin.

Responsabil idades de la Organizacin del Propietario/Usuario:

Es responsable por:Desarrollar, Implementar, Ejecutar y Evaluar el Sistema y procedimientos deinspeccin de tuberas de acuerdo a este Cdigo.

El Sistema y Procedimientos deben estar documentados en un Manual de Inspeccinde Garanta de Calidad y debe contener:

Organizacin y registros.

Documentacin y registros de resultados de inspeccin y ensayos;

Acciones correctivas;

Auditorias internas;


16/72



Revisin y aprobacin de planos, clculos y diseo de reparaciones,alteraciones y rerating;

Asegurar que todos los requisitos jurisdiccionales, estn contenidos;

Informacin al Inspector Autorizado de todo cambio de proceso que puedaafectar a la integridad de la tubera

Requerimientos de entrenamiento de personal referidos a herramientas,tcnicas y conocimientos de inspeccin;

Controles para asegurar que solo soldadores y procedimientos calificados seanutilizados,

Controles para asegurar que solo materiales de acuerdo a los requisitos del

Cdigo sean utilizados,

Control de equipos de medicin y ensayos;

Control para asegurar que las organizaciones de inspeccin, reparacin oalteracin, cumplen los mismos requerimientos que la organizacin delpropietario/usuario.

Requerimientos de auditora interna para el sistema de control de calidad dedispositivos de alivio de presin.

Ingeniero en TuberasEs responsable ante el Propietario/Usuario por las actividades relacionadas con eldiseo, revisin de ingeniera, anlisis o evaluacin de tuberas cubiertas por API 570.

Inspector Autorizado de Tuberas a presin

Es responsable ante el Propietario/Usuario por asegurar que los requerimientos deinspeccin, examinacin y ensayos de API 570 son cumplidos.

Debe tener educacin y experiencia de acuerdo al Apndice A y estar certificado porAPI.

Organizacin de reparacin.

Es responsable ante el Propietario/Usuario por asegurar que se emplean materiales,equipamiento, control de calidad y tcnicas para mantener y reparar Sistemas detuberas a Presin de acuerdo a los requerimientos de API 570.


17/72



Otro Personal.Personal de Operacin y Mantenimiento u otro personal con conocimientos yexperiencia en sistemas en particular, es responsable por alertar al inspectorautorizado o ingeniero en tuberas de cualquier condicin anormal y por proveerasistencia cuando es requerido.


18/72



SSeecccciinn55PPrrccttiiccaassddeeiinnssppeecccciinn,,mmooddoossddeeffaallllaayyeevvaalluuaacciinn::

5.1 Inspeccin Basada en Riesgo

Identificar y evaluar los mecanismos de deterioro son pasos importantes en laevaluacin de la probabilidad de que una tubera falle.

Sin embargo tcticas de ajuste de las inspecciones y estrategias que evalen laconsecuencia de una falla deberan tambin ser consideradas.

La combinacin de las probabilidades de fallas con sus consecuencias es un elementobsico de la Inspeccin Basada en Riesgo (RBI)

RBI es un mtodo relativamente nuevo para calcular perodos de inspeccin ybasando la extensin de la inspeccin en el riesgo asociado de cada tem retenedor depresin. Cuando se aplica este mtodo debe realizarse una evaluacin sistemtica deambos componentes: Probabilidad y Consecuencia (Ver API 580)

Un gran trabajo ha sido realizado en esta rea y este mtodo es utilizado en un grannmero de industrias.

Bsicamente el riesgo puede definirse como el producto matemtico entre laprobabilidad de que un incidente ocurra y la consecuencia que tendra en caso deocurrir.

RIESGO= Probabilidad de falla * Consecuencia de la falla.

La probabilidad de la falla, est basada en la identificacin y evaluacin de los distintos

mecanismos potenciales de degradacin.

La consecuencia de la falla, est basada en la seguridad de las personas y efectoseconmicos.

Debe evaluarse la probabilidad y la consecuencia referidas a todos los mecanismos dedeterioro que razonablemente se puedan presentar.

Ejemplos de estos mecanismos de deterioro son las prdidas de espesor, cualquiertipo de fisuracin incluyendo las inducidas por hidrgeno y la fisuracin por corrosin


19/72



bajo tensiones (interior o exterior) y otras formas de corrosin o deterioro mecnicocomo ser fatiga, creep, etc.

En esta evaluacin tambin debe incluirse la eficacia de las tcnicas y equipos deinspeccin utilizadas.

En una evaluacin de acuerdo a API 580 tambin debera incluirse la aptitud de losmateriales para el servicio, diseo de las tuberas, si el cdigo de construccin esadecuado, efectividad de los programas de monitoreo de corrosin y la calidad de losprogramas de mantenimiento e inspeccin.

En la evaluacin de consecuencias debera incluirse los potenciales efectos dederrame o escape de fluidos incluyendo fuego, explosin, exposicin txica, impacto

ambiental, otros aspectos relacionados con la salud, etc.Es esencial que la evaluacin sea documentada.

Una vez que se ha realizado una efectiva RBI, los resultados pueden ser utilizadospara establecer una estrategia de inspeccin de la tubera y especficamentedeterminar:

Los ms apropiados mtodos, tcnicas, equipamiento y alcance de inspeccin aaplicar en funcin de los mecanismos de deterioro esperados.

Las frecuencias apropiadas para inspeccin, externa y on stream

La conveniencia de realizar ensayo de presin luego de la ocurrencia deincidentes o luego de completar reparaciones.

Las acciones preventivas y de mitigacin para disminuir la probabilidad y/oconsecuencia de falla de la tubera.

RBI puede ser tambin utilizado para un eventual aumento del lmite de 10 aos entreinspecciones interna u on stream (6.4) o el perodo entre inspecciones externas (6.3).

Cuando se lo utiliza para aumentar el lmite de 10 aos esto debe ser revisado yaprobado por un ingeniero en tuberas a presin y un inspector autorizado en periodosde 10 aos o menos.

PPrreeppaarraacciinnddeelloossttrraabbaajjooss::

Teniendo en cuenta los fluidos manejados, deben adoptarse las precauciones deseguridad necesarias fundamentalmente previo a la apertura del sistema parainspeccin interior y antes de alguna inspeccin externa.


20/72



Procedimientos para segregar sistemas de tuberas, colocar placas ciegas y examinarhermeticidad deberan ser parte de las prcticas de seguridad

En general la seccin de tubera a ser abierta, deberas estar aislada de las fuentesde lquido, gas o vapores peligrosos y ser drenada y purgada para eliminar residuospeligrosos o que afecten los resultados de la inspeccin.

Antes de comenzar los trabajos el personal que va a realizar los trabajos deberaobtener permiso del personal responsable de la operacin.

Deben utilizarse los elementos de proteccin de ojos y otras partes del cuerpo quesean necesarios.

El equipamiento utilizado debe satisfacer los requerimientos aplicables al tipo deatmsfera en que sern utilizados.

En general los inspectores deberan estar familiarizados con los resultados deinspecciones y reparaciones previas, antes de realizar las inspecciones requeridas por

API 570. API 574 provee recomendaciones suplementarias.

Una descripcin general de las verificaciones a realizar se encuentra en el apndice Dde API 570.

55..33IInnssppeecccciinnddeettiippoosseessppeeccffiiccoossddeeccoorrrroossiinnyyffiissuurraacciinn..

Cada Propietario/Usuario debe prestar especfica atencin a la necesidad deinspeccin de sistemas de tuberas susceptibles a los siguientes tipos de deterioro ypertenecientes a las siguientes ubicaciones:

o Puntos de inyeccin.

o Ramas muertas.

o Corrosin bajo aislacin.(CUI)

o Interfases Slidos-Aire (S/A)

o Servicios Especficos y corrosin localizada.

o Corrosin y Erosin/Corrosin.

o Fisuracin debida e efectos del ambiente.

o Corrosin bajo revestimientos y depsitos.

o Fisuracin por fatiga.

o Fisuracin por termo fluencia.

o Fractura frgil.

o Daos por congelamiento.


21/72



Para otras reas de atencin ver IRE capitulo II (API RP 571) y API RP 574 captulo 6.

Puntos de inyeccin:

Algunas veces sometidas a corrosin acelerada entre ciclos de operacin normal yanormal. Pueden ser tratados como sectores de inspeccin separada y serinspeccionados a fondo intervalos regulares.

La zona de inspeccin recomendada incluye 12in (300mm) 3 dimetros de tuboaguas arriba de la boquilla de inyeccin (el mayor). El lmite aguas abajo es el segundo

cambio de direccin desde el punto de inyeccin o 25 pies (7,6mts) desde el primercambio de direccin (El menor). En ocasiones puede resultar conveniente extender elcircuito de inyeccin hasta el prximo equipo de presin.

Adicionalmente hay que establecer TML en los accesorios apropiados, puntos deimpacto del fluido inyectado, lmites anterior y posterior del circuito de inyeccin ypuede ser conveniente establecer puntos intermedios en circuitos largos.

Adems debe realizarse una inspeccin ms exhaustiva en la zona de 12in (300mm)aguas arriba y 10 dimetros de tubo aguas abajo del punto de inyeccin.

Ramas muertas:

La velocidad de corrosin de estas zonas puede variar sensiblemente respecto deltubo activo lindero.

El inspector debera monitorear los espesores de .las ramas muertas seleccionadasincluyendo ambos extremos el que conecta al tubo activo y el opuesto que puedecontener fluido estancado.

En tuberas de trabajan a temperaturas elevadas, los puntos altos debidos a lascorrientes convectivas que se dan en la rama muerta.


22/72



Debera considerarse la eliminacin de las ramas muertas que no se utilizarn enfuturos procesos.

Corrosin bajo aislacin (CUI)

La inspeccin externa debera incluir la revisin de la integridad de la aislacin en loreferido a condiciones que puedan derivar en corrosin bajo aislacin (CUI) y signosde que esta haya comenzado.

Fuentes de corrosin pueden ser lluvia, prdidas de agua, condensacin, etc. La formams comn es corrosin localizada en aceros al carbono y fisuracin por corrosinbajo tensiones por cloruros en aceros inoxidables austeniticos.

Esta seccin provee lineamientos para identificar potenciales reas de inspeccin. Laextensin de estas reas puede variar en funcin del clima local, temperatura,localizacin marina. En reas fras y secas puede no producirse este fenmeno.

Sistemas aislados susceptibles a CUI.

o Areas expuestas a niebla por roco de torres de enfriamiento.

o Areas expuestas a venteos de vapor.

o Sistemas expuestos a inundacin.

o Areas sujetas a derrames, ingreso de humedad y vapores cidos.

o Sistemas de acero al carbono, incluyendo aquellos aislados para proteccin delpersonal que operan a temperaturas entre 25F (-4C) y 250F (120C) puedenser agresivos cuando las temperaturas de operacin causan condensacin y re-evaporacin continua de la humedad ambiental.

o Sistemas que operan a temperaturas superiores a 250F (120C) pero enservicio intermitente.

o Tuberas de acero inoxidable austentico que operan a temperaturas entre(150F y 400F) (65C y 204C) (Estos sistemas son propensos a fisuracin porcorrosin bajo tensiones debidas a cloruros)

o Ramas muertas, soportes y fijaciones que sobresalen de la aislacin y operan adistinta temperatura que la lnea activa.

o Sistemas de tuberas que vibran y producen dao a la aislacin.

o Sistemas con pintura o revestimientos daados.


23/72



Localizaciones comunes en s istemas susceptibles a CUI.o Areas de sistemas listados arriba pueden tener reas ms susceptibles a CUI.

Penetraciones a la aislacin.

Soportes colgantes y otros tipos de soportes.

Ramas muertas (venteos, drenajes y sistemas similares)

Vlvulas y accesorios. (aislacin de perfil irregular)

Zapatas roscadas.

o Terminacin de aislacin en bridas y otros componentes.

o Aislacin daada o faltante.

o Uniones de proteccin metlica de la aislacin, ubicadas en la parte superior oselladas en forma inapropiada.

o Puntos bajos.

o Bridas y tornillos en aceros al carbono y baja aleacin.

o Puntos donde parte de la aislacin ha sido quitada para medicin de espesoresu otra inspeccin.

Interfases Suelo-Aire.

Esta interfase en sistemas enterrados sin proteccin catdica adecuada deberincluirse dentro de las inspecciones externas peridicas programadas.

Debera verificarse daos en revestimientos, tubos descubiertos y profundidad depicaduras.

Si se observa corrosin significativa debera efectuarse una medicin de espesoresms extensiva y podra ser necesario efectuar excavaciones para determinar si lacorrosin est limitada a la interfase suelo-aire o es ms extensa.

Las mediciones de espesor pueden dejar expuesto el metal del tubo y acelerar lacorrosin si la pintura o revestimiento no son rpida y adecuadamente repuestos.

Si el sistema tiene una adecuada proteccin catdica y esta es monitoreado deacuerdo a lo indicado en la seccin 9 una excavacin puede ser requerida solamentesi se detectan daos en pinturas o revestimientos.

Si la tubera no est pintada ni revestida debera considerarse realizar una excavacinde 6 a 12 in (150 a 300mm) de profundidad para evaluar la situacin.


24/72



En las interfases concreto-aire y asfalto-aire de sistemas no protegidos con sistemasde proteccin catdica, el inspector debera revisar las zonas de sello para verificareventuales daos que permitan el ingreso de humedad. Si esto se da en sistemas detuberas con ms de 10 aos de antigedad, debera realizarse una inspeccin antesde efectuar el resellado.

Corrosin localizada y servicios especficos.

Un programa de inspeccin efectivo incluye los siguientes tres elementos, los queayudan a detectar las zonas con dao potencial y ubicar eficientemente los TML.

o Un inspector con conocimientos del servicio y donde puede producirse lacorrosin.

o Uso extensivo de examinacin no destructiva.

o Comunicacin por parte del personal de operacin de condiciones anormalesque puedan afectar la velocidad de corrosin.

Unos pocos ejemplos de donde este tipo de corrosin puede ocurrir son los siguientes:

o Zonas aguas debajo de puntos de inyeccin y aguas arriba de separadores de

productos.o Puntos de roco en corrientes de condensado.

o Contacto no previsto de cidos o custicos con sistemas no aleados o custicoscon sistemas de acero sin tratamiento trmico.

o Areas turbulentas y fase mezcla en fluidos cidos.

o Mezcla de grados de aceros al carbono en servicio de petrleo corrosivo a altatemperatura (450F (230C)) y contenido de sulfuro mayor a 0.5% en peso.Nota: Aceros no calmados al Si como por ejemplo SA53 y API5L puedencorroerse a velocidades ms altas que los calmados al Si , por ejemplo A106

especialmente en atmsfera con sulfidrico a alta temperatura.o Corrosin bajo depsitos de barros, soluciones cristalizadas o coke.

Erosin y Corrosin/Erosin.

Erosin puede ser definida como la eliminacin de material de la superficie debido anumerosos impactos individuales de partculas slidas o lquidas.

Puede caracterizarse por entallas, ranuras, agujeros redondeados, ondulacinsuperficial, valles, etc.


25/72



Normalmente ocurre en zonas con flujo turbulento tales como donde se producecambios de direccin o aguas abajo de vlvulas donde se produce vaporizacin.

El dao puede ser incrementado en corrientes con grandes cantidades de slidos olquidos fluyendo a gran velocidad.

Una combinacin de corrosin/erosin aumenta el dao. Puede darse en zonas degran velocidad o gran turbulencia. Ejemplos de reas a inspeccionar son:

o Aguas abajo de Vlvulas de control. Especialmente cuando existe intermitencia.

o Aguas abajo de orificios.

o En cualquier punto de cambio de direccin (ejemplo radio interior y exterior decodos)

o Aguas abajo de ciertas configuraciones. (Soldaduras, bridas, etc.), queproducen turbulencias particularmente en sistemas sensibles a la velocidadcomo ser hidrosulfuro de amoniaco y cido sulfrico.

Areas donde se espera erosin o corrosin/erosin localizada, deberan serexaminadas con tcnicas de END que provean informacin sobre una zona ampliacomo ser escaneo con ultrasonido, perfil radiogrfico o corrientes eddy.

Corrosin debida al ambiente.

Materiales de construccin de sistemas de tuberas normalmente son seleccionadospara resistir varios tipos de fisuracin por corrosin bajo tensiones (SCC)

Sin embargo algunos sistemas pueden ser susceptibles a fisuracin ambiental debidoa condiciones de proceso anormales, CUI, condensacin no prevista o exposicin acarbonatos o sulfuros de hidrgeno.

Ejemplos de corrosin ambiental incluyen:

o SCC por cloruros en aceros inoxidables austeniticos, debidos a humedad ycloruros bajo aislacin, depsitos, juntas/empaques, ranuras o aberturas.

o SCC por cidos politonicos en inoxidables austeniticos sensitivizados porexposicin a sulfuros, condensacin de humedad u oxigeno.

o SCC por custicos (usualmente conocido como fragilizacin custica)

o SCC por aminas (especialmente en sistemas sin PWHT


26/72



o

SCC por carbonatos.o SCC donde puede existir sulfuro de hidrgeno hmedo. Ejemplo procesos con

agua acida (sulfidrico)

o Ampollas por hidrgeno y fisuracin inducida por hidrgeno. (HIC)

Cuando el inspector sospecha o es advertido de que una zona puede estar sometida afisuracin ambiental, debera programar inspecciones adicionales.

Estas inspecciones adicionales deberan estar basadas en tcnicas de END como PT,MT fluorescente (WFMT), o ultrasonido (UT). Donde es posible deberan desmontarse

spools para realizar una inspeccin interior.Si se detecta fisuracin ambiental durante la inspeccin de recipientes y se sospechaque la tubera tambin es propensa, el inspector debera seleccionar spools aguasarriba y aguas debajo del recipiente, para ser inspeccionados.

Corrosin debajo de revestimientos y depsitos.

Si pinturas interiores o exteriores, revestimientos refractarios o revestimientos anticorrosin, estn en buenas condiciones y no hay razones para sospechar que hayalguna condicin de deterioro debajo de ellos, no es necesario quitarlos para realizaruna inspeccin.

La efectividad de los revestimientos anti corrosin es fuertemente afectada por rotura,ampollas o agujeros en el revestimiento.

Si cualquiera de estas condiciones es encontrada puede ser necesario quitar unaporcin del revestimiento para realizar una inspeccin de la efectividad del mismo y elestado del metal base.

Alternativamente puede realizarse una inspeccin con UT desde el exterior para medirespesores y separacin del revestimiento.

Revestimientos refractarios pueden fallar en servicio causando o sin causar problemassignificativos. Corrosin debajo del revestimiento refractario puede causardesprendimiento y protuberancias.

Cuando existen depsitos de proceso tal como coke debe investigarse si hay corrosinactiva debajo de ellos.


27/72



En lneas grandes puede quitarse el depsito en reas seleccionadas parainspeccionar si existen daos. Lneas pequeas puede ser necesario quitar algunosspools para realizar una inspeccin interior o aplicar examinacin por END por ejemploradiografas.

Fisuracin por fatiga

Puede resultar de excesivos esfuerzos cclicos que normalmente estn por debajo dela resistencia a la fluencia esttica del material.

Los esfuerzos cclicos pueden ser impuestos por presin, esfuerzos mecnicos otrmicos que pueden resultar en fatiga de bajos (a menudo relacionado concalentamiento y enfriamiento) o altos ciclos (por ejemplo excesiva vibracin porejemplo por una mquina o fluido que induce vibraciones).

Fisuracin por fatiga puede normalmente encontrarse primero en zonas de altaconcentracin de tensiones/esfuerzos como ser conexiones en derivacin, zonasdonde materiales con distinto coeficiente de dilatacin trmica son unidos porsoldaduras y uniones roscadas.

Tcnicas de END preferidas para detectar fisuracin por fatiga son MT y PT. Emisinacstica tambin puede aplicarse cuando las fisuras son activadas por los esfuerzosdel ensayo de presin.

Es importante que el usuario y el inspector comprendan que la fisuracin por fatigapuede producir la falla del sistema antes de que sea detectada.

La cantidad de ciclos necesarios para que la fisura propague es muchsimo ms bajaque la cantidad de ciclos necesarios para que se inicie.

Por esta razn es importante que el diseo de la instalacin prevenga su ocurrencia.

Fisuracin por termo fluencia (creep)

La termo fluencia es dependiente de la temperatura, el tiempo y los esfuerzos.

La fisuracin puede ocurrir dentro de las condiciones de diseo ya que los esfuerzosadmisibles de algunos Cdigos se encuentran dentro del rango creep.


28/72



La fisuracin es acelerada por la interaccin de creep y fatiga especialmente cuando elservicio es cclico a temperaturas de creep.

El inspector debera prestar atencin a las reas de concentracin de esfuerzos.

En presencia de altas temperaturas tambin pueden modificarse las propiedadesmecnicas y micro estructurales de los materiales.

Tcnicas de END aptas para detectar estos defectos son MT, PT, UT, RT,metalografa in-situ. Emisin acstica tambin puede aplicarse cuando las fisuras sonactivadas por los esfuerzos del ensayo de presin.

Fractura frgil

Aceros al carbono, de baja aleacin y otros aceros ferrticos pueden ser susceptibles afractura frgil a o por debajo de la temperatura ambiente.

No es un fenmeno relacionado con espesores de pared delgados.

La mayor cantidad de casos ocurre en la primer aplicacin de un determinado nivel deesfuerzo. (Ensayo de presin o sobrecarga) a menos que se produzcan defectoscrticos durante el servicio.

La posibilidad de fractura frgil debe considerarse cuando se realiza un nuevo ensayo

de presin y mas cuidadosamente evaluada si se realiza ensayo neumtico o se aplicasobrecarga.

Debe prestarse especial atencin con aceros de 2,25Cr por ser propensos afragilizacin (revenido) y en aceros inoxidables ferriticos.

Daos por congelamiento

A temperaturas por debajo de la de congelamiento el agua y soluciones acuosaspueden congelarse y producir fallas en el sistema debido a la expansin de esos

fluidos.

Si se produce congelamiento inesperado, es importante verificar daos antes dereiniciar el servicio.

Puntos bajos, ramas de escurrimiento y ramas muertas deben inspeccionarsecuidadosamente.


29/72



55..44TTiippoossddeeiinnssppeecccciinnyyVViiggiillaanncciiaaDependiendo de la situacin las siguientes inspecciones pueden aplicarse. Extensin yfrecuencias estn tratados en la seccin 6.

Inspeccin visual interna

Medicin de espesores

Inspeccin visual externa

Inspeccin de tuberas con vibraciones

Inspeccin suplementaria

Inspeccin visual interna

La inspeccin visual interna en sistemas de tuberas usualmente no es realizada.

Cuando es posible realizar puede ser programada para lneas de gran dimetro, lneasde transferencia, ductos y otras tuberas de tamao suficiente.

Esta inspeccin es de naturaleza similar a lo indicado en API 510 por lo que deberaser realizado con el mismo procedimiento y alcance.

Tcnicas de inspeccin visual remota (video endoscopia) pueden ser de utilidad paratuberas de dimetro pequeo.

Una oportunidad adicional para realizar la inspeccin interna es cuando sedesensamblan las uniones bridadas.

Quitar una seccin de tubera y cortarla a lo largo de su lnea central puede ser otra

posibilidad en caso de necesidad.

Medicin de espesores

Es realizada para determinar el espesor remanente. Puede realizarse con el sistemaen servicio o fuera de servicio. Debe ser realizada por el inspector o examinador.

Inspeccin v isual externa.


30/72



Es realizada para verificar la condicin exterior de la tubera, aislacin, pintura,revestimiento, soportes y otros elementos asociados, verificar signos de desalineacin,vibracin y prdidas.

Esta inspeccin puede ser realizada con el sistema en servicio. API 574 contieneinformacin de inters para ayudar a la realizacin de esta inspeccin.

El apndice D de API 570 contiene una lista de verificacin orientativa.

Debe incluirse la verificacin de soportes y colgantes, rotura de resortes,desplazamiento de apoyos, acumulacin de agua en soportes de lneas verticales yestado de soportes y desplazamientos en general.

Juntas de expansin de fuelle deben ser inspeccionadas para verificar deformaciones,desalineacin o desplazamientos que puedan exceder el diseo.

El inspector debera inspeccionar el sistema para verificar si existen desvos al diseo,entre otros, reparaciones temporarias, bridas o vlvulas inadecuadas no incluidas en

planos o registros.

Componentes roscados que pueden desarmarse y rearmarse con facilidad, ameritanespecial atencin debido al alto potencial de ensamble inadecuado que tienen estoscomponentes.

La inspeccin visual externa debera ser realizada por el inspector quien tambindebera ser responsable por la custodia de registros e inspeccin de reparacin.

Cuando es aceptado por el inspector, personal de operacin y mantenimiento puede

realizar inspeccin externa. Para esto deben ser calificados de acuerdo a API 570 atravs de un adecuado entrenamiento.

Vigilancia de movimiento y tubera con vibracin.

El personal de operacin debera informar al personal de ingeniera o inspeccin, quetuberas tienen vibracin u oscilacin.


31/72



Tambin deben informarse otros movimientos significantes de las lneas que puedenpor ejemplo tener origen en golpes de ariete, golpes de lquido en tuberas de vapor, oexpansin trmica anormal.

En zonas donde la vibracin de la lnea est restringida, debera considerarse larealizacin peridica de examinacin con PT o MT para verificar fisuracin `por fatiga.

Conexiones en derivacin deben recibir especial atencin.

Inspeccin suplementaria.

Otro tipo de inspeccin puede ser programada segn se crea conveniente onecesario.

Ejemplos de esto incluyen: radiografa peridica para verificar acumulaciones otaponamientos, termografa para verificar puntos calientes. Deteccin acstica deprdidas y termografa pueden ser utilizados como mtodos de inspeccin remota.

Ultrasonido y radiografa pueden utilizarse para detectar corrosin.

55..55LLooccaalliizzaacciioonneessppaarraaMMeeddiicciinnddeeEEssppeessoorreess((TTMMLL))

TML son reas especficas localizadas a lo largo del circuito de tubera en las que serealizarn inspecciones.

La naturaleza de las TML vara en funcin de su localizacin a lo largo de la tubera.

Para la seleccin de las TML debe considerarse el potencial de corrosin.

Cada sistema de tuberas debe ser monitoreado por medicin de espesores en las

TML.

Sistemas con alta consecuencias en caso de fallas deberan tener ms cantidad deTML en zonas con alta velocidad de corrosin, corrosin localizada y deberan sermonitoreados ms frecuentemente.

Pueden eliminarse o reducirse la cantidad de TML en localizaciones especficas dondeno se espera corrosin tales como productos de hidrocarburos no corrosivos. Si se vaa reducir sustancialmente la cantidad de TML debe consultarse a personalespecializado en corrosin.


32/72



El espesor mnimo en cada TML debe ser localizado por escaneo ultrasnico o perfilradiogrfico. Tcnicas electromagnticas tambin pueden utilizarse para detectarreas delgadas que despus pueden medirse con UT o RT.

El espesor mnimo o un promedio de espesores dentro de la TL debe ser registrado yutilizado para calcular la velocidad de corrosin, la vida residual y el periodo para laprxima inspeccin de acuerdo a seccin 7.

Cuando es apropiado deben incluirse mediciones en los cuatro cuadrantes de lostubos y accesorios. Especial atencin hay que poner en las zonas de los radios interior

y exterior de los codos y tees debido a que en esas zonas puede acelerarse lacorrosin.

Las TML deberan seleccionarse en base a los fenmenos esperados: CUI; interfasesuelo-aire, corrosin localizada, corrosin generalizada etc.

Las TML deberan registrarse en planos de inspeccin y/o sobre la tubera de forma depermitir mediciones repetitivas en las mismas ubicaciones.

Este procedimiento provee datos para un clculo ms preciso de la velocidad decorrosin.

Seleccin de TML

En la seleccin de cantidad y ubicacin de TML el inspector debera tener en cuenta elpatrn de corrosin esperado.

Una cantidad de procesos de corrosin comunes de unidades de refinera ypetroqumica son de naturaleza relativamente uniforme, resultando una velocidad decorrosin prcticamente constante en forma independiente de la ubicacin en elcircuito de tubera.

Ejemplos de estos fenmenos corrosivos son corrosin por sulfuro a alta temperatura ycorrosin por agua cida que resultan en velocidades de corrosin que no sonexcesivas como para causar corrosin localizada o erosin en codos, tees e temssimilares.

En estos casos la cantidad de TML necesarias es menor que la requerida paramonitorear circuitos donde se presenta corrosin localizada.

En teora los circuitos con corrosin totalmente uniforme podran monitorearse con unasola TML.


33/72


34/72



o

Sistemas no corrosivos, demostrado por historial o sistemas comparables ysistemas no sujetos a cambios que podran causar corrosin.

55..66MMttooddoossddeemmeeddiicciinnddeeeessppeessoorreess..Ultrasonido es la tcnica ms precisa para medicin de espesores en tubos mayores aNPS 1.

Radiografa es preferida para tubos NPS 1 y menores.

Tcnica de perfil radiogrfico puede ser utilizada para determinar las zonas a medir

especialmente en sistemas aislados o donde corrosin no uniforme es esperada.

Donde es practicable, UT puede utilizarse para realizar las mediciones de espesor aser registradas.

Siguiendo a las mediciones hay que reparar las zonas de aislacin, pintura orevestimiento, quitadas para efectuar las mediciones.

El perfil radiogrfico puede no requerir quitar aislacin ni revestimientos y por estopuede considerarse como una alternativa.

Cuando la corrosin no es uniforme o cuando el espesor medido est cerca delmnimo requerido hay que efectuar mediciones adicionales. Para estos casos esapropiado utilizar escaneo ultrasnico o perfil radiogrfico. Corrientes eddy tambinpuede aplicarse.

Cuando se realizan mediciones de espesor con UT a temperaturas superiores a 150F(65C) hay que asegurar que los palpadores, acoplante y equipamiento en generalbrindan resultados precisos a esas temperaturas. Puede ser necesario aplicar unfactor de corrosin por temperatura.

Los inspectores deberan prestar atencin a las causas que pueden introducir

imprecisin en las mediciones y realizar esfuerzos para eliminar su ocurrencia.

Factores que pueden influir en la disminucin de precisin en las mediciones por UT,pueden ser:

o Calibracin inapropiada.o Pintura o cascarillas.o Excesiva rugosidad superficial.o Oscilacin de la sonda/palpador. (En superficies curvas)o Imperfecciones subsuperficiales (laminaciones)


35/72



o

Efectos de temperatura.o Espesores menores a 1/8in (3.2mm) (en medidores digitales tpicos)o Patrn de corrosin no uniforme que dificulta detectar el menor espesor.

Es importante que la medicin del menor espesor pueda ser repetida en la ubicacinms cercana posible.

Cuando la tubera est fuera de servicio algunos espesores pueden ser tomados atravs de aberturas utilizando calibres. (Ejemplo para vlvulas, fundiciones,profundidad de picaduras, etc.)

Dispositivos para medicin de profundidad de picaduras tambin pueden ser tilespara determinar la prdida de material.

55..77EEnnssaayyooddeePPrreessiinn

Ensayo de presin normalmente no es requerido como parte de la inspeccin derutina.

Existen requerimientos para aplicar en caso de reparaciones, alteraciones y rerating.(8.2.6)

Cuando se realiza debe estar de acuerdo con ASME B31.3. Consideracionesadicionales son dadas en API RP 574 y RP 579.

Ensayos a menores presiones, utilizados solamente para determinar hermeticidadpueden ser realizados a las presiones que especifique el usuario.

El fluido de ensayo debera ser agua a menos que haya peligro de congelamiento uotros efectos adversos.

En cualquier caso otro lquido no txico puede ser utilizado.

El punto de vaporizacin debera ser de al menos 120F (49C) o mayor.

Tubera que contenga accesorios serie 300 o mayor, de acero inoxidable deberanensayarse utilizando con agua potable (250ppm max de cloruros) o condensado devapor. Luego del ensayo deberan drenarse, con puntos de venteo abiertos en laspartes ms alta del sistema, y secarse mediante soplado con aire u otro medio.


36/72



Si no puede utilizarse agua potable o no puede drenarse y secarse inmediatamentedespus del ensayo debe utilizarse agua con bajo contenido de cloruros (pH> 10) einhibidor para disminuir la probabilidad de picaduras y corrosin microbiolgicainducida.

En aceros inoxidables austeniticos sujetos a fisuracin por corrosin bajo tensionespolitonica, debera considerarse el uso de una solucin de agua alcalina para elensayo de presin. (Ver NACE RP 0170)

Cuando se requiere ensayo de presin, debe ser realizado despus de cualquiertratamiento trmico. Tambin debe tenerse precauciones en el caso de expansin del

fluido que pueda producir incremento de presin.

Antes del llenado con agua y ensayo de presin debe analizarse la configuracin ysoporte de la tubera.

Ensayo neumtico puede ser realizado en lugar del hidrosttico en caso de que esteno sea practicable por razones de peso, temperatura o limitaciones estructurales oproceso. Deben considerarse los riesgos potenciales y tomar las precauciones dadasen ASME B31.3 como mnimo.

Si la presin de ensayo superar la menor presin de calibracin de las o las vlvulas

de alivio de presin, esta deberan ser retiradas. Como alternativa a retirar las vlvulaspueden aplicarse dispositivos para mantener los discos de cierre de las vlvulas. No esrecomendado aplicar ms carga a los resortes.

Otros dispositivos como discos de ruptura, indicadores de vidrio, juntas de expansin yotros que no pueden soportar la presin de ensayo deben ser retirados o aislados.

Una vez finalizado el ensayo de presin los dispositivos retirados o acondicionadosdeben ser reinstalados o reactivados.

Lneas que contengan juntas de expansin que no puedan ser retiradas ni bloqueadaspueden ser ensayadas a menor presin de acuerdo a los principios de ASME B31.3.

Si se utilizan vlvulas de bloqueo para aislar sectores el sistema debe prestarseatencin de no superar la presin admisible de acuerdo a ASME B 16.34 o informacinaplicable del fabricante de la vlvula.


37/72


38/72


39/72



debera realizarse una examinacin adicional con radiografa de calidad parasoldadura o ultrasonido para evaluar la magnitud de la imperfeccin.

Adems debera intentarse determinar si las fisuras son de la construccin original opueden deberse al mecanismo de fisuracin ambiental.

Si corresponden a la construccin original, es requerida una inspeccin o anlisis deingeniera para evaluar el impacto de la calidad de la soldadura sobre la integridad delsistema de tubera. Este anlisis puede ser uno o ms de los siguientes:

o Juicio del inspector.

o Juicio del inspector autorizado.

o Juicio del ingeniero en tuberas.

o Anlisis de aptitud para el servicio.

Tpicos a considerar cuando se evala la calidad de soldaduras existentes incluyen losiguiente:

o Criterios de aceptacin usados en la construccin original.

o Extensin, magnitud y orientacin de la imperfeccin.

o Tiempo en servicio.

o Condiciones de operacin versus condiciones de diseo.

o Presencia de tensiones secundarias. (residuales y trmicas)

o Potenciales cargas de fatiga (mecnica y trmica)

o Sistema de tubera primario o secundario.

o Potenciales cargas de impacto o transitorias.

o Potencial fisuracin ambiental.

o Dureza en soldaduras.

En muchos casos no es conveniente utilizar para soldaduras en servicio los criterios deaceptacin de ASME B31.3 para radiografiado random debido a que estos estndesarrollados para construcciones nuevas en las que se ensaya una muestra desoldaduras con la intencin de intentar evaluar la calidad de todas las soldaduras.Pueden existir algunas soldaduras que no fueron ensayadas durante la construccin


40/72


41/72



SSeecccciinn66FFrreeccuueenncciiaayyeexxtteennssiinnddeeIInnssppeecccciinn..

La frecuencia y extensin de la inspeccin de los circuitos de tuberas depende de losmecanismos de deterioro y de las consecuencias que puede tener una falla.

Los mecanismos de deterioro estn descriptos en la seccin 5. En esta seccin serealiza una clasificacin simplificada de sistemas de tubera en funcin deconsecuencias de falla.

La estrategia de inspeccin basada en probabilidad y consecuencia se denomina

inspeccin basada en riesgo.

La clasificacin simplificada dada en esta seccin en funcin de consecuencia de fallasse utiliza para determinar frecuencia y extensin de inspeccin.

El propietario/usuario puede desarrollar un sistema de clasificacin ms compleja quecontemple con ms certeza las consecuencias de ciertos circuitos de tubera.

La evaluacin de consecuencias debera considerar: Explosin, Fuego, Toxicidad,Impacto ambiental y otros efectos potenciales relacionados con fallas.

Despus de que se ha efectuado la evaluacin efectiva, los resultados pueden serutilizados para planificar una estrategia de inspeccin ms efectiva entre lo que seincluye:

Los ms apropiados mtodos, tcnicas, equipamiento y alcance de inspeccin aaplicar en funcin de los mecanismos de deterioro esperados.

Las frecuencias apropiadas para inspeccin.

La conveniencia de realizar ensayo de presin luego de la ocurrencia deincidentes o luego de completar reparaciones.

Las acciones preventivas y de mitigacin para disminuir la probabilidad y/oconsecuencia de falla de la tubera.

RBI puede ser tambin utilizado para aumentar o disminuir las frecuencias deinspeccin dadas en la tala 6.1 y tambin para aumentar o disminuir la extensin de la


42/72



inspeccin dada en la tabla 6.2. (Se requiere aprobacin del ingeniero e inspector entuberas)

Cuando se aplica RBI los intervalos de inspeccin no deben exceder los lmites dadosen la tabla 6.1.

66..22CCllaasseessddeeSSeerrvviicciiooddeettuubbeerraass

Todos los procesos de tubera deben clasificarse en clases. Esto permite aplicar losmayores esfuerzos de inspeccin en los sistemas que lo requieren.

En general los sistemas con clasificacin ms alta (1) requieren inspeccin msexhaustiva e intervalos ms cortos con el fin de asegurar su integridad para continuarla operacin en forma segura.

El propietario/usuario debe mantener el registro de los fluidos manejados y suclasificacin.

API RP 750 y NFPA 704 contienen informacin que puede ser de utilidad paraclasificar los servicios.

Las siguientes 3 clases son recomendadas.

Clase 1.

Servicios con el potencial ms alto de que se produzca una emergencia inmediata encaso de producirseprdidas. La emergencia puede ser de seguridad o ambiental.

Ejemplo de estos servicios son:

o Servicios inflamables que pueden auto-refrigerar y producir fractura frgil.

o Servicios presurizados que pueden expandirse en caso de liberacin creandovapores que pueden formar una mezcla explosiva, como ser corrientes del tipoC2, C3 y C4. Fluidos que vaporizan rpidamente y aquellos que tienen un puntode ebullicin a presin atmosfrica debajo de 50F (10C)

o Sulfdrico (>3% en peso) en corriente gaseosa.

o Acido hidrofluoridrico.

o Cloruro anhidro hidrogeno (Anhydrous hydrogen chloride)

o Tuberas sobre o adyacentes a agua y en zonas pblicas.


43/72



Clase 2

Servicios no incluidos en otras clases son clase 2. Esta clasificacin incluye la mayorade los servicios. Ejemplos de estos servicios son:

o Hidrocarburos que vaporizan lentamente cuando son liberados tales comoaquellos que se procesan por debajo del punto de vaporizacin (flash) (on site).

o Hidrgeno, gas combustible y gas natural.

o Acidos y custicos pesados.

Clase 3

Servicios inflamables que no vaporizan (significativamente) cuando hay prdidas y noestn localizados en reas de alta actividad.Servicios potencialmente peligrosos para humanos pero ubicados en reas de bajaactividad pueden clasificarse en esta clase.

Ejemplos de estos servicios son:

o Hidrocarburos que no vaporizan (significativamente) cuando son liberados y queoperan por debajo de la temperatura de vaporizacin.

o Lneas de productos y destilados desde y hacia tanque de almacenaje, carga ydescarga.

o Acidos y custicos (fuera de planta)

66..33IInntteerrvvaalloossddeeiinnssppeecccciinn..

El intervalo entre inspecciones debe ser fijado y mantenido siguiendo los siguientescriterios:

o Velocidad de corrosin y vida remanente.

o Clasificacin de servicio.

o Juicio del inspector, ingeniero en tubera, supervisor de tubera, especialista encorrosin, basado en las condiciones de operacin, inspecciones previas,resultados de inspeccin actual y condiciones que puedan requerir inspeccionessuplementarias.

o Requerimientos jurisdiccionales.


44/72



El propietario/usuario o el inspector deben fijar los intervalos para medicin deespesores e inspeccin visual externa y cuando sea aplicable inspeccin interna osuplementaria.

Las mediciones de espesores deberan programarse basadas en un periodo no mayora la mitad de la vida remanente determinada desde las velocidades de corrosin comose indica en 7.1.1 respetando los mximos intervalos dados en la tabla 6.1.

Intervalos menores pueden ser aconsejables en ciertos casos. Antes de utilizar la tabla6.1 debera calcularse la velocidad de corrosin de acuerdo a 7.1.3.

La tabla 6.1 contiene intervalos de inspeccin mximos para las tres clases de servicioy para puntos de inyeccin e interfase suelo-aire (S/A)

El intervalo de inspeccin debera ser revisado y ajustado como sea necesariodespus de cada inspeccin o cuando se producen cambios significativos en lascondiciones de operacin.

Los distintos tipos de modos de deterioro deben ser considerados cuando seestablecen los distintos intervalos de inspeccin.

66..44EExxtteennssiinnddeeIInnssppeecccciinnVViissuuaallEExxtteerrnnaayyCCUUII

Deben realizarse dentro del los intervalos mximos de la tabla 6.1 para evaluar lostems indicados en apndice D de esta norma resumidos en la lista de verificacin quese incluye ms adelante). Alternativamente pueden definirse intervalos de inspeccinaplicando RBI (API-580)

La inspeccin exterior de tubera no revestida es para determinar el estado de lapintura, proteccin, estado del sistema y otras formas de deterioro.La inspeccin externa para determinar posible CUI es tambin para verificar lacondicin de la aislacin y debe realizarse a toda tubera susceptible de sufrir estos

efectos.

El resultado de la inspeccin debera ser documentado para permitir su seguimiento.

Siguiendo a la inspeccin visual puede ser necesario aplicar END adicional deacuerdo a la tabla 6.2.

Daos en la aislacin en partes altas de la tubera pueden provocar CUI enubicaciones a menor nivel en la tubera y posiblemente alejadas de la zona con daoen la aislacin.


45/72



END de acuerdo a la tabla 6.2, tambin debera ser realizada en zonas donde sesospecha que existe la posibilidad de CUI.

Inspeccin radiogrfica o quitar la aislacin es necesario para realizar esta inspeccin.

Si se detectan zonas con CUI debe extenderse la inspeccin hasta asegurar que seinspecciona el 100% del rea daada.

La extensin del programa de CUI de la tabla 6.2 debera considerar la configuracinde la tubera y zonas con probabilidad de sufrir este deterioro. La probabilidad puede

ser influenciada por:

o Condiciones climticas.o Diseo de aislacin.o Calidad de pintura.o Condiciones de proceso.

Experiencia en este tipo de verificacin puede requerir que se aumente o disminuya elalcance de la inspeccin requerida en la tabla 6.2

Sistemas que tienen una vida remanente calculada como mayor a 10 aos o que estn

adecuadamente protegidas contra corrosin externa no necesitan ser incluidas dentrode la inspeccin recomendada en la tabla 6.2. Sin embargo la condicin de la Aislacindebe ser determinada.

Los siguientes son ejemplos de estos sistemas:

Aislacin con sello que impide la entrada de humedad.Tubera encamisada para servicio criognico.Tubera encamisada y atmsfera entre la camisa y la tubera purgada con gas inerte.Tuberas en las que la temperatura se mantiene suficientemente alta o baja como paraimpedir la presencia de agua.

66..55AAllccaanncceeddeeiinnssppeecccciinn..Para satisfacer los requerimientos de las inspecciones peridicas, deberan obtenerselecturas de una cantidad de TML representativas de cada circuito de tubera.

Esta muestra representativa debera tener datos de todos los tipos de componentes yorientaciones (vertical, horizontal).De esta muestra representativa es conveniente tener datos de las primerasmediciones, las medidas de la inspeccin anterior.


46/72



A mayor cantidad de TML medidas en un circuito con mayor precisin se puedeproyectar la fecha de la prxima inspeccin. Sin embargo debe evaluarse el esfuerzode efectuar mayor cantidad de mediciones versus el beneficio obtenido.

(Inspeccin en puntos de inyeccin: ver 5.3.1)

66..66AAllccaanncceeddeeiinnssppeecccciinneennttuubbeerraassaauuxxiilliiaarreess,,ddeeddiimmeettrrooppeeqquueeooyyuunniioonneess

rroossccaaddaass..

Pequeo dimetro:Las tuberas de pequeo dimetro (SBP) que son de proceso primario debeninspeccionarse de acuerdo a lo indicado.

Las tuberas de pequeo dimetro (SBP) que son de proceso secundario tienendiferente requerimientos mnimos en funcin de la clase de servicio.

Clase 1 SBP: aplican requerimientos de Clase 2 de tubera de proceso primario.Clases 2 y 3 SBP: Los requerimientos son opcionales.Ramas muertas (SBP): Deberan inspeccionarse si la corrosin fue experimentada oesperada.

Tubera auxiliar

La inspeccin de tubera auxiliar, SBP asociada con instrumentacin y maquinaria, esopcional.

Los criterios para determinar si la tubera SBP auxiliar requiere alguna inspeccinincluyen lo siguiente:

o Clasificacin.

o Potencial para fisuracin ambiental.o Potencial corrosin basada en sistemas primarios vecinos.

o Potencial CUI.

Conexiones roscadas.

Los requerimientos son los indicados arriba para sistemas auxiliares y SBP.


47/72



Cuando se seleccionan TML en uniones roscadas, se incluyen solamente aquellas quepueden ser radiografiadas durante la inspeccin programada.

Las uniones roscadas asociadas con maquinaria y sujetas a dao por fatiga deberanser evaluadas continuamente y considerarse su renovacin por una de mayor espesoro reemplazada por unin soldada.

El programa para definir la renovacin o reemplazo, dependen de varios tpicos,dentro de los que se encuentran:

o Clasificacin del sistema.

o Magnitud y frecuencia de la vibracin.

o Cantidad de peso no soportada.

o Espesor actual de la tubera.

o Posibilidad de hacer mantenimiento al sistema mientras est en servicio onstream

o Velocidad de corrosin.

o Servicio intermitente.

TABLA 6.1: Mximos intervalos de inspeccin recomendados

Tipo de circuito Medicin de espesores Inspeccin visual externa

Clase 1 5 aos 5 aos

Clase 2 10 aos 5 aos

Clase 3 10 aos 10 aos

Puntos de inyeccina 3 aos Por Clase

Interfase S/Ab -- Por Clase

Nota:Medicin de espesores aplica a sistemas para los cuales se establecieron TML de acuerdo a 5.5.

aIntervalos de inspeccin para inyeccin potencialmente corrosiva/ Puntos de mezcla pueden tambin serestablecidos por RBI

bVer 5.3.4.


48/72



TABLA 6.2: Inspeccin recomendada en CUI (siguiendo a inspeccin visual)

Cantidad aproximada de seguimiento con END remocin de aislacin en reas con aislacindaada

Cantidad aproximada deinspeccin con END en reassospechadas de CUI (5.3.3.2) ensistemas de tuberas conrangos de t susceptibles.(5.3.3.2.e.f.h)

Clase

1 75% 50%

2 50% 33%

3 25% 10%


49/72



Ap. D: Lista de Verificacin para Inspeccin Externa de Tubera de ProcesoItem/sistema inspeccionado:

Fecha.

AceptableParte

SI NO Comentarios

a. Prdidas

Proceso

Rastros de vapor

Abrazaderas existentes

b. DesalineacinTubera

Restriccin de movimiento

Juntas de expansin.

c. Vibracin

Soporte inadecuado

Excesivo peso desalineado

Tubera delgada, pequea o aleada.

Conexiones roscadas

Prdida de soporte/desgaste de material

d. SoportesZapatas fuera de lugar

Distorsin/rotura de colgantes

Resortes afectados

Distorsin/rotura de mensulas/columnas.

Placas de deslizamiento

Condicin de contrapesos.

Corrosin en soportes

e. Corrosin

Estado de Tubera y componentes

Corrosin bajo abrazaderas atornilladas

Deterioro de pintura/revestimientoInterfase suelo-aire

Interfases con aislacin

Corrosin biolgica.

f. Aislacin trmica

Dao en penetraciones

Deterioro/falta de proteccin mecnica

Deterioro de sello.

Deformacin.

Discontinuidades.


50/72



SSeecccciinn77RReeggiissttrroo,,AAnnlliissiissyyEEvvaalluuaacciinnddeeddaattoossddeeiinnssppeecccciinn..

77..11..11CCllccuullooddeeVViiddaaRReemmaanneennttee

La vida remanente puede ser calculada con la siguiente frmula:

Vida remanente (Aos) = t (actual) t (requerido)

Velocidad de corrosin

En pulgadas por ao o mm por ao.

t (actual): Es el espesor actual medido (pulgada o mm) durante la inspeccin en unazona dada de la tubera (5.6).

t(requerido):Es el espesor requerido (pulgada o mm) en la misma zona que el espesoractual y determinado con las frmulas de diseo aplicables antes del agregado desobreespesor de corrosin y tolerancia de fabricacin.

Las velocidades de corrosin de corto (ST) y largo plazo (LT) pueden calcularse conlas siguientes frmulas.

t(inicial): Espesor medido (pulgada o mm) durante la instalacin inicial o durante eldesarrollo de un nueva velocidad de corrosin, en la misma zona que tactual.

tactualytinicialentretiempo

actualtinicialtLTecorrosinVelocidadd

____

)()()(

=

tactualytpreviodesmedicioneentretiempo

actualtpreviotSTecorrosinVelocidadd

______

)()()(

=


51/72



t(previo): Espesor medido (pulgada o mm) durante la inspeccin previa en la mismazona que tactual

Las velocidades de corrosin de corto y largo plazo deberan compararse, como partede la evaluacin.

El inspector autorizado en consulta con un especialista en corrosin deberseleccionar la velocidad de corrosin que mejor refleja el proceso actual.

Un anlisis estadstico puede ser utilizado para el clculo de la velocidad de corrosiny vida remanente de las secciones del circuito de tubera. Hay que prestar atencin deque estn representados los diferentes tipos de componentes..

77..11..22SSiisstteemmaassNNuueevvoossooccoonnccaammbbiioosseenneellSSeerrvviicciioo..

Los siguientes mtodos deben ser utilizados para determinar la probable velocidad decorrosin a partir de la cual se calcular el espesor remanente a la fecha de inspecciny la fecha de la prxima inspeccin.

a. Clculo de velocidad de corrosin en base a datos obtenido por elpropietario/usuario de otros sistemas de materiales similares y servicioscomparables.

b. Si los datos indicados en a no estn disponibles el propietario/usuario puedebasarse en experiencias de otros propietarios/usuarios o de informacinpublicada de sistemas en servicios comparables.

c. Si no es posible obtener datos por ninguno de los dos mtodos antes indicados,deben efectuarse medicin de espesores mediante END, en el primer perodode tres meses. Es uso de dispositivos testigos de corrosin pueden ser tilespara determinar el momento ms adecuado para realizar las mediciones deespesor. Subsecuentes mediciones a apropiados intervalos deben ser

realizados para establecer la velocidad de corrosin.

77..11..33SSiisstteemmaasseexxiisstteenntteess..

Las velocidades de corrosin deben calcularse tanto en base al corto como al largoplazo.

Si hay indicios de que la velocidad de corrosin no fue correctamente asumida, lavelocidad a utilizarse para el prximo perodo debe ser ajustada.


52/72



77..22MMAAWWPP..

La Mxima Presin de Trabajo Admisible (MAWP) para la continuidad en servicio decomponentes de un sistema de tuberas debe ser establecida utilizando el Cdigoaplicable.

Los clculos pueden ser realizados para materiales conocidos y se cumplen losprincipios del Cdigo aplicable:

a. Lmites de temperatura mxima y mnima para los materiales especficos.

b. Requerimientos de inspeccin.

c. Refuerzo de aberturas.

d. Requerimientos de servicio cclico.

Para materiales no conocidos puede asumirse el grado y eficiencia de juntas msbajos del Cdigo aplicable.

Cuando se recalcula la MAWP el espesor a utilizar es el actual menos dos veces lacorrosin esperada hasta la prxima inspeccin.

Deben considerarse otras cargas si estas existen.

La tabla 7.1 contiene dos mtodos de clculo de MAWP:


53/72



Tabla 7.1: Ejemplos de clculo de MAWP en base al mtodo de corrosin a la mitad de vida remanente

Ejemplo 1

Presin de diseo 500 psi(3447kPa)

Temperatura de diseo

Tubo NPS16Sch. Std.; A106 Gr B

Dimetro exterior 16in(406mm)

Esfuerzo max admisible (S) 20000psi (137900kPa)

Eficiencia de junta longitudinal (E) 1.0

Espesor determinado en inspeccin 0.32in (8.13mm)

Velocidad de corrosin (7.1.1) 0.01 in/yr (0.254mm/ao)

Prxima inspeccin planificada 5 aos

Corrosin estimada hasta prox.Inspeccin

0.05 in/yr (1..27 mm/ao)

MAWP 2SE(tact -2*tiempo hasta prox insp.*Veloc corros)/D

US unidades

SI Unidades

Resultado OK


54/72



Ejemplo 2 Idem ejemplo 1 pero cambiando fecha de prxima inspeccin

Prxima inspeccin planificada 7 aos

Corrosin estimada hasta prox.Inspeccin

0.07 in/yr (1..78 mm/ao)

MAWP 2SE(tact -2*tiempo hasta prox insp.*Veloc corros)//D

US unidades

SI Unidades

Resultado Debe reducirse el intervalo de inspeccin o determinar si la presin deoperacin normal no excede la MAWP al sptimo ao o cambiar laspartes afectadas del sistema antes del sptimo ao.

77..33DDeetteerrmmiinnaacciinnddeelleessppeessoorrddeerreettiirroo..

El mnimo espesor de tubera debe ser como mnimo igual al mnimo espesorrequerido o al espesor de retiro (el que sea mayor) y deber estar basado enconsideraciones de presin, mecnicas y estructurales utilizando las frmulasadecuadas y los esfuerzos mximos permitidos del Cdigo aplicable.

Deben considerarse tanto la corrosin localizada como la generalizada.

En servicios con grandes consecuencias en caso de falla puede incluirse en el diseoespesores adicionales para cargas no previstas o desconocidas o prdidas de

material no descubiertas

77..44EEvvaalluuaacciinnddeehhaallllaazzggoossddeeiinnssppeecccciinn..

Los componentes que tengan un deterioro tal que vea comprometida su capacidad desoportar la presin y otras cargas, deben ser evaluados para determinar su aptitudpara continuar en servicio.


55/72



Mtodos como los contenidos en API RP 579 pueden ser aplicados. Las siguientestcnicas de evaluacin de API 579, pueden ser aplicadas como una alternativa a lasdadas en API 570 punto 5.7.

Evaluacin de

CURSO API 570.pdf

Documents

Transcript of CURSO API 570.pdf