Cuando se designa un circuito de punto de inyección a efectos de inspección, el límite recomendado de aguas arriba del circuito de punto de inyección es de un mínimo de 12 pulgadas (300 mm) o tres diámetros de tubería aguas arriba del punto de inyección, lo que sea mayor. El límite recomendado de aguas abajo del circuito punto de inyección es el cambio en la segunda dirección de flujo más allá del punto de inyección, o 25 pies (7,6 m) más allá del primer cambio en la dirección del flujo, lo que sea menor. En algunos casos, puede ser conveniente extender este circuito a la siguiente pieza de equipo de presión, tal como se muestra en la Figura 5-1.

La selección de los puntos de medición de espesores (TMLS) dentro de los circuitos punto de inyección con sujeción a la corrosión localizada debe ser de acuerdo con las siguientes directrices:

una. Establecer TMLS sobre los accesorios apropiados dentro del circuito de inyección.b. Establecer TMLS sobre la pared del tubo en el lugar del choque esperado pared de la tubería de fluido inyectado.c. TMLS en puntos intermedios a lo largo de la tubería más recta en el circuito de punto de inyección puede ser requerida.d. Establecer TMLS en ambos de los límites aguas arriba y aguas abajo del punto de inyección de circuito.

Durante las inspecciones periódicas programadas, inspección más amplia se debe aplicar a una zona de inicio 12 pulgadas (300 mm) aguas arriba de la boquilla de inyección y continuando durante al menos diez diámetros de tubería aguas abajo del punto de inyección. Además, medir y registrar el espesor en todos los TMLS dentro del circuito de inyección.

5.3-INSPECCIÓN PARA TIPOS ESPECÍFICOS DE CORROSION Y GRIETAS

Cada propietario / usuario debe prestar atención específica a la necesidad de la inspección de los sistemas de tuberías que son susceptibles a los siguientes tipos específicos y áreas de deterioro:

una. Puntos de inyección.b. Deadlegs.c. La corrosión bajo aislamiento (CUI).d. Suelo-aire (S / A) interfaces.e. Servicios específicos y localizados corrosión.f. La erosión y la erosión corrosión /.g. Agrietamiento ambientales.h. Corrosión bajo revestimientos y depósitos.i. Agrietamiento por fatiga.j. Fluencia agrietamiento.

k. Fractura frágil.l. Los daños por congelación.

5.4-TIPOS DE INSPECCIÓN Y VIGILANCIA

Los diferentes tipos de inspección y vigilancia son apropiadas según las circunstancias y el sistema de tuberías (ver nota). Estos incluyen los siguientes:

una. Inspección visual interna.b. inspección de medición de espesor.Una inspección de la medición de espesores se realiza para determinar el estado interno y el espesor restante de los componentes de las tuberías. Las mediciones de espesores se pueden obtener cuando el sistema de tuberías se encuentra dentro o fuera de servicio y se llevará a cabo por el inspector o examinador.c. Inspección visual externa.d. Vibración de inspección de tuberías.e. Inspección suplementaria.

5.5-MEDICIÓN DE ESPESOR LOCALIZADO

5.5.1-general

medición de espesor localizado (TMLS) son áreas específicas a lo largo del circuito de tuberías donde las inspecciones se deben hacer. La naturaleza de la TML varía en función de su ubicación en el sistema de tuberías. La selección de TMLS tendrá en cuenta el potencial de corrosión localizada y corrosión específicos del servicio tal como se describe en 5.3.

5.5.2-Monitoreo TMLCada sistema de tuberías se controlará mediante la adopción de espesormediciones en TMLS. Tuberías circuitos con alto potencialconsecuencias si falla debe ocurrir y las sujetas amayores tasas de corrosión o corrosión localizada normalmente setienen más TMLS y ser controlados con más frecuencia (ver 6.3).TMLS deben ser distribuidos adecuadamente a lo largo de cada unotuberías del circuito. TMLS pueden ser eliminados o el númeroreducido bajo ciertas circunstancias, tales como el frío planta de olefinastuberías lado, las tuberías de amoniaco anhidro, no corrosivo limpioproducto de hidrocarburos, o highalloy tuberías para la pureza del producto.En circunstancias en las TMLS se reducirá sustancialmenteo eliminado, personas conocedoras de la corrosión deben serconsultados.El espesor mínimo en cada TML puede ser localizado porexploración por ultrasonidos o radiografía. Técnicas electromagnéticastambién se puede utilizar para identificar las áreas delgadas que luego pueden sermedido por ultrasonido o radiografía. Cuando consumadocon ultrasonidos, exploración consiste en tomar varias espesormedidas en la búsqueda de TML para el adelgazamiento localizado.La lectura más fina o un promedio de varias medicioneslas lecturas tomadas en la zona de un punto de prueba se registran

y se utiliza para calcular las tasas de corrosión, la vida restante, y lafecha de la próxima inspección de conformidad con la Sección 7.En su caso, las mediciones de espesoresincluyen las mediciones en cada uno de los cuatro cuadrantes en el tuboy accesorios, con especial atención a la parte interior y exteriorradio de los codos y tees donde la corrosión / erosión podríaaumentar las tasas de corrosión. Como mínimo, la parte más delgada lecturay su ubicación deberán ser registrados.TMLS debe ser establecido para zonas con continuarCui, corrosión en S / A, interfaces u otros lugares de potencialcorrosión localizada, así como para la general, corrosión uniforme.TMLS se debe marcar en dibujos de inspección y enel sistema de tubería para permitir mediciones repetitivas en laTMLS mismos. Este procedimiento de control proporciona datos para másdeterminación precisa la velocidad de corrosión.

5.5.3-Selección TMLAl seleccionar o ajustar el número y ubicación de losTMLS, el inspector debe tener en cuenta los patrones decorrosión que se espera y han experimentado sidoen la unidad de proceso. Una serie de procesos comunes de corrosióna unidades de refino y petroquímica son relativamente uniformes ennaturaleza, resultando en una tasa bastante constante de tubo de reducción paredindependiente de la ubicación dentro del circuito de tuberías, ya seaaxial o circunferencial. Ejemplos de tales fenómenos de corrosiónincluyen alta temperatura corrosión de azufre y ácidosagua corrosión (velocidades proporcionados no son tan excesivo como paracausar corrosión local / erosión de los codos, tees y otros similaresartículos). En estas situaciones, el número de TMLS requierepara controlar un circuito será menos de los necesarios para controlarcircuitos sujetos a la pérdida de metal más localizadas. En teoría, unasujeto a la corrosión circuito perfectamente uniformes podría ser adecuadamentecontrolarse con un único TML. En realidad, es la corrosiónnunca verdaderamente uniforme, de modo TMLS adicionales pueden ser necesarios.Los inspectores deben utilizar su conocimiento (y la de otros) dela unidad de proceso para optimizar la selección TML para cada circuito,equilibrar el esfuerzo de la recogida de los datos con los beneficiosproporcionado por los datos.Más TMLS debe ser seleccionado para sistemas de tuberías concualquiera de las siguientes características:una. Mayor potencial para la creación de una seguridad o medioambientalesemergencia en caso de una fuga.b. Superior esperado o experimentado tasas de corrosión.c. Mayor potencial de corrosión localizada.d. Más complejidad en términos de accesorios, ramas, deadlegs,puntos de inyección, y otros artículos similares.e. Mayor potencial para la CUI.Menos TMLS se puede seleccionar para sistemas de tuberías con cualquierade las tres características siguientes:una. Bajo potencial para la creación de una seguridad o de emergencia ambientalen el caso de una fuga.

b. Relativamente no corrosivos sistemas de tuberías.c. Largo y recto plazo los sistemas de tuberías.

5.6-MÉTODOS DE MEDICIÓN DE ESPESORESUltrasónicos instrumentos de medición de espesor por lo general son losmedios más precisos para la obtención de las mediciones de espesoressobre la tubería instalada superior a NPS 1. Perfil radiográficaSe prefieren las técnicas para diámetros de tubo de 1 y NPSmás pequeño. Técnicas radiográficas perfil puede ser utilizado paraáreas de localización a medir, en particular en sistemas aisladoso donde no uniforme o corrosión localizada se sospechaba.Cuando sea práctico, el ultrasonido puede ser usado paraobtener el espesor real de las áreas a ser grabados. Siguientelecturas ultrasónicas en TMLS, reparación adecuada de aislamientoy recubrimiento de aislamiento tiempo se recomiendareducir el potencial de CUI. Técnicas radiográficas perfil,que no requieren retirar el aislamiento, puede serconsiderarse como una alternativa.Cuando la corrosión en un sistema de tuberías no es uniforme o laespesor restante se acerca al mínimo requeridoespesor, espesor de medición adicional puede ser requerida.Radiografía o exploración de ultrasonido son los métodos preferidosen tales casos. Dispositivos de corrientes parásitas también se pueden usar.Cuando las mediciones ultrasónicas se toman por encima de 150 ° F(65 ° C), instrumentos, couplants y procedimientos deben serutilizado que resultará en mediciones precisas en la mayortemperaturas. Las mediciones deben ser ajustados por elfactor de corrección de temperatura apropiada.Los inspectores deben ser conscientes de las posibles fuentes de medicióninexactitudes y hacen todo lo posible para eliminar suocurrencia. Como regla general, cada una de las técnicas NDEtendrá límites prácticos con respecto a la precisión. Factoresque pueden contribuir a una precisión reducida de las mediciones de ultrasonidosincluyen los siguientes:una. Calibración de instrumentos inadecuados.b. Revestimientos externos o escala.c. Rugosidad excesiva.d. El exceso de "balanceo" de la sonda (en la superficie curvada).e. Defectos subsuperficiales materiales, como láminas.f. [Efectos de la temperatura a temperaturas superiores a 150 ° F(65 ° C)].g. Pequeñas pantallas Detector de fallas.h. Los espesores de menos de 1/8 pulgadas (3,2 mm) para digital típicamedidores de espesor.Además, hay que tener en cuenta que el patrón de la corrosiónpuede ser no uniforme. Para las determinaciones de la tasa de corrosiónsea válida, es importante que las mediciones en el más delgadopunto de repetirse tan estrechamente como sea posible a la misma ubicación.Alternativamente, la lectura mínima o un promedio de varioslecturas en un punto de prueba puede ser considerada.Cuando los sistemas de tuberías están fuera de servicio, medición de espesoresse puede tomar a través de aberturas utilizando calibradores.

Los calibradores son útiles en la determinación aproximada de espesorespiezas fundidas, piezas forjadas, y cuerpos de válvula, así como profundidad del fosoaproximaciones de la CUI en el tubo.Pit dispositivos de medición de profundidad también se puede usar para determinarla profundidad de la pérdida de metal localizado.