SECCIÓN 5-INSPECCION DE PRÁCTICA

5.1 TRABAJOS PREPARATORIOS

Las precauciones de seguridad son importantes en la vasija de presión inspec-ción por el acceso limitado a los espacios confinados y de recipientes a presión. Las normas de seguridad y salud de los Adminis-tración (OSHA) que pertenecen a espacios confinados y demás normas de seguridad de OSHA deben ser revisados y seguido, en su caso.

Para una inspección interna, el buque deberá estar aislado por cortinas u otros métodos positivos de todas las fuentes de líquidos, gases o vapores. El recipiente debe ser drenado, purgado, limpiado y ventilado, y gas probadas antes de ser introducido. Cuando sea necesario, los equipos de protección deben ser usados que se pro-teger los ojos, los pulmones y otras partes del cuerpo de los riesgos específicos que puedan existir en el vaso.

El equipo de ensayos no destructivos utilizados para la inspec-ción está sujeta a los requisitos de seguridad acostumbran seguido en una atmósfera gaseosa. Antes de la inspección se ha iniciado, todas las personas que trabajan en todo el buque debe ser informado de que la gente va a estar trabajando en su interior. Las personas que trabajan en el interior del recipiente debe ser informado cuando cualquier trabajo que se va a hacer en el exterior de la misma.Las herramientas y el equipo de seguridad personal necesarios para la inspección de los buques debe ser revisado antes de la inspección. Otros equipos que podrían ser necesarios para la inspección, tales como tablones, andamios, sillas de contramaestre, y escaleras de mano, en caso de estar disponible si es necesario.

5.2 MODOS DE DETERIORO Y FALLO

Contaminantes en los fluidos manipulados en recipientes a presión, tales como azufre, cloro, sulfuro de hidrógeno, hidrógeno, carbono, cianuros, 98 ácidos, agua, u otras especies corrosivas puede reaccionar con metales y causar corrosión. Fluctuaciones significativas de estrés o las inversiones en algunas partes del equipo son comunes, especialmente en los puntos de tensión secundaria alta. Si las tensiones son altas y las reversiones son frecuente, la falta de piezas se puede producir a causa de la fatiga. Fallos por fatiga en los recipientes a presión también puede ocurrir debido a la temperatura cíclica y los cambios de presión. Lugares en los que los metales con diferentes coeficientes térmicos de expansión están soldados entre sí pueden ser susceptibles a la fatiga térmica. API RP 579, artículo 3 establece los procedimientos para la evaluación de los equipos para la resistencia a la rotura frágil.

01 Otras formas de deterioro, tales como corrosión agrietamiento, el ataque de hidrógeno, carburación, grafitización y ero-sión, también puede ocurrir bajo circunstancias especiales. Estas formas de deterioro se detallan en profundidad en API RP 579, Apéndice G.El deterioro o deformación puede producirse si el equipo se somete a temperaturas superiores a

aquellos para los que está diseñado. Como los metales debilitar a temperaturas más altas, tal deterioro puede causar fallos, especialmente en los puntos de concentración de tensiones. Creep es dependiente del tiempo, la temperatura, el estrés y la resistencia del material a la fluencia, por lo que los niveles reales o estimadas de estas canti-dades se debe utilizar en las evaluaciones. A temperaturas elevadas, otros cambios metalúrgicos también puede ocurrir que permanentemente puede afectar a los equipos.

Para el desarrollo de un plan de inspección para equipos que operan a temperaturas elevadas [generalmente empezando en el intervalo de 750 ° - 1000 ° F (400 ° - 540 ° C), dependiendo de la operación las condiciones y] de aleación, la siguiente debe ser considerado en la evaluación de la vida restante: una. Fluencia deformación y ruptura estrés. b. Fluencia crecimiento de la grieta.

c. Efecto de hidrógeno en la fluencia.

d. Interacción de la fluencia y la fatiga. 98 e. Posibles efectos metalúrgicas, incluyendo una reducción en la ductilidad.

Numerosas técnicas NDE se puede aplicar para encontrar y caracterizar el daño temperatura elevada. Estas técnicas incluyen la superficie visual, y el examen volumétrico. Adicionalmente se añadió, si se desea o se justifica, las muestras se pueden quitar para análisis de laboratorio.El plan de inspección debe estar preparado en consulta con un ingeniero que tenga conocimiento de temperatura elevada y los efectos sobre los materiales metalúrgicos recipientes a presión de la construcción.A temperaturas bajo cero, el agua y algunos productos químicos manipulados en recipientes a presión se puede congelar y causar el fracaso.

A temperatura ambiente, carbono, de baja aleación y otros aceros de fer-ritic pueden ser susceptibles de rotura frágil. Un número de fallos se han atribuido a la rotura frágil de los aceros que fueron expuestos a temperaturas por debajo de su temperatura de transición y a presiones superiores a 20 por ciento de la presión hidrostática de prueba requerida; fracturas más frágiles, sin embargo, se han producido en la primera aplicación de un nivel de estrés particular (la primera prueba hidrostática o sobrecarga). Aunque el potencial de una rotura frágil a causa de las condiciones de funcionamiento excesivo por debajo de la temperatura de transición deberá ser evaluado, el potencial de una rotura frágil debido a rehydrotesting o control neumático de equipo o de la adición de cualesquiera cargas adicionales también se evaluó. Se debe prestar especial atención a los aceros de baja aleación (especialmente 21/4 Cr-1Mo), ya que pueden ser propensos a moderar fragilidad. [Fragilización Temper es una pérdida de ductilidad y la tenacidad muesca debido a tratamiento térmico posterior a la soldadura o el servicio a alta temperatura (por encima de 700 ° F) (370 ° C).]

Otras formas de deterioro, tales como corrosión bajo tensión, el hidrógeno ataque, carburación, grafitización y la erosión, también puede ocurrir bajo circunstancias especiales. Estas formas de

deterioro se detallan en profundidad en el capítulo II de la Guía de Programas de Inspección de Equipos Refinería.

2.5 API 510

5.3 Determinación velocidad de corrosión

Para un nuevo barco o de un buque para el cual condiciones de servicio se están cambiando, uno de los métodos siguientes se pueden emplear para determinar la tasa de corrosión buque probable. El espesor de la pared restante en el momento de la inspección siguiente se puede estimar a partir de esta tasa.

a. Una velocidad de corrosión puede calcularse a partir de datos recogidos por el propietario o usuario de los buques que prestan el mismo servicio o similar.

b. Si los datos sobre los buques que presten un servicio igual o similar no se dispone de una velocidad de corrosión se puede estimar a partir de la experiencia del propietario o del usuario o de los datos publicados sobre la que prestan servicio comparable.

c. Si la velocidad de corrosión probable no se puede determinar por cualquiera de un artículo o elemento b anterior, en funcionamiento determinaciones se hicieron después de aproximadamente 1000 horas de servicio mediante el uso de adecuados dispositivos de monitoreo de corrosión o reales no destructivas mediciones de espesores de la embarcación o del sistema. Subsiguientes determinaciones se hicieron después de los intervalos apropiados hasta que la velocidad de corrosión se ha establecido.

Si se determina que una tasa de corrosión incorrecto se ha supuesto, la tasa que se utilizará para el siguiente período, se incrementará o se puede disminuir de acuerdo con la tasa real.

5.4 Máxima presión de trabajo DETERMINACIÓN

La presión máxima de trabajo para el uso continuado de un recipiente a presión se basa en cálculos que se determinan utilizando la última edición del Código ASME o el código de construcción a la que se construyó el buque. La máxima presión de trabajo admisible resultante de estos cálculos no será mayor que la original máx-imo presión de trabajo admisible a menos que un rerating va a ser realizada de acuerdo con 7,3.

Los cálculos se pueden hacer si los datos esenciales siguientes cumplir con los requisitos aplicables del código utilizado: cabeza, concha y diseños de boquillas de refuerzo, especificaciones de materiales, tensiones admisibles; eficiencias de soldadura, los criterios de inspección de aceptación, y el servicio cíclico requisitos. En servicio corrosivo, el espesor de pared utilizado en

estos cálculos será el espesor real tal como se determina por inspección (ver 5,7), menos el doble de la pérdida estimada corrosión antes de la fecha de la próxima inspección, excepto por las modificaciones en 98 6.4. Si el espesor real determinado por la inspección es mayorque el espesor en el informe de prueba con el material o el informe de datos del fabricante, debe ser confirmado por las mediciones de espesores múltiples, tomada en zonas donde el grosor de00 el componente en cuestión se ven afectados más comúnmente por el adelgazamiento debido a la formación. La medición de espesores procedimiento deberá ser aprobado por el inspector de recipientes a presión autorizados. Deberá tenerse en cuenta para otras cargas de confor-midad con las disposiciones aplicables del Código ASME.

5,5 DEFECTO DE INSPECCIÓN

Los buques deberán ser examinados para indicaciones visuales de distorsión. Si cualquier distorsión de un buque se sospecha o se observa, las dimensiones globales de la embarcación será controlado para confirmar si el recipiente está distorsionado y, si está distorsionado, para determinar el alcance y la gravedad de la distorsión. Las partes del buque que deben inspeccionarse más cuidadosamente dependen del tipo de buque y sus condiciones de funcionamiento. El inspector de recipientes a presión autorizados deben estar familiarizados con las condiciones de operación del buque y las causas y carac-tics de posibles defectos y deterioros. (Para las prácticas de inspección recomendados para los recipientes a presión, consulte API RP 572.)Cuidadoso examen visual es el más importante y el método más universalmente aceptado de inspección. Otros métodos que pueden utilizarse para complementar la inspección visual incluyen (a) de partículas magnéticas examen en busca de grietas y otras discontinuidades cerradas elon-en los materiales magnéticos; (b) el examen o colorante fluorescente penetrante-en busca de grietas que describen, porosidad, o pasador de agujeros que se extienden a la superficie del material y para delinear otras imperfecciones superficiales, especialmente en nonmag-nético materiales; (c) el examen radiográfico; (d) la medición de espesor por ultrasonidos y la detección de defectos; (e) la corriente de Foucault; (f) el examen metalográfico ; (g) las pruebas de emisión acústica; pruebas con martillo mientras que no está bajo presión, y (h) la prueba de presión. (Sección V del Código ASME puede ser utilizado como una guía para muchos de los no destructivos ción examen técnicas.)Preparación de la superficie adecuada es importante para el examen visual adecuada y para la aplicación satisfactoria de cualquier procedimiento auxil-iary, tales como los mencionados anteriormente. El tipo de preparación necesaria de la superficie depende de las circunstancias individuales, pero los preparativos superficie, tales como cepillo de alambre, chorro de arena, picar, moler, o una combinación de estos las preparaciones pueden ser necesarios.Si los revestimientos exteriores e interiores, tales como el aislamiento, refractario revestimientos protectores y revestimientos resistentes a la corrosión, están en buenas condiciones y no hay ninguna razón para sospechar que una condición insegura está detrás de ellos, no es necesario

quitarlos para la inspección del recipiente, sin embargo, puede ser aconsejable capaz de eliminar pequeñas porciones de los revestimientos para investigar su condición y la eficacia y la condición del metal por debajo de ellos.

Donde los depósitos operativos, como el coque, son normalmente SUPUSTOS a permanecer en una superficie de la vasija, es particularmente importante para determinar si tales depósitos protege adecuadamente la superficie de la vasija de deterioro. Para determinar esto, los exámenes in situ en la que está completamente el depósito separado de selección de áreas críticas pueden ser requerida.

Cuando los buques están equipados con las partes internas extraíbles, las partes internas no necesitan ser eliminado por completo mientras garantías razonables de que existe deterioro en regiones inaccesibles por los internos no está ocurriendo en una medida más allá de la que se encuentra en las partes más accesibles del buque.

BUQUE DE PRESIÓN CÓDIGO DE INSPECCION: MANTENIMIENTO DE INSPECCIÓN, EVALUACIÓN, REPARACIÓN Y MODIFICACIÓN 3.5

El propietario / usuario deberá especificar industria-calificados UT examinadores de ondas transversales cuando el propietario / usuario requiere lo siguiente: (a) detección de la superficie interior (ID) de última hora defectos planares al inspeccionar desde la superficie exterior (OD), o donde (b) detección, caracterización y / o 01 a través de la pared se requiere dimensionamiento de defectos planares. Aplica-ción ejemplos para el uso de tales industrias calificados examinadores UT ondas S son de aptitud para el servicio y el monitoreo futuro de conocidos defectos del interior de la superficie externa. El requisito para el uso de examinadores cualificados en la industria de ondas de cizalla UT entra en vigor dos años después de su publicación en este código o adición.

5.6 INSPECCIÓN DE PIEZAS

Las siguientes inspecciones no son todo incluido para cada buque, pero sí incluyen las características que son comunes a la mayoría de los buques y que son más importantes. Autorizados pre-sión inspectores del buque deberán complementar esta lista con los elementos adicionales necesarios para el buque en particular o bu ques-involucrados.

a. Examine las superficies de las cáscaras y las cabezas con cuidado para posi-bles grietas, ampollas, protuberancias y otras señales de deterioro. Preste especial atención a la falda y las regiones de fijación de apoyo y articulación de las cabezas. Si la evidencia de distorsión se encuentra, puede ser necesario realizar una comprobación detallada de los contornos reales o

dimensiones principales del buque y para comparar esos contornos y dimensiones de los detalles de diseño originales.

b. Examine las juntas soldadas y las adyacentes zonas afectadas por el calor inducido por el servicio grietas u otros defectos. En los buques remachados, examinar la cabeza del remache, correa trasero, placa, y las condiciones calafateadas borde. Si remache de vástago corrosión se sospecha, martillo pruebas o radiografía lugar formando un ángulo con el eje del vástago puede ser útil.

c. Examine las superficies de todos los pozos de acceso, boquillas y otras aberturas de distorsión, grietas y otros defectos, prestando particular atención a la soldadura utilizada para unir las partes y sus refuerzos. Normalmente, los orificios de drenaje en placas de refuerzo debe permanecer abierta para proporcionar evidencia visual de fugas edad, así como para prevenir la acumulación de presión en la cavidad. Examine las caras accesibles de brida para la distorsión y determinar la condición de las superficies de asiento de junta.

Práctica Recomendada API 574 proporciona más informa-ción sobre la inspección de tuberías, válvulas y accesorios-asociado

98 ATED con recipientes a presión. Práctica Recomendada API 572 proporciona más información sobre la inspección de recipientes a presión.

5,7 ESPESOR MÍNIMO DE EVALUACIÓN Y CORROSION

La corrosión puede provocar una pérdida uniforme (un general, relativamente incluso el desperdicio de un área de superficie) o puede causar un picado apariencia (un desperdicio obvio, superficie irregular). Corrosión uniforme puede ser difícil de detectar visualmente, y las lecturas de espesor puede ser necesario para determinar su extensión. Superficies sin hueso puede ser más delgada de lo que parecen visualmente, y cuando hay incertidumbre acerca de la localización de la superficie original, determinaciones de espesor también puede ser necesaria.

El espesor mínimo real y la tasa máxima a la corrosión por parte de un buque podrá ser corregida en cualquier inspección. Cuando el espesor mínimo real o tasa máxima a la corrosión esajustarse, uno de los siguientes medición de la corrosión tecnológicas deben ser considerados:

a. Cualquier examen no destructivo adecuado, tal como el examen ultrasónico o radiográfico, que no afectará a la seguridad del buque se puede utilizar siempre que se proporcionan las determinaciones de espesor mínimo. Cuando un método de medición produce una incertidumbre considerable, otros no destructiva, técnicas constructivas mediciones de espesores, tales como Ultra-03 sonic A-scan, B-scan, o C-scan, puede ser empleado. Radiografía de perfil puede ser también empleado.

b. Si aberturas adecuadas están disponibles, las medidas pueden sertomada a través de ellos.

c. La profundidad de la corrosión puede ser determinado por medición de las superficies sin corrosión dentro del recipiente cuando dichas superficies están en la vecindad de la zona corroída.

Cuando el espesor mínimo o máximo real corrosión se ha de ajustar, una de la siguiente evaluación 03 técnicas deben ser considerados:

a. Para un área corroída de tamaño considerable en la que las tensiones circunferenciales gobernar, por lo menos el espesor a lo largo del elemento más crítico de la zona puede ser promediados sobre una longitudinal longitud que no exceda de los siguientes:

1. Para los buques con un diámetro interior igual o inferior a 60 pulgadas (150 centímetros), la mitad del diámetro del vaso o de 20 pulgadas (50 centímetros), lo que sea menor.2. Para los buques con un diámetro interior superior a 60 pulgadas (150 centímetros), un tercio del diámetro de los vasos o 40 pulgadas (100 centímetros), el que sea menor.Cuando el área contiene una abertura, la distancia a cada lado de la abertura dentro de la cual los espesores son promedio de edad no se extenderá más allá de los límites de la armadura tal como se define en el Código ASME. Si, debido a las cargas de viento o de otros factores, los esfuerzos longitudinales gobernar, el espesor mínimo en una longitud determinada de manera similar de arco en el plano perpendicular más críticos para el eje del recipiente también se promediadas para el cálculo de las tensiones longitudinales. El espesor utilizado para la determinación de las tasas de corrosión en los lugares respectivos deberá ser el espesor medio, determinado como en el anterior. Para los fines de 5,4, el espesor real tal como se determina por inspección debe ser entendida para significar el valor más crítico de la media de espesor que ha sido determinada.b. Pozos muy dispersos puede ser ignorado mientras la siguientes condiciones:1. El espesor restante por debajo del pozo es mayor que la mitad del espesor requerido (1/2 trequired).2. El área total de las fosas no exceda de 7 pulgadas cuadradas (45 centímetros cuadrados) dentro de cualquiera de 8 pulgadas (20 centímetros) diámetro del círculo.

5.4 API 510

3. La suma de sus dimensiones a lo largo de cualquier línea recta Tabla 5-1-Valores del Factor radio esférico K1 dentro del círculo no exceda de 2 pulgadas (5 centímetros).c. Como una alternativa a los procedimientos recién descritos, los componentes con adelgazamiento de las paredes que, a causa de desperdicio de corrosión y de otros, están por debajo de los mínimos requeridos espesores de pared pueden ser evaluados para determinar si

son adecuados para un servicio continuo. Los componentes de adelgazamiento puede ser evaluada mediante el empleo del diseño de métodos de análisis de la Sección VIII, División 2, Apéndice 4, del Código ASME. Estos métodos también pueden utilizarse para evaluar las zonas de mezcla de tierra donde los defectos han sido eliminados. Es importante asegurarse de que no hay bordes afilados en las zonas de mezcla de tierra, para minimizar los efectos de concentración de esfuerzos.Cuando se utiliza este criterio, el valor de tensión utilizado en el diseño de la presión origi-nal buque será sustituido por el valor de Sm División 2 si la tensión de diseño es inferior o igual a 2/3- fuerza de fluencia mínimo (SMYS) a temperatura . Si la tensión de diseño original es mayor que la fuerza 2/3-specified rendimiento mínimo en la temperatura, entonces 2/3-specified mínimo de fluencia será sustituido por Sm. Cuando este enfoque se va a utilizar, consultando con un recipiente a presión ingeniero con experiencia en diseño de recipientes a presión se requiere.d. Cuando la superficie en una soldadura con un factor común de que no sea1,0, así como las superficies alejadas de la soldadura, se corroe, un cálculo independiente utilizando el factor de unión de soldadura apropiado debe ser hecho para determinar si el grosor de la soldadura o a distancia de la soldadura regula la presión de trabajo permisible. Para este cálculo, la superficie en una soldadura incluye 1 pulgada (2,5 centímetros) en cualquier lado de (medido desde la punta de la de soldadura) o al doble del espesor mínimo en cada lado de lasoldadura, lo que sea mayor.

e. Cuando se mide el espesor corroída de cabezas elipsoidales y torispherical, el espesor de gobierno puede ser de la siguiente manera:

1. El espesor de la región nudillo con el cabezal de rata-ción calculado por la fórmula cabeza apropiada.2. El espesor de la porción central de la región cóncava, en cuyo caso la región cóncava puede ser considerado un segmento esférico cuya presión permisible se calcula por la fórmula código para cáscaras esféricas. El segmento esférico de dos cabezas elipsoidales y torispherical se considera que la zona situada completamente dentro de un círculo cuyo centro coincide con el centro de la cabeza y cuyo diámetro es igual a 80 por ciento del diámetro de la concha. El radio del plato de cabezas torispherical es para ser utilizado como el radio del segmento esférico (igual al diá-metro de la cubierta de cabezales estándar, aunque otros radios han permitido). El radio del segmento esférico de ellip-soidal cabezas se considera que el radio equivalente esférico KD, donde D es el diámetro de la concha (igual a la mayor

1 D/2h K1

3.0 1.362.8 1.272.6 1.182.4 1.08

2.2 0.992.0 0.901.8 0.811.6 0.731.4 0.651.2 0.571.0 0.50

Nota: El radio esférico equivalente es igual a K1D; la relación entre ejes es igual a D/2h. La interpolación es permitida para los valores intermedios.

5,8 APTITUD PARA LA EVALUACIÓN DE SERVICIO 03

Componentes que contienen presión encontró que la degradación que podrían afectar a su capacidad de carga (carga de presión y otras cargas aplicables, por ejemplo, el peso, el viento, etc, según API RP579) se evaluaron para la continuidad del servicio. Adecuación a los ser-vicios técnicas, tales como los documentados en la API RP 579, se pueden utilizar para esta evaluación. La aptitud para el servicio técni-cas utilizadas deben ser aplicables a la degradación específica observada. Las siguientes técnicas pueden usarse como una alternativa a las técnicas de evaluación en 5.7.

una. Para evaluar la pérdida de metal por encima de la corrosión permitir-ción, una evaluación de aptitud para el servicio puede ser realizado de acuerdo con las siguientes secciones de API RP 579, según corresponda. Esta evaluación requiere el uso de una futura corrosión prestación, que se establecerá sobre la base de la sección 6 de este código de inspección. 011. Evaluación de metales en general por pérdida de API RP 579, Sección 42. Evaluación de metal Local Pérdida de API RP 579, Sección 53. Evaluación de la corrosión por picadura-API RP 579, Sección 6 b. Para evaluar las ampollas y las laminaciones, una evaluación de aptitud para el servicio debe ser realizado de acuerdo con las normas API RP579, Sección 7. En algunos casos, esto requerirá la evaluaciónel uso de una asignación futura corrosión, que será establecido sobre la base de la sección 6 de este código de inspección.

c. Para evaluar la desalineación de soldadura y las distorsiones de shell, una evaluación de condición física-por-servicio debe ser realizado de acuerdo con las normas API RP 579, Sección 8.d. Para evaluar las grietas como defectos, una aptitud para el servicio de evalua-ción debe realizarse de acuerdo con las normas API RP 579, eje y) y K1En la Tabla 5-1. En la Tabla 5-1, h es la mitad Sección 9 la longitud del eje menor [igual a la profundidad interior de lacabeza elipsoidal medido desde la línea tangente (línea headbend)]. Para muchas cabezas elipsoidales, D/2h es igual a 2,0.

e. Para evaluar los efectos de daño de fuego, una aptitud para el servicio evaluación debe llevarse a cabo de acuerdo con API RP579, Sección 11.

BUQUE DE PRESIÓN CÓDIGO DE INSPECCION: MANTENIMIENTO DE INSPECCIÓN, EVALUACIÓN, REPARACIÓN Y MODIFICACIÓN 1.6

SECCIÓN 6-INSPECCIÓN Y ENSAYO DE RECIPIENTES A PRESION Y DISPOSITIVOS alivio de presión 6.1 GENERAL

Los recipientes a presión deberán ser inspeccionados en el momento de la instalación. Las inspecciones internas sobre el terreno de nuevos vasos no son necesarios, siempre y cuando los datos de un fabricante reportar asegurar que los bu-ques son satisfactorios para el servicio previsto es disponible. Para asegurar la integridad del buque, todos los recipientes a presión deberán ser inspeccionados en las frecuencias previstas en esta sección.En la selección de la técnica (s) que debe utilizarse para la inspección de un recipiente a presión, tanto la condición del recipiente y el entorno en el que opera debe tenerse en consideración. La inspección, según se considere necesario por el inspector de recipientes a presión autorizados, puede incluir muchos de una serie de técnicas no destructivas, incluida la inspección visual. Internal inspección se prefiere debido a la degradación del lado proceso (corrosión, erosión y agrietamiento ambiental) puede no ser uniforme en todo el recipiente y, por lo tanto, difícil de localizar por ECM externo. En la corriente de inspección puede ser aceptable enlugar de la inspección interna de los buques bajo el específico circuns-98 posiciones definidas en el punto 6.4. En situaciones en las que sobre-corriente de inspecciónes aceptable, tal inspección se puede realizar ya sea mientras el buque se encuentre fuera de servicio y sin presión o el flujo y bajo presión. Excepto en respuesta a una necesidad evidente, como cuando agrietamiento del medio ambiente (véase la Guía para la Inspección de equipos de refinerías, Capítulo II) se sospecha de inspección técnicas de exceder los requisitos de examen utilizados en el diseño y fabricación de la vasija no son necesarios.La inspección adecuada debe proporcionar la información necesaria para determinar que todas las secciones esenciales o com-nentes de la embarcación son seguros para operar hasta la próxima inspección programada. Los riesgos asociados con el cierre operacional y puesta en marcha y la posibilidad de corrosión debido al aumento de las ex-posición de las superficies de los vasos al aire y la humedad deben ser evaluados cuando una inspección interna se está planificando.

6,2 BASADO EN EL RIESGO DE INSPECCIÓN

La identificación y la evaluación de la degradación potencial mecanismos son pasos importantes en la evaluación de la probabilidad de fallo de vasija de presión. Sin embargo, los ajustes a la estrategia de inspección y tácticas para tener en cuenta las consecuencias de un fracaso también debe ser considerado. La combinación de la apreciación del riesgo de fracaso y las consecuencias

del fracaso son 98 elementos esenciales de la inspección basada en riesgo (RBI).Cuando un propietario / usuario decide realizar una evaluación RBI, debe incluir una evaluación sistemática, tanto de la probabilidad de falla y las consecuencias asociadas al fracaso, de acuerdo03 con API RP 580. La evaluación del riesgo debe basarse en todas las formas de degradación que razonablemente podía esperarse que afectan a un buque en cualquier servicio en particular. Ejemplos de dichos mecanismos radation deg-incluyen: pérdida de metal interna o externa de una forma identificada de la corrosión (localizado o general), todas las formas de hidrógeno de craqueo, incluyendo asistida y el estrés corrosión de grietas (desde el interior o las superficies externas de un buque ), y cualesquiera otras formas de degradación metalúrgica, corrosión o mecánico, tales como fatiga, fragilidad, fluencia, etc Addi-mente, la eficacia de las prácticas de inspección, herramientas y técnicas utilizadas para la búsqueda de los esperados y el potencial de degradación mecanismos deben ser evaluado. Esta probabilidad de evaluación a prueba de ure se debe repetir cada vez el equipo o proceso se realizan cambios que pueden afectar significativamente a las tasas de degradación o causar el fallo prematuro de la embarcación.Otros factores que deben ser considerados en un RBI-evaluación a cabo de conformidad con las normas API RP 580 son: 03 idoneidad de los materiales de construcción, las condiciones de diseño de los buques, en relación con las condiciones de funcionamiento, apro-ateness de los códigos de diseño y estándares utilizados; efectidad de los programas de monitoreo de corrosión, y la calidad de los programas de mantenimiento e inspección de control de calidad / garantía de calidad. Equipos para el fallo y la información también será información importante para esta evaluación. La evaluación consecuencia debe considerar los posibles incidentes que puedan ocurrir como resultado de la liberación de líquidos, incluyendo explosiones, incendios, exposición a tóxicos, impacto ambiental y de salud efectos asociados con la falla de un buque. 98Es esencial que todas las evaluaciones impulsadas estar bien documentada, de conformidad con las normas API RP 580, definiendo claramente todos los 03 factores que contribuyen a la probabilidad y la consecuencia de un fallo de la vasija.

Después de una evaluación RBI efectiva se lleva a cabo, los resultados pueden ser utilizados para establecer una estrategia de inspección de buques y más específicamente a definir mejor la siguiente:

una. Los métodos de inspección más adecuados, el alcance, las herramientas y técnicas que se utilizan sobre la base de las formas previstas de degradación.b. La frecuencia adecuada para internos, externos y en funcionamiento-inspecciones.c. La necesidad de una prueba de presión después de la avería se ha incurrido o después de las reparaciones o modificaciones que se han completado. d. La prevención y mitigación de medidas para reducir la probabilidad y la consecuencia de un fracaso del vaso.

Una evaluación RBI puede ser utilizado para establecer los intervalos de inspección adecuados para revisiones internas y en la corriente, incluyendo un aumento potencial en el límite de inspección 10 años-03 se describe en 6.4, así como el intervalo externo descrito en6,3. Cuando se usa para aumentar el límite de 10 años, el RBI evalua-ción deben ser revisados y

aprobados por un ingeniero recipiente a presión y autorizado inspector de recipientes a presión en intervalos no mayores de 10 años, o con más frecuencia si se justifica por el proceso, equipo o consecuencia cambios.

6.3 INSPECCIÓN EXTERNA

Cada aérea buque deberá recibir una inspección visual externa, preferiblemente mientras está en funcionamiento, por lo menos cada 5 años o en el mismo intervalo que la requerida interna o en-

- ``, `` `-` - `,`, `,`, `--- 6.2 API 510 inspección corriente, el que sea menor. La inspección será, como mínimo, determinar el estado del aislamiento exterior, el estado de los soportes, la previsión para la expansión y la alineación general del buque en sus soportes. Cualquier señal de fuga debe ser investigado de manera que las fuentes puede ser establecida. Inspección de corrosión bajo aislamiento (CUI), se considerará para el exterior con aislamiento vasos 98 sujeto a la entrada de humedad y que operan entre 25 ° F (-4 ° C) y 250 ° F (120 ° C), o están en servicio intermitente. Estainspección podrá requerir la extirpación de un cierto aislamiento. Normalmente, no es necesario quitar el aislamiento si el depósito del recipiente completo está siempre funciona a una temperatura suficientemente baja [menos de 25 ° F (-4 ° C)] o suficientemente alta [por encima de 250 °F 98 (120 ° C)] para prevenir la presencia o la condensación de humedad-tura por debajo del aislamiento. Alternativamente, espesor de la cáscara mediciones realiza internamente en áreas de problemas típicos (por ejemplo, anillos de refuerzo, alrededor de las boquillas, y otros ubica-ciones que tienden a atrapar la humedad o permitir la entrada de humedad) se puede realizar durante las inspecciones internas. Vasos enterrados deberán ser inspeccionados para determinar su estado externo del medio ambiente. El intervalo de inspección se basa en la corrosión tasa de información obtenida a partir de uno o más de los métodos siguientes: (a) durante el mantenimiento de activi-dad en la tubería de conexión adyacente de material similar, (b) el examen de intervalo (especificado en el párrafo anterior ) de manera similar enterrado cupones de ensayos de corrosión de un material similar, (c) a partir de porciones representativas de la embarcación real, o (d) de un vaso en circunstancias similares.Los buques que se sabe que tienen una vida residual superior a 10 años o que estén protegidos contra la corrosión externa-por ejemplo, (a) los buques aislados eficazmente para impedir la entrada de humedad, (b) con camisa de recipientes criogénicos, (c) Ves-sels instalado en una caja fría en el que se purga la atmósfera con un gas inerte, y (d) los buques en los que se mantiene la temperatura es suficientemente alta o baja lo suficiente como para excluir la presencia de agua no necesitan tener aisla-miento eliminado la inspección externa. Sin embargo, la condi-ción de su sistema de aislamiento o de su revestimiento exterior, como la cáscara de caja fría, se observaron por lo menos cada 5 años y reparar si es necesario.

98 6.4 INSPECCIÓN INTERNA Y EN STREAM-

El período entre la interna o en la corriente inspecciones no excederá de la mitad de la vida útil estimada restante del buque a día de corrosión o 10 años, lo que sea menor. En los casos en los que se estima la vida útil restante de funcionamiento seguro a ser inferior a 4 años, el intervalo de inspección puede ser el total de vida restante de funcionamiento seguro, hasta un máximo de 2 años. Para los recipientes de presión que están en servicio no continuo y están aislados de los fluidos del proceso tales que no están expuestos a ambientes corrosivos (tales como gas inerte purgado o lleno de hidrocarburos no corrosivos), los 10 años serán los 10 años de vida de servicio real expuesta . El equipo que no esté debidamente protegida de ambientes corrosivos pueden experimentar importantes corrosión interna mientras está inactiva y debe ser revisado cuidadosamente la hora de establecer ins intervalos ción. En ningún caso estos exceder de la mitad del restante estimado corrosión ritmo de vida, o 10 años desde la última inspección. Las inspecciones externas de los buques en servicio no continua siendo el mismo que el de continuo servicio, como se indica en 6.3. 98 Excepto como se indica a continuación, la inspección interna suele ser el método preferido de inspección, y se realizarán en los buques sujetos a importantes corrosión localizada y otros tipos de daños. A la discreción del inspector de la presión del recipiente autorizado, en funcionamiento inspección puede estar sustituido para la inspección interna en las siguientes situaciones:

a. Cuando el tamaño, la configuración o la falta de acceso hace que la entrada buque para inspección interna físicamente imposible.

b. Cuando la tasa de corrosión general de un buque se sabe que es menos de 0,005 pulgadas (0,125 milímetros) por año y la vida estimada restante es mayor de 10 años, y todas las condiciones siguientes se cumplen:

1. El carácter corrosivo de los contenidos, incluyendo el efecto de los componentes traza, se ha establecido por lo menos 5 años de experiencia el mismo servicio o comparable con el tipo de contenido que se manejan.

2. Ninguna condición cuestionable es revelada por la inspección externa se especifica en 6.3. 983. La temperatura de funcionamiento del depósito del recipiente de acero no supera los límites de temperatura inferiores para el rango de ruptura-fluencia del material del vaso.4. El recipiente no se considera sujeto a ambiental agrietamiento o daño por hidrógeno a partir del fluido que se manejan. Por otra parte, una evaluación RBI, como se permite en6,2 se puede realizar para determinar que el riesgo asociado con agrietamiento ambiental o daño por hidrógeno es aceptablemente baja y que la eficacia de externotécnicas de inspección es adecuada por el daño meca-nismo. Esta evaluación debe incluir una revisión del pasado 03las condiciones del proceso y las posibles condiciones del proceso en el futuro.

5. El recipiente no tiene un revestimiento no unido integralmente como revestimiento o forro de tira de placa.

Si los requisitos del punto b anterior no se cumplen, como resultado de las condiciones observadas durante la prevista en funcionamiento inspección, la próxima inspección programada será un interno de inspección. Cuando un buque ha sido inspeccionado internamente, los resultados de una inspección actual se puede utilizar para determinar si una inspección en el flujo puede ser sustituido por un interno inspección de un buque que opere similar en el mismo servicio 98y condiciones. Cuando una inspección corriente en que se llevó a cabo en lugar de una inspección interna, un examen minucioso deberá ser realizado el uso de mediciones de espesor por ultrasonido o tecnólogo-grafía, u otros medios apropiados de ECM para medir espesores de metal y / o evaluar la integridad de el metal y soldaduras. Si una inspección corriente en que se llevó a cabo, el autorizado presión inspector de buques tendrán acceso suficiente a todas las partes del buque (cabezas, concha y boquillas) para que el

BUQUE DE PRESIÓN CÓDIGO DE INSPECCION: MANTENIMIENTO DE INSPECCIÓN, EVALUACIÓN, REPARACIÓN Y MODIFICACIÓN 3.6

inspector comprueba que una evaluación precisa de la condición de buque puede ser hecho.Un número representativo de mediciones de espesor debe llevarse a cabo, en cada recipiente para satisfacer los requisitos para una inspección interna o en la corriente. Por ejemplo, el espesor de todos los componentes principales (conchas, cabezas, secciones cónicas) y una muestra representativa de las boquillas de los vasos debe ser medido y registrado, y la vida restante y el intervalo siguiente inspección debe calcularse para el componente limitante. La decisión sobre el número y ubicación de las mediciones de espesores en cuenta los resultados de inspecciones anteriores, si está disponible, y la consecuencia potencial de pérdida de contención. Las mediciones realizadas en un número de puntos de medición de espesores (TMLS) están destinadas a establecer las tasas de corrosión general y localizada en diferentes secciones de la embarcación. Un número mínimo de TMLS son aceptables cuando la tasa establecida de la corrosión es baja y no localizada. Para los recipientes a presión susceptibles a la corrosión localizada, es vital que los entendidos en la corrosión localizada mecanismos ser consultado sobre la colocación adecuada y el número de TMLS. Adicionalmente, para la corrosión localizada, es importante que las inspecciones se realizan utilizando métodos de exploración tales como la radiografía de perfil, el ultrasonido de exploración, y / u otros métodos adecuados ECM que revelarán el alcance y extensión de la corrosión localizada. La vida útil restante del buque se calcularán a partir de la siguiente fórmula:

t - t-------------------------------------------------- ----

o al comienzo de un nuevo entorno de la tasa de corrosión.

tprevious = espesor, en milímetros (pulgadas), en el mismo lugar como táctil medida durante una inspección anterior 01.

Las tasas de corrosión a largo plazo ya corto plazo debe ser comparado como parte de la evaluación de los datos. La inspección autorizado-tor, en consulta con un especialista en corrosión, deberá seleccionar la velocidad de corrosión que mejor refleja el proceso actual.Un análisis estadístico se puede utilizar en la velocidad de corrosión y el resto de los cálculos de vida para las secciones del recipiente de presión. Este enfoque estadístico se puede aplicar para la evaluación de la sustitución de una inspección interna (punto B en el anterior), o para la determinación del intervalo de inspección interna. Se debe tener cuidado para asegurar que el tratamiento estadístico de los resultados de los datos refleja el estado real de la sección del vaso. El análisis estadístico no es aplicable a los buques con importantes locales-lizados corrosión.La determinación de la tasa de corrosión puede incluir datos de espesor recogidas en más de dos veces diferentes. Uso adecuado de las tasas de corrosión a corto plazo versus largo plazo deberán ser determinados por el inspector de recipientes a presión autorizados. Cuando hay una discrepancia entre el corto plazo y largo plazo las tasas de corrosión cor, un ingeniero con experiencia en recipientes a presión corrosión puede necesitar ser consultado sobre el uso de estas tasas, en Vida restante (años)

donde velocidad de corrosión [Pulgadas (mm) por año] la discreción del inspector, para el cálculo de los restantes la vida y la fecha de la próxima inspección. Para que un buque grande, con dos o más zonas de diferentes velocidades de corrosión, cada zona puede ser tratado independientemente táctil = el espesor real, en milímetros (pulgadas), medida en el momento de la inspección para una localización dada o componente. trequired = el espesor requerido, en milímetros (pulgadas), en el mismo lugar o componente según la medición por medio del tacto, calculado mediante las fórmulas de diseño (por ejemplo, la presión y estructural) antes de la provisión a la corrosión y la tolerancia del fabricante se añaden.

01 El largo plazo (LT) velocidad de corrosión se calcula a partir de la siguiente fórmula: tinitial – táctil en cuanto a la periodicidad de las inspecciones o de sustituibilidad-ción de la inspección interna con una inspección en el arroyo. Si un análisis de múltiples zonas se utiliza, la zona más corta con la restante vida media se utiliza como el caso límite de ajuste del intervalo de inspección interna o para la sustitución de la inspección interna con una inspección en el flujo.Un método alternativo para establecer el intervalo de inspección requerida basándose en la vida útil restante es mediante el cálculo de la proyectada presión máxima de trabajo (PTMA) de cada componente de recipiente como se describe en 5,4. Este procedimiento puede ser iterativo que implica la selección de un intervalo de inspección, la determinación de la pérdida por corrosión se

espera durante el intervalo, y el cálculo de la PSMA proyectada. La inspección de las inter-Corrosión tasa LT

tiempo (años) entre y tval está dentro del máximo permitido, siempre que el proyectado = ------------------------------------------------- -----------------------------------------inicialreal

PTMA del componente limitante no es menor que el menor

El corto plazo (ST) la velocidad de corrosión se calcula a partir de la siguiente fórmula: tprevious – táctil de la placa de características o PSMA rerated. El máximo inspec-ción intervalo utilizando este método también es de 10 años. Cuando se presentan problemas con la carga externa, material defectuoso o fabricación de la vida residual como deter- Velocidad de corrosión ST

tiempo (años) entre t

y t minado anteriormente se reducirá a reconocer esas condiciones. = ------------------------------------------------- ---------------------------------------------- anterior real Si el deterioro debido a condiciones tales como las mencionadas tinitial = espesor, en milímetros (pulgadas), en el mismo lugar como medido por medio del tacto en la instalación inicial en el 5,2 es detectado, el intervalo de inspección debe ser ade-cuadamente ajustados. 4.6 API 510

Si las condiciones de servicio de un recipiente se cambian, la presión de funcionamiento máxima, la temperatura operac-ción máxima y mínima, y el período de funcionamiento hasta la próxima inspección se establecerá para las condiciones de servicio nuevas.Si tanto la propiedad y la ubicación de un buque se cambian, el buque será inspeccionado internamente y externamente antes de ser reutilizado, y las condiciones admisibles de servicio y el

período próximo de control será establecido para el nuevo servicio.

98 6,5 PRESIÓN DE PRUEBA

Cuando el inspector de recipientes a presión autorizados cree que una prueba de presión es necesaria o cuando, después de ciertas reparaciones o alteraciones, el inspector considera que uno es necesario (ver7.2.9), la prueba se llevará a cabo a una presión de acuerdo con el código de construcción utilizado para la determinación de la máxima presión de trabajo permisible. Para minimizar el riesgo de fractura frágil durante el ensayo, la temperatura del metal se debe mantener por lo menos 30 ° F (17 ° C) por encima del mínimo98 Diseño temperatura del metal para los buques que tengan más de 2 pulgadas (5 centímetros) de espesor, o 10 ° F (6 ° C) por encima de los barcos que tienen un espesor de 2 pulgadas (5 centímetros) o menos. La temperatura de prueba no necesita exceder los 120 ° F (50 ° C) a menos que exista información sobre las características quebradizas del material de recipiente que indica que una temperatura de ensayo más baja es aceptable o una temperatura de ensayo más elevada es needed.5Prueba neumática se puede utilizar cuando la prueba hidrostática es impracticable debido a la temperatura, fundación, revestimiento refractario, o por razones de proceso, sin embargo, el personal y los riesgos potenciales de las pruebas de neumáticos de propiedad será considerada antes de la prueba se lleve a cabo. Como mínimo, las precauciones de inspección contenidas en el Código ASME se pueden aplicar en cualquier prueba neumática. Antes de aplicar una prueba hidrostática de equipo, se debe considerar que la estructura de soporte y el diseño de la cimentación.Cuando un ensayo de presión se realizaron en el que la presión de prueba deberá exceder la presión de tarado de la válvula de seguridad con el ajuste más bajo, la válvula de seguridad o las válvulas debe ser eliminado. Una alternativa a la eliminación de las válvulas de alivio de seguridad es utilizar pinzas de prueba para mantener bajos los discos de las válvulas. La aplicación de una carga adicional para el resorte de la válvula girando el tornillo de compresión no se recomienda. Otros appurte-nanzas, tales como tubos de nivel, manómetros, y discos de ruptura, que pueden ser incapaz de soportar la presión de ensayo también se debe quitar o deben ser tapadas o con ventilación. Cuando la prueba de presión se ha completado, dispositivos de alivio de presión de los ajustes adecuados y otros accesorios retirado o hecho inoperante durante la prueba de presión se reinstalar o reactivar.

5 Para los vasos sin mínimo de temperatura de metal de diseño, la temperatura de funcionamiento mínimo aceptable debe ser usado en lugar de la temperatura de diseño mínima del metal.

6,6 de alivio de presión DISPOSITIVOS 98

Las válvulas de seguridad deberán ser probados y reparados por organizaciones de reparación de experiencia en mantenimiento de la válvula. Cada organización de reparación debe tener un sistema de control de calidad plenamente documentado. Como mínimo, los siguientes requisitos y piezas de documentación debería ser incluido en el sistema de control de calidad:una. Título de la página.b. Revisión de registro. 98c. Ver página.d. Declaración de la autoridad y la responsabilidad. e. Organigrama.f. Alcance de los trabajos.g. Dibujos y controles de especificación. h. Material y control de elementos.i. Reparación y programa de inspección.j. Soldadura, el examen no destructivo, y los procedimientos de tratamiento térmico.k. Válvula de prueba, ajuste, prueba de fugas, y el sellado. l. Ejemplo general de la placa de identificación de reparación de la válvula.m. Procedimientos para la calibración de medición y manómetros de prueba. n. Copias controladas del manual.o. Ejemplos de formularios.p. Reparar formación personal o calificaciones.

Cada organización de reparación también debe tener un programa de capacitación totalmente documentada que haya seguridad de que la reparación del per-sonal están cualificados en el ámbito de las reparaciones.Las válvulas de alivio de presión se comprobarán a intervalos suficientemente frecuentes que son para verificar que las válvulas de un rendimiento fiable. Esto puede incluir pruebas de las válvulas de alivio de presión en el equipo recién instalado. Dispositivos de alivio de presión deben ser probados y mantenidos de acuerdo con API Recommended Practice 576. Otros dispositivos de alivio de presión, tales como rup-98tura discos y las válvulas del interruptor al vacío, deben estar plenamenteexaminados a intervalos determinados sobre la base de servicio.Los intervalos entre las pruebas de alivio de la presión-o dispositivo de inspección debe ser determinada por el rendimiento de los dispositivos en el servicio de que se trate. Intervalos de prueba o inspección de los dispositivos de alivio de presión en el proceso típico de servi-cios no supere los 5 años, a menos documentado expe-cia o de una evaluación del riesgo indique que un intervalo más largo es 03aceptable. Por limpias (nonfouling), servicios no corrosivos, los intervalos máximos pueden aumentarse a 10 años. Al ser-vicios registros indican que un dispositivo de alivio de la presión recibió una falta en exceso o atrapado en la última inspección o prueba, el intervalo de ser-vicio se reducirá si la revisión demuestra que el dispositivo no puede funcionar de manera confiable en el

futuro. La revisión debe incluir un esfuerzo para determinar la causa de las incrustaciones o las razones de los dispositivos de descarga no funciona correctamente.

98 6.7 REGISTROS

Propietarios y usuarios de recipientes a presión deberán mantener registros permanentes y progresivas de los barcos de su presión. Los registros permanentes se mantendrá durante toda la vida útil de cada barco; registros progresistas se actualizará periódicamente para incluir nueva información pertinente a la operación, inspección-ción, y el historial de mantenimiento del buque.01 registros recipiente a presión deberá contener cuatro tipos de información sobre los buques pertinentes a la integridad mecánica de la siguiente manera:

una. Construcción e información de diseño. Por ejemplo, el número de serie del equipo u otro identificador, los informes de datos de los fabricantes (MDR), los datos de diseño de especificación, diseño CAL-MDR cálculos (donde estén disponibles), y los planos de construcción. Para los recipientes a presión que no tienen una placa de identificación y una mínima o ninguna documentación de diseño y construcción, los pasos siguientes pueden utilizarse para verificar la integridad de funcionamiento:i. Realizar una inspección para determinar el estado de la ves-sel. Efectúe todas las reparaciones necesarias.ii. Definir los parámetros de diseño y preparar los dibujos y cálculos.iii. Cálculos básicos sobre los códigos y las normas aplicables y la situación del buque después de cualquier reparación. No utilice los valores admisibles de tensión basado en el factor de diseño de 3,5.Véase el Código ASME Sección VIII, División 1, párrafo00 UG-10 (c) respecto de la evaluación de los materiales no identificados. Si UG-10 (c) no se sigue, a continuación, para los aceros de carbono, utilizar tensiones admisibles para SA-283 Grado C, y para materiales de aleación y no ferrosos, el uso de rayos X análisis de fluorescencia para determinar el tipo de material sobre el que basar los valores admisibles de la tensión .Al alcance de la radiografía realizada originalmente no se conoce, utilizará el factor común de 0,7 para las soldaduras a tope, o considerar la realización de una radiografía si un factor mayor articulación es necesaria. (Reconocer que la radiografía de la realización de las soldaduras en un vaso con diseño minimalista o no y construcción documentación puede resultar en la necesidad de una evaluación de aptitud para el servicio y reparaciones importantes.)iv. Coloque una placa de identificación o estampado que muestra la maxi-00 mum presión de trabajo admisible y la temperatura, la temperatura mínima permitida, y la fecha.v Realice una prueba de presión tan pronto como sea posible, según lo requerido por el código de construcción utilizado para los cálculos de diseño.

b. Funcionamiento y la historia de la inspección. Por ejemplo, condiciones de uso, incluyendo alteraciones en el proceso que puedan afectar a la integridad mecánica, los informes de inspección y los datos de cada tipo de inspección que llevó a cabo (por ejemplo, interna, externa, medidas de espesor), y de inspección recomenda-ciones para su reparación. Vea el Apéndice C para los registros de la presión de la muestra de inspección de buques. Los informes de inspección debe documentar la fecha de cada inspección y / o prueba, la fecha de la próxima inspección programada, el nombre de la persona que realizó la inspección y / o prueba, el número de serie u otra identificación fier-del equipo inspeccionado, una Descripción de la inspección y / o prueba realizada, y los resultados de la inspección y / o ensayo.c. Reparación, alteración y rerating información. Por ejemplo, (1) las formas de reparación y modificación, como la que se muestra en el Apéndice D, (2) los informes que indican que el equipo aún en servicio con identificó deficiencias o recomendaciones para la reparación son adecuados para servicio continuo hasta que las reparaciones se pueden completar, y ( 3) rerating documentación (incluyendo cálculos rerating, nuevas condiciones de diseño y pruebas de estampación).

d. Aptitud para el servicio de documentación de evaluación requisitos se describen en la API RP 579, sección 2.8. Los requisitos específicos de documentación para el tipo de falla 01 siendo evaluados se presentan en la sección correspondiente del API RP579.

Sección 7-reparaciones, reformas, Y RERATING de recipientes a presión

7.1 GENERAL

Esta sección cubre las reparaciones y reformas para presionar Ves-ques por soldadura. Los requisitos que deben cumplirse antes de recipientes a presión se puede rerated también están incluidos en esta sección. Cuando las reparaciones o modificaciones hay que realizar, los requisitos aplicables del Código ASME, los códigos para que los buques fueron construidos, u otros códigos específicos del recipiente de presión calificación deberán seguirse. Antes de cualquier reparación o alteran-ciones se realizan, todos los métodos propuestos de ejecución, todos los materiales, y todos los procedimientos de soldadura que se van a utilizar debe ser aprobado por el inspector de la presión del recipiente autorizado y, en caso necesario, por un ingeniero recipiente de presión experimentado en la presión diseño de buques, fabricación o inspección.

7.1.1 AutorizaciónTodos los trabajos de reparación y modificación deberá ser autorizada por el inspector de recipientes a presión autorizados antes de comenzar el trabajo de una organización de reparación

(ver 3.13). Autorización para modificar-ciones de recipientes a presión que cumplan con la Sección VIII, Divisiones 1 y 2, del Código ASME y las reparaciones de pre-sión buques que cumplan con la Sección VIII, División 2, del Código ASME no puede recibir hasta un recipiente a presión ingeniero con experiencia en diseño de recipientes a presión ha sido consultado acerca de las modificaciones y reparaciones y las ha aprobado. El inspector de recipientes a presión autorizados a designar a las aprobaciones de cationes fabri-que se requieren. El inspector de recipientes a presión autorizados podrán dar su autorización previa para las reparaciones en general limitada o de rutina, siempre que el inspector está seguro de que las reparaciones son del tipo que no requieren pruebas de presión.

7.1.2 AprobaciónEl inspector autorizado de recipientes a presión deberá aprobar todos los trabajos de reparación y modificación especificada después de una inspección del trabajo ha demostrado que el trabajo sea satisfactorio y cualquier prueba de presión requerida ha sido testigo.

7.1.3 Reparación de Defectos

Una grieta en una junta soldada y un defecto en una placa puede ser reparado mediante la preparación de una ranura en U o forma de V para la profundidad y la longitud de la fisura y luego llenar la ranura con metal de soldadura depositado de acuerdo con 7.2. No grieta será reparado sin la autorización del inspector de buques autorizados presión. Reparación de una grieta en una discontinuidad, donde las concentraciones de esfuerzos puede ser grave, no debe intentarse sin previa consulta con un ingeniero de recipiente de presión con experiencia en diseño de recipientes a presión.Zonas de corrosión, tal como se define en 5.7, se puede restaurar con metal de soldadura depositado de acuerdo con 7.2. Superficie irregularidades y la contaminación del reglamento será eliminado antes de soldar. El examen no destructivo e inspección adecuado para la medida de restauración que se realiza debe ser especificados en el procedimiento de reparación.

7.2 SOLDADURATodas las soldaduras de reparación y modificación se hará de conformidad con los requisitos aplicables del Código ASME, excepto los autorizados en 7.2.11.

7.2.1 Procedimientos y calificacionesLa organización de la reparación deberá utilizar soldadores y procedimientos de soldadura calificados de acuerdo con los requisitos aplica-bles de la Sección IX del Código ASME.

7.2.2 Registros de CalificaciónLa organización de la reparación deberá mantener registros de sus procedimientos de soldeo cualificado y su rendimiento soldadura cualificaciones. Estos registros deberán estar a disposición

del inspector antes del inicio de la soldadura. Procedimientos calificados de la organización de reparación de soldadura y las calificaciones de desempeño de soldadura deberán estar de acuerdo con el código correspondiente.

7.2.3 Precaliente o métodos controlados por deposición de soldadura como alternativas al tratamiento térmico posterior a la soldaduraPrecalentamiento y de soldadura deposición controlada, como se describe en7.2.3.1 y 7.2.3.2, se puede utilizar en lugar de calor después del soldeo tratamiento (PWHT) donde PWHT es desaconsejable o innecesaria mecánicamente. Antes de usar cualquier método alternativo, una revisión de metal lurgical realizado por un ingeniero recipiente a presión se lleva a cabo para evaluar si la alternativa propuesta es adecuada para la aplicación. La revisión debe considerar factores tales como la razón de la PWHT original de la equipos, la susceptibilidad del servicio para promover la corrosión bajo tensión, tensiones en el lugar de la soldadura, la susceptibilidad a hidrógeno de alta temperatura ataque, la susceptibilidad a la fluencia, Selección de etc el procedimiento de soldadura utilizado se basa en la00reglas del código de construcción aplicables a los trabajos previstosjunto con un estudio técnico de la adecuación de la soldadura en la condición del material soldado en condiciones de prueba de funcionamiento y la presión.Cuando se hace referencia en este apartado a los materiales por la designación ASME, P Número y Grupo N, los requisitos de esta sección se aplican a los materiales aplicables del código original de construcción, ya sea ASME u otro, que se ajustan por la composición química y mecánica propiedades a la ASME P-Número y Grupo Número desig-naciones.Los buques construidos de aceros diferentes a los mencionados en7.2.3.1 y 7.2.3.2 que PWHT inicialmente exigido deberá ser tratada si térmico después del soldeo alteraciones o reparaciones que impliquen la presión límite de soldadura se realizan. Cuando uno de los si- 7.2 API 510

guientes métodos se utiliza como una alternativa a PWHT, el factor de eficiencia PWHT conjunta se puede continuar si el factor se ha utilizado en el diseño actualmente clasificar.

7.2.3.1 Método de precalentamiento (Resistencia NotchPrueba No se requiere)

una. Pruebas Resiliencia no es necesario cuando este método de soldadura se utiliza.b. Los materiales se limitará a P-No. 1, Grupo 1, 2, y3, y P-No. 3, Grupo 1 y 2 (excluyendo Mn-Mo en acerosGrupo 2).

c. La soldadura se limita a la soldadura blindado de arco metálico (SMAW), gas-soldadura de arco metálico (GMAW), y gas-tungsteno-arco de soldadura (GTAW) procesos.d. El área de la soldadura se precalienta y se mantiene a una temperatura min-mo de 300 ° F (150 ° C) durante la soldadura. La300 ° F (150 ° C) temperatura se debe comprobar para asegurar que4 pulgadas (10 mm) del material o cuatro veces el material de espesor (el que sea mayor) en cada lado de la ranura se mantiene a la temperatura mínima durante la soldadura. La temperatura entre máximo no será superior a 600 ° F (315 ° C). Cuando la soldadura no penetra a través de la completa00espesor del material, el mínimo de precalentamiento y-maxitemperaturas mínimas entre pasadas sólo necesita ser mantenida a una distancia de 4 pulgadas (10 mm) o de cuatro veces la profundidad de la soldadura de reparación, lo que sea mayor en cada lado de la articulación.

7.2.3.2 La deposición controlada de soldadura Método(Pruebas Resiliencia Obligatorio)

una. Pruebas de Resiliencia, como el establecido por el Código ASME Sección VIII - División 1, partes UG-84 y 66-UCS, es necesario cuando las pruebas de impacto son requeridos por el código original de la construcción o el código de construcción aplicable a las obras previstas .b. Los materiales se limitará a P-No. 1, P-No. 3, P-y N º 4 aceros.c. La soldadura se limita a la soldadura blindado de arco metálico (SMAW), gas-soldadura de arco metálico (GMAW), y gas-tungsteno-arco de soldadura (GTAW) procesos.d. Una especificación de procedimiento de soldadura debe ser desarrollado ycalificado para cada aplicación. El procedimiento de soldadura debe definir la temperatura de precalentamiento y la temperatura entre pasada y incluyen el calentamiento posterior requerimiento de temperatura en f (1) a continuación. El espesor de la clasificación para las placas de prueba y las ranuras de reparación se hará de conformidad con la Tabla 7-1.El material de ensayo para la calificación del procedimiento de soldadura deberán ser de la especificación del mismo material (incluyendo el tipo de pliego de condiciones, grado, clase y condición de tratamiento térmico) como la especificación del material original para la reparación. Si la especificación de material original es obsoleto, el material de prueba utilizado debe ajustarse tanto como sea posible para el material utilizado para la construcción, pero en ningún caso el material sea inferior en resistencia o tienen un contenido de carbono de más de 0,35%.e. Cuando las pruebas de impacto son requeridos por el código de construcción aplicable a las obras previstas, el PQR incluirá sufi-cientes pruebas para determinar si la dureza del metal de soldadura y la zona afectada por el calor del metal base en el as-soldada con-dición es adecuada a la temperatura mínima de diseño de metal (por ejemplo, los criterios utilizados en el código ASME Sección VIII - Divi-sión 1, partes UG-84 y UCS 66). Si los límites de dureza especiales son necesarios

(por ejemplo, como se establece en NACE RP 0472, y MR 0175) para resistencia a la corrosión, la PQR se incluyen ensayos de dureza también.f. La WPS se incluyen los siguientes requisitos adicionales00mentos:

1. Las variables complementarias esenciales del Código ASME, Sección IX, párrafo QW-250, se aplicará2. La entrada de calor de soldadura máxima para cada capa no será superior a la utilizada en la prueba de calificación del procedimiento;3. La mínima temperatura de precalentamiento de soldadura no deberá ser inferior a la utilizada en la prueba de calificación del procedimiento;4. La temperatura entre máximo para la soldadura no deberá ser superior a la utilizada en la prueba de calificación del procedimiento;5. La temperatura de precalentamiento se comprueba para asegurar que4 pulgadas (10 mm) del material o cuatro veces el espesor del material (el que sea mayor) en cada lado de la junta de soldadura se mantiene a la temperatura mínima du-rante la soldadura. Cuando la soldadura no penetra a través de todo el espesor del material, la mínima temperatura de precalentamiento sólo necesita ser mantenida a una distancia de 4 pulgadas (10 mm) o cuatro veces la profundidad de la soldadura de reparación, que sin embargo es mayor en cada uno lado de la junta;

Tabla 7-1-Métodos de soldadura como alternativas al tratamiento térmico después del soldeoCalificación espesores para placas de prueba y reparación Grooves

T Profundidad de la PruebaGroove Weldeda

Reparación de GrooveProfundidad Calificado

Espesor T de pruebaCupón soldada

Grosor del material baseCalificado

t <t <2 pulgadas (50 mm) <Tt <t> 2 pulgadas (50 mm) 2 pulgadas (50 mm) hasta ilimitado

aLa profundidad de la ranura procedimiento utilizado para la calificación debe ser lo suficientemente profunda para permitir la extracción de las muestras de ensayo requeridos. BUQUE DE PRESIÓN CÓDIGO DE INSPECCION: MANTENIMIENTO DE INSPECCIÓN, EVALUACIÓN, REPARACIÓN Y MODIFICACIÓN 7.3

6. Para los procesos de soldadura en 7.2.3.2 (c), use sólo electrodos y metales de relleno que se clasifican por la especificación de metal de aporte con una opción adicional Diffus-ble-hidrógeno designador de H8 o inferior. Cuando los gases de protección se utilizan con un proceso, el gas debe exhibir un punto de rocío que no es superior a -60 ° F (-50 ° C). Las superficies sobre las que la soldadura se hará deberán mantenerse en condiciones secas durante la soldadura y libres de óxido, cascarilla de laminación y la producción de hidrógeno contaminantes tales como aceite, grasa y otros materiales orgánicos;7. La técnica de soldadura deberá ser controlada deposi-ción, el temperamento de perlas o técnica media perla. La técnica específica se utiliza en la prueba de calificación del procedimiento;8. Para las soldaduras realizadas por SMAW, tras la finalización de la soldadura00ING y sin permitir que la soldadura se enfríe por debajo de lamínimo temperatura de precalentamiento, la temperatura de la soldadura se eleva a una temperatura de 500 ° F ± 50 ° F (260 ° C ± 30 ° C) durante un periodo mínimo de dos horas para ayudar a la desgasificación difusión de cualquier hidrógeno metal de soldadura recogió durante la soldadura. Este hidrógeno bake-out trata-miento puede omitirse siempre que el electrodo utilizado es clasificada por la especificación del metal de aporte con una opción adicional de hidrógeno difusible designador de H4 (como E7018-H4), y9. Después de la soldadura de reparación acabado se ha enfriado a temperatura ambiente, la capa de temple final de reborde de refuerzo será eliminado sustancialmente a ras con la superficie del material de base.

7.2.4 Examen no destructivo de soldaduras

Antes de la soldadura, el área preparada para la soldadura se examinará a través ya sea la partícula magnética (MT) o el líqui-penetrante (PT) método de examen para determinar que no existen defectos. Después de la soldadura se ha completado, se examinaron de nuevo por cualquiera de los métodos anteriores para determinar que no existen defectos utilizando estándares de aceptación aceptable para el inspector o código de construcción más aplicable para el trabajo previsto. Además, las soldaduras en un recipiente a presión que se origina-00

inalmente requiere a radiografiar por las reglas de la originalcódigo de construcción, se examinaron radiográficamente. En situaciones donde no es práctico llevar a cabo la radiografía de las superficies accesibles de cada soldadura de reparación no radiographed estará plenamente examinadas usando el más apropiado no destructivo método de examen para determinar que no existen defectos, y la presión máxima de trabajo y / o permisible temperatura debe ser reevaluado a satisfacción del inspector de recipientes a presión autorizados y jurisdicción en el lugar de instalación.

7.2.5 Tratamiento térmico después del soldeo Local

Nota: Antes del tratamiento local de calor posterior a la soldadura, se utiliza un examen metalúrgico debe llevarse a cabo para determinar si el recipiente térmico después del soldeo fue tratada debido a las características del fluido contenido en ella. Tratamiento térmico después del soldeo Local (PWHT) pueden ser sustituidos por bandas de 360 grados en las reparaciones locales en todos los materiales, pro-siempre que las tomen las siguientes precauciones y requisitos se cumplen:

una. La solicitud es revisada, y un procedimiento desarrollado por los ingenieros de recipientes a presión con experiencia en las especialidades de ingeniería correspondientes.b. La idoneidad del procedimiento se evalúa. En la evaluación de la idoneidad del procedimiento, el siguiente conside-rarse: factores pertinentes, tales como el grosor de base metálica, la decadencia gradientes térmicos, y las propiedades del material (dureza, constitu-dres, la fuerza, y similares), los cambios debidos a local tratamiento térmico posterior a la soldadura, la necesidad de soldaduras de penetración completa, y los exámenes de superficie como de volumen después del tratamiento térmico después del soldeo locales. En la evaluación y el desarrollo de los procedimientos locales de tratamiento térmico posterior a la soldadura, las tensiones globales y locales y distorsiones-ciones resultantes del calentamiento de una zona restringida del depósito del recipiente a presión deberá ser considerado.c. Un precalentamiento de 300 ˚ F (150 ˚ C) o más, como se especifica en los procedimientos de soldadura específico, se mantenga durante la soldadura.d. La temperatura requerida local de tratamiento térmico posterior a la soldadura deberá mantenerse a una distancia de no menos de dos veces el espesor del metal base mide desde la soldadura. El local de la temperatura del tratamiento térmico posterior a la soldadura deberán ser supervisados por un número adecuado de termopares (al menos dos). (Cuando se determina el número de termopares es necesario, el tamaño y la forma del área que está siendo tratado con calor debe ser considerado.) El calor se puede aplicar a cualquier boquilla o cualquier archivo adjuntodentro del área local de tratamiento térmico posterior a la soldadura.

7.2.6 Las reparaciones de soldadura de acero inoxidable y OverlayRevestimiento

El procedimiento de reparación (s) para restaurar eliminado, corroídos, o que faltan zonas cubiertas o de revestimiento deberá ser revisado y aprobado antes de su implementación por el ingeniero recipiente a presión y autorizado por el inspector.Se tendrá en cuenta los factores que pueden aumentar la secuencia de reparación como el nivel de estrés, el número P de material base, entorno de servicio, es posible hidrógeno disuelto previamente, el tipo de revestimiento, el deterioro de los metales básicos propie-dades (por fragilidad temperamento de cromo-molibdeno aleaciones), las temperaturas mínimas de presurización, y la necesidad de un examen periódico futuro.Para el equipo que está en servicio de hidrógeno a una temperatura elevada o que ha expuesto a las superficies de base metálicas abiertas a la corrosión que podrían resultar en una significativa migración de hidrógeno atómico en el metal de base, la reparación, además, debe ser considerada por el ingeniero de recipiente a presión para factores afectan- ING lo siguiente:

una. Salida de gases metal base.b. Endurecimiento de metales comunes debido a la soldadura, molienda especulación o arco. 7.4 API 510

c. Precalentamiento y entre pasada de control de temperatura.d. El tratamiento térmico posterior a la soldadura para reducir la dureza y la restauración de las propiedades mecánicas.

Las reparaciones deberán ser supervisados por un inspector para asegurar cumpli-miento de reparar los requisitos. Después de enfriar a temperaturas ambiente, la reparación deberá ser inspeccionado por el método de líquidos penetrantes, de acuerdo con el Código ASME, Sección VIII, División 1, Apéndice 8.Para los buques construidos con P-3, P-4, P-5 o base de mate-riales, el metal de base en el área de reparación deben ser examinados para el craqueo por el examen ultrasónico de acuerdo con el Código ASME, Sección V, artículo 5, párrafo T-543. Esta inspección es más apropiadamente a cabo después de un retraso de por lo menos 24 horas después de las reparaciones realizadas por equipos de servicio de hidrógeno y de las aleaciones de cromo-molibdeno que podrían verse afectadas por agrietamiento tardías.

7.2.7 Diseño

Las juntas a tope deberán tener una penetración completa y fusión. Las piezas deben ser reemplazadas cuando su reparación es probable que sea insuficiente. Sustitución de piezas deben ser fabricadas de acuerdo con los requisitos aplicables del código correspondiente. Nuevas conexiones pueden ser instalados en los buques, siempre que el diseño, la ubicación y modo de colocación cumplen con los requisitos aplica-bles del código correspondiente.

Parches filete de soldadura requieren un diseño especial considerar-ciones, especialmente en lo relativo a la eficiencia. Parches filete de soldadura puede ser utilizado para hacer reparaciones temporales, y el uso de parches de filete de soldadura puede estar sujeto a la aceptación de los parches "en la jurisdicción en la que se le pide. Las reparaciones temporalesusando parches de filete de soldadura deberán ser aprobados por las auto-00presión torizado inspector de buques y un ingeniero de recipientes a presióncompetente en el diseño de recipientes a presión, y las reparaciones temporales debe ser eliminado y reemplazado con adecuados permanentes reparaciones de mantenimiento en la oportunidad disponible. Reparaciones temporales pueden permanecer en su lugar durante un período de tiempo más largo si evaluados, aprobados y documentados por el ingeniero recipiente de presión y la presión API autorizado ves-sel inspector. Parches filete de soldadura se puede aplicar a las superficies internas o externas de conchas, cabezas, y los encabezados siempre que, a juicio de la presión autorizada ves-sel inspector, cualquiera de las siguientes situaciones:

una. Los parches de filete de soldadura equivalente proporcionar diseño de seguridad para aberturas reforzadas diseñadas de acuerdo con la sección correspondiente del Código ASME.b. Los parches filete de soldadura están diseñados para absorber la cepa mem-brana de las partes de modo que de acuerdo con las reglas de la sección correspondiente del Código ASME, el siguiente resultado:1. El esfuerzo de membrana admisible no se exceda en las partes del buque o los parches.2. La tensión en los parches no da lugar a tensiones de soldadura de filete que superan las tensiones admisibles para las soldaduras tales. Parches de superposición se han redondeado las esquinas. Flush (insert) parches también tienen esquinas redondeadas, y se instalarán con juntas a tope de penetración completa.Consulte la API de publicación 2201 al realizar reparaciones en funcionamiento.Una vuelta completa cerco reparación banda puede considerarse como una reparación a largo plazo si el diseño es aprobado y documentado por el ingeniero recipiente de presión y la presión API inspector autorizado buque y con los requisitos siguientes requisitos:una. La reparación no se realiza a una grieta en el depósito del recipiente. b. La banda sólo está diseñado para contener el diseño completo pres-seguro.

c. Todas las costuras longitudinales en la banda reparación son completos ción penetración de las soldaduras a tope con la eficiencia conjunta de diseño e inspección de conformidad con el código correspondiente.

d. Las soldaduras de filete circunferenciales que sujetan la banda para el depósito del recipiente están diseñadas para transferir toda la carga longitudinal en el depósito del recipiente, utilizando una eficiencia conjunta de 0,45, sin contar con la integridad del material de envoltura original cubierta por la banda. Donde significativo, los efectos de excentricidad de la banda con respecto a

la shell original se considerará en el dimensionamiento de las soldaduras de unión de la banda. Aparte de examen visual, examen soldadura de filete se puede hacer en el siguiente cierre si las condiciones y el acceso necesario no permitir el examen completo en el momento de una reparación en funcionamiento.

e. La fatiga de las soldaduras de unión, tales como fatiga resultantes de la expansión diferencial de la banda en relación con el depósito del recipiente, se debe considerar si es aplicable.00f. El material de la banda y el metal de soldadura son adecuados para el contacto con el fluido contenido en las condiciones de diseño y una tolerancia de corrosión adecuado se proporciona en la banda.

g. El mecanismo de degradación que lleva a la necesidad de la reparación se tendrá en cuenta para determinar la necesidad de ningún tipo de seguimiento e inspección futuro de la reparación.

Que no penetren inyectores (incluidos los capuchones de tubería que se adjuntan como boquillas) puede ser utilizado siempre y reparaciones a largo plazo para que no sea grietas cuando el diseño y forma de colocación cumplen con los requisitos aplicables del código correspondiente. El diseño y el refuerzo de tales boquillas tendrá en cuenta la pérdida del material de concha original encerrada por la boquilla. El material de lanza será apto para el contacto con el líquido con-tenidas en las condiciones de diseño y su correspondiente asignación corrosión se proporcionará. El mecanismo de degradación que lleva a la necesidad de la reparación se tendrá en cuenta para determinar la necesidad de ningún tipo de seguimiento e inspección futuro de la reparación.Para los fines de la inspección futuro, puede ser necesario tener en cuenta las bandas de reparación y boquillas no penetrantes como zonas separadas al abordar los requisitos de inspección en funcionamiento en 6.4.

- ``, `` `-` - `,`, `,`, `--- BUQUE DE PRESIÓN CÓDIGO DE INSPECCION: MANTENIMIENTO DE INSPECCIÓN, EVALUACIÓN, REPARACIÓN Y MODIFICACIÓN 5.7

7.2.8 MaterialesEl material utilizado en la fabricación de reparación o modificación deberá ser conforme a la sección correspondiente del Código ASME. El material deberá ser de reconocida calidad soldable y ser compati-ble con el material original. Acero al carbono o aleado con un contenido de carbono más de 0,35 por ciento no deberán ser soldadas.

7.2.9 Inspección

Criterios de aceptación para una reparación o alteración soldado debe incluir técnicas no destructivas de examen que están en conformidad con las secciones aplicables del Código ASME u otro código de clasificación buque aplicable. Cuando el uso de estas técnicas de exploración no destructivos no es posible o práctico, métodos alternativos de exámenes no destructivos pueden utilizarse siempre que sean aprobados por la presión ves-sel ingeniero y el inspector de recipientes a presión autorizados.Para los buques construidos con materiales que pueden ser sujetos a rotura frágil (según API RP 579, o el análisis de otro tipo) de cualquiera de los servicios normales o anormales (incluyendo la puesta en marcha, parada,01 y las pruebas de presión), la inspección apropiada debe ser considerada después de las reparaciones soldadas o alteraciones. Fallas, muescas o elevadores otro estrés puede iniciar una fractura por fragilidad en las pruebas de presión posterior o servicio. Control por partículas magnéticas y otros métodos eficaces ECM superficie debe ser considerado. Las técnicas de inspección deben estar diseñados para detectar fallos críticos determinados por una evaluación de aptitud para el servicio.

7.2.10 PruebasDespués de finalizada la reparación, una prueba de presión se aplicarán si el inspector de recipientes a presión autorizados cree que éste es necesario. La prueba de presión debe ser de acuerdo con las reglas de diseño de construcción para el recipiente. Los buques que hayan sido diseñadas o rerated con la tensión de cálculo permisible publicado en la adenda de 1999 de la Sección VIII del Código ASME, código utilizando mayúsculas y 2290, o Código del encapsulado 2278, el 130% de PSMA es la prueba de presión mínima adecuada. En los buques proyectados o rerated con la tensión de cálculo permisible publicado antes de la adición de 1999, el 150% de PSMA es normalmente la prueba de presión mínima adecuada. La prueba03 de presión debe ser corregido para la temperatura como sigue:

Presión de prueba = 1,3 x PSMA (Stest temp / Sdesign temp), dondeTemp Stest = tensión admisible a la temperatura de ensayoSdesign temp = tensión admisible a la temperatura de diseñoPara los buques que son susceptibles a la fisuración por corrosión por cloruro de estrés, tales como los construidos de aceros inoxidables austeníticos, se debe prestar atención al contenido de cloruro del agua de prueba, y para asegurarse de que los procedimientos de drenaje completo y secado son en efecto.Una prueba de presión se requiere normalmente después de una alteración.Examen no destructivo-Sujeto a la aprobación de la jurisdicción (donde la aprobación de la jurisdicción se requiere), correspondiente inations será exigible cuando una prueba de presión no se realiza. Sustituyendo los exámenes no destructivos procedimientos para una prueba de presión después de una alteración puede hacerse sólo después de un ingeniero experimentado recipiente de presión de la presión ves-sel diseño y el inspector de recipientes a presión autorizados han sido consultados.

Para los casos en que UT se sustituye la inspección radiográfica, el propietario / usuario deberá especificar calificados en la industria UT examinadores de ondas S para soldaduras de cierre que no tengansido probadas a presión y para reparaciones de soldadura identificadas por el ingeniero recipiente a presión o inspector autorizado. El 01requisito para el uso de examinadores cualificados en la industria de ondas de cizalla UT entra en vigor dos años después de su publicación en este código o adición.

7.2.11 Relleno de metalEl metal de relleno utilizado para reparaciones de soldadura debe tener una resistencia mínima a la tracción especificada igual o mayor que la resistencia a la tensión mínima del metal de base. Si un metal de relleno que se utiliza tiene una resistencia mínima a la tracción especificada menor que la resistencia a la tensión mínima del metal de base, la compatibilidad de la química del metal de aporte con la química del metal de base se considera con respecto a la soldabilidad y la degradación de ser-vicio. Además, los siguientes se cumplen:una. El espesor de la reparación no podrá exceder del 50 por ciento del espesor de la base metálica requerida, excluyendo la tolerancia de corrosión.b. El espesor de la soldadura de reparación se incrementará en una relación de resistencia a la tracción mínima especificada del metal de base y a la tensión mínima del metal de relleno utilizado para la reparación.c. El aumento de espesor de la reparación deberán tener las esquinas redondeadas y se mezclan en el metal de base mediante el cono 3-a-1.d. La reparación deberá realizarse con un mínimo de dos pasadas.

7,3 RERATINGRerating un recipiente a presión por el cambio de su temperatura RAT-nes o su presión de trabajo máxima admisible se puede hacer sólo después de que los siguientes requisitos se han cumplido:una. Los cálculos, ya sea del fabricante o un ingeniero presión dueño de usuario buque (o su representante designado) con experiencia en diseño de recipientes a presión, fabricación, inspección o-ción deberá justificar rerating.

b. A rerating se establecerán de conformidad con los requisitos del código de construcción para el cual fue construido el recipiente a presión o mediante cálculos que se determina utilizando las fórmulas adecuadas en la última edición del Código ASME si todos los detalles esenciales cumplen con los requisitos aplicables del código utilizado. Si el buque ha sido diseñado para una edición o adición del Código ASME oído-lier de la Addenda de 1999 y no ha sido diseñado con el Código 00Caso 2290 o 2278, puede rerated a la última edición /apéndice del Código ASME si lo permite la Figura 7-1. 6.7 API 510

c. Registros actuales de inspección verificar que el recipiente a presión es satisfactoria para las condiciones de servicio propuesta y que la tolerancia de corrosión proporcionada es apropiado. Un aumento en la presión de trabajo permisible o la temperatura se basará en los datos de espesor obtenidas a partir de una reciente inspección interna o en la corriente.

d. Si el recipiente de presión en algún momento ha sido una prueba de presión a una presión de prueba igual o superior a la presión de prueba pre-00 que exige la última edición o adición del Código ASME, o la integridad de la vasija se mantiene por Nonde especial-constructivas técnicas de inspección de evaluación en vez de la prueba, una prueba de presión para la condición rerated no es necesario. e. La inspección recipiente a presión y rerating es aceptable para el inspector de la presión del recipiente autorizado.

El rerating recipiente a presión se considera completa cuando el inspector de la presión del recipiente autorizado supervisa la unión de una placa de identificación adicional o sellado adicional que lleva la siguiente información:Rerated por Máximo Permisible psi de presión de trabajo a F Fecha

Obtener datos originales vasos.

¿El material de buqueNo se sustituye por una especificación

especificación actual?

Sí Fue buqueNo se construyó hasta 1968 o posterior edición del Código ASME(Ver nota 1)?

Sí

Son buqueNo hay materiales que figuran en la última edición / adición deel Código ASME(Ver nota 2)?

Sí

Notas:

1. Código ASME identifica como ASME Sección VIII, div. 1.

2. Material de recipiente (s) se define como un material esencial para la integridad estructural de la embarcación.

3. La degradación del material debido a la operación se define como la pérdida de resistencia del material, la ductilidad, la dureza o debido a la fluencia, grafitización, fragilización temperamento, el ataque por hidrógeno, fatiga, etc, ver API RP 579.

¿El material de buque

Sí

¿El estrés es permisible a temperatura rerate por último el

Ningún incentivo para utilizar elSin última edición / adición de originalmente certificada conUG10 de ASMEcódigo?

No Edición / addendum del Código ASME superiortensión admisible original?

Sí el estrés Código ASME permitido para rerating.

00

¿Puede elNingún material buque se certificará mediante UG10 deCódigo ASME?

¿Puede el material buqueNo hay propiedades conformes a una corrienteespecificación material?

Sí

Sí Revisar la historia operacional.

Ha sido el materialdegradada debido a la operación(Ver nota 3)?

No

Embarcación o componentes no se pueden rerated utilizando la última edición / adición de la tensión admisible Código ASME.

Sí ¿Tienela tenacidad del material satisfacer laúltima edición / adición de los requisitos de tenacidad Código ASME?

No

¿Los componentes del recipiente satisfacerSin el impacto requisito dureza en RP 579, Sec. 3, ootras normas reconocidas de la ECA para la condición rerated?

Sí

Sí

Rerate buque o componente utilizando la última edición / adición de la tensión admisible Código ASME.

Figura 7-1-Rerating buques que utilicen la última edición o adición del Código ASME tensiones admisibles