Código de Inspección de Tubería: En servicio

Inspección, Evaluación, reparación y La alteración de los sistemas de

tuberías

API 570

Tercera Edición, noviembre 2009

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Contenido

1. Alcance

1.1 Aplicación General.

1.2 Aplicaciones Específicas

1.3 Aptitud para el Servicio e Inspección Basada en Riesgo.

 2 Referencias Normativas.

3 Términos, Definiciones, acrónimos y abreviaturas

3.1 Términos y Definiciones

3.2 Acrónimos y abreviaturas

Organización de Inspección 4 Propietario / usuario

4.1 General.

4.2 Tuberías Autorizado Inspector Calificación y Certificación

4.3 Responsabilidades

Prácticas 5 de inspección, examen y pruebas de presión

5.1 Planes de Inspección

5.2 Inspección Basada en Riesgo

5.3 Preparación para la Inspección

5.4 Inspección de los tipos y ubicaciones de los modos de Daños del deterioro y ruptura

5.5 Tipos generales de Inspección y Vigilancia

5.6 CMLs.

Métodos de monitoreo 5.7 Condición

5.8 Prueba de presión de Piping Systems General.

5.9 Material de Verificación y Trazabilidad

5.10 Inspección de Válvulas

5.11 En el servicio de Inspección de soldaduras

5.12 Inspección de Brida de Articulaciones

5.13 Inspección Organización Auditorías

6 Intervalo / frecuencia y el alcance de la inspección

6.1 Generalidades

6.2 Inspección Durante Cambios en la instalación y servicio

6.3 Las tuberías de Planificación Inspección

6.4 Alcance de Visual Externo y CUI Inspecciones

6.5 Alcance de la medición de espesores de Inspección

6.6 Alcance de la Pequeña perforación , tuberías auxiliares y rosca conexiones Inspecciones

6.7 Inspección y mantenimiento de los dispositivos de alivio de presión (PRD )

7 Inspección Evaluación de datos , análisis y grabación

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7.1 Tasa de Corrosión Determinación

7.2 Determinación PSMA

7.3 Determinación Requerida Grueso .

7.4 Evaluación de resultados de la inspección

Análisis de tensión 7.5 Tuberías

7.6 Informes y Registros para Tuberías Sistema de Inspección

7.7 Recomendaciones de inspección para su reparación o reemplazo

7.8 Registros de Inspección de las inspecciones externas

7.9 El incumplimiento de tuberías e informes de fugas

7.10 Inspección Aplazamiento o Intervalo de revisiones

8 reparaciones, reformas, y Re - calificación de los sistemas de tuberías

8.1 Reparaciones y Alteraciones

8.2 Soldadura y Hot Tapping

8.3 Re - calificación

9 Inspección de tuberías enterradas .

9.1 Generalidades

9.2 Tipos y métodos de inspección

9.3 Frecuencia y Alcance de la Inspección

9.4 Las reparaciones de los sistemas de tuberías enterradas

9.5 Registros

Anexo A (informativo) Certificación Inspector

Anexo B (Informativo) Las solicitudes de Interpretaciones

Anexo C (informativo) Ejemplos de Reparación

Tablas

1 Algunos tipos y mecanismos de tuberías daños típicos

2 recomendados intervalos máximos de inspección

3 Extensión Recomendado de Inspección CUI Tras la inspección visual.

4 Dos ejemplos del cálculo de la PSMA que ilustra el uso del concepto de Corrosión Half-life

5 La frecuencia de inspección de tuberías enterradas Sin Efectiva protección catódica

Cifras

1 Inyección Típico Punto Piping Circuit

Manga Reparación Encirclement C.1

Parches Pequeño Reparación C.2

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Notas especiales

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Cualquier fabricante de equipos de marcado o materiales en conformidad con los requisitos de marcado de un estándar API es el único responsable de cumplir con todos los requisitos aplicables de esta norma. API no representa, garantiza, o garantizar que tales productos, de hecho, cumplen con la norma API procede.

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Prefacio

Nada de lo contenido en cualquier publicación de la API se ha de interpretar como una concesión de derecho, por implicación o de otro modo, para la fabricación, venta o uso de cualquier método, aparato o producto cubierto por la patente de letras. Tampoco debe nada de lo contenido en la publicación se interpretará como asegurar que nadie de la responsabilidad por infracción de patentes de invención.

Deberá: Tal como se utilizan en una norma, "deberá" denota un requisito mínimo para poder ajustarse a las especificaciones.

En caso de que: Tal como se utilizan en una norma, "debería " indica una recomendación o lo que se aconseja pero no se obliga, a fin de ajustarse a las especificaciones.

Este documento fue producido bajo procedimientos de normalización de la API que garanticen la notificación y la participación en el proceso de desarrollo apropiado y se designa como un estándar API. Las cuestiones relativas a la interpretación del contenido de esta publicación o comentarios y preguntas relativas a los procedimientos bajo los cuales se elaboró esta publicación debe ser dirigida por escrito al Director de Normas del Instituto Americano del Petróleo , 1220 L Street , NW , Washington , DC 20005 . Solicitudes de permiso para reproducir o traducir todo o parte del material publicado en este documento también deben dirigirse al director.

En general, las normas API se revisarán y modificarán, reafirmaron, o retiradas al menos cada cinco años. Una prórroga de un tiempo de hasta dos años se puede añadir a este ciclo de revisión. Estado de la publicación se puede determinar a partir del Departamento de Normas API, teléfono (202) 682-8000. Un catálogo de publicaciones y materiales de la API es publicado anualmente por API, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005.

Es la intención de API para mantener esta publicación hasta la fecha. Se invita a todos los propietarios de sistemas de tuberías y los operadores que informen sobre sus experiencias en la inspección y reparación de los sistemas de tuberías siempre que tales experiencias pueden sugerir la necesidad de revisar o ampliar las prácticas establecidas en el API 570.

Esta edición de API 570 reemplaza a todas las ediciones anteriores del API 570, Piping Código Inspección: La inspección, reparación, modificación y clasificación de In -service Piping Systems. En cada edición, revisión o adiciones al presente Código API se pueden utilizar a partir de la fecha de emisión se muestra en la portada de esa edición, revisión o adiciones. En cada edición, revisión o adiciones, con esta norma API haga efectiva seis meses después de la fecha de emisión de los equipos que se rerated, reconstruye, trasladó, reparado, modificado (alterado), inspeccionado y probado según este estándar. Durante el tiempo de seis meses entre la fecha de emisión de la edición , revisión o adiciones y la fecha efectiva , el usuario deberá especificar a qué edición , revisión o adiciones , el equipo va a estar , rerated , reconstruida , se trasladó , reparado , modificado ( alterado ) , inspeccionados y probados .

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Código de Inspección de Tubería: En el servicio de Inspección , Evaluación , Reparación y Alteración de Sistema de tuberías

1 Ámbito de aplicación

1.1 Aplicación General

1.1.1 Cobertura

API 570 abarca la inspección , clasificación, reparación, y los procedimientos de alteración de metálico y de fibra de vidrio de plástico reforzado (FRP) los sistemas de tuberías y su presión asociada dispositivos que se han puesto en servicio el alivio .

1.1.2 Intención

La intención de este código consiste en especificar la inspección en servicio y el programa de monitoreo de condición que se necesita para determinar la integridad de la tubería. Ese programa debe proporcionar evaluaciones razonablemente precisos y oportunos para determinar si los cambios en el estado de la tubería, posiblemente, podría poner en peligro un funcionamiento seguro. También es la intención de este código que los propietarios- los usuarios deben responder a ningún resultado de inspección que requieren acciones correctivas para asegurar el funcionamiento seguro de las tuberías.

API 570 fue desarrollado para la industria de refinación de petróleo y de procesos químicos, pero se puede utilizar, cuando sea posible, por cualquier sistema de tuberías. Está diseñado para ser utilizado por las organizaciones que mantienen o tienen acceso a una agencia autorizada de inspección, una organización de reparación, y los ingenieros calificados técnicamente tuberías, inspectores y examinadores, todo tal como se define en la Sección 3.

1.1.3 Limitaciones

API 570 no se puede utilizar como un sustituto de los requisitos de construcción originales que rigen un sistema de tuberías antes de que se pone en servicio; ni podrá ser utilizado en conflicto con todos los requisitos reglamentarios vigentes. Si los requisitos de este código son más estrictos que los requisitos reglamentarios, a continuación, regirán los requisitos de este código.

1.2 Aplicaciones Específicas

El término no metálicos tiene una definición amplia, pero en este código se refiere a los grupos de plásticos reforzados con fibras abarcadas por las siglas genéricas FRP (plástico de fibra de vidrio reforzado) y GRP (plástico reforzado con fibra de vidrio). Los no metálicos extruidos, generalmente homogéneos, tales como polietileno de alta y de baja densidad se excluyen. Consulte la API 574 para obtener orientación sobre los problemas de degradación y de inspección relacionados con tuberías de FRP.

1.2.1 Servicios Incluidos Fluidos

Salvo lo dispuesto en 1.2.2 , API 570 se aplica a los sistemas de tuberías para fluidos de proceso , hidrocarburos, y servicios de fluidos inflamables o tóxicos similares , tales como las siguientes:

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a) los productos de petróleo crudos , intermedios y acabados;

b ) productos químicos primas , intermedios y productos terminados ;

c ) Las líneas de catalizadores;

d ) hidrógeno , gas natural, gas combustible, y los brillos de sistemas;

e) las corrientes de agua y residuos peligrosos agria encima de los límites de umbral , tal como lo definen los reglamentos jurisdiccionales ;

f ) los productos químicos peligrosos por encima de los límites de umbral , tal como lo definen los reglamentos jurisdiccionales ;

g ) los líquidos criogénicos , tales como : LN2 , LH2 , LOX y aire líquido;

h ) los gases de alta presión superiores a 150 psig tales como : GHe , GH2 , GOX , GN2 , y HPA .

1.2.2 Opcional Tubería de Sistemas y Servicios de Fluidos

Los servicios de fluidos y clases de sistemas de tuberías que figuran a continuación son opcionales con respecto a los requisitos de API 570.

a) los servicios de fluidos que son opcionales son los siguientes :

1 ) Los servicios de fluidos peligrosos debajo de los límites de umbral , tal como se define por las normas de competencia ;

2 ) el agua (incluidos los sistemas de protección contra incendios ) , vapor de agua , vapor y condensado , agua de alimentación de calderas , y de la categoría de servicios de fluidos D, tal como se define en ASME B31.3 .

b) Otros tipos de sistemas de tuberías que son opcionales son aquellos que están exentos del código de construcción de tuberías de proceso aplicable.

1.3 Aptitud para el Servicio e Inspección Basada en Riesgo (RBI)

Este código de control reconoce la aptitud para el servicio de los conceptos de evaluación de daños en el servicio de los componentes que contienen presión. API 579 proporciona procedimientos de evaluación detallados para tipos específicos de daño que se hace referencia en este código. Este código de inspección reconoce conceptos RBI para determinar los intervalos de inspección. API 580 proporciona las directrices para la realización de una evaluación basada en el riesgo.

2 Referencias Normativas

Los siguientes documentos de referencia son indispensables para la aplicación de este documento. Para las referencias con fecha sólo se aplica la edición citada. Para las referencias sin fecha se

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aplica la última edición del documento de referencia (incluyendo cualquier modificación).

Publicación API 510, Código de Inspección de recipientes a presión : Inspección de Mantenimiento , Evaluación , Reparación y Alteración

Práctica Recomendada API 571, Damage mecanismos que afectan a los equipos fijos en la Industria de Refinación

API Prácticas Recomendado 574 , Prácticas de Inspección de Componentes de tubería Sistema

Práctica Recomendada API 576, Inspección de los dispositivos de alivio de presión

Práctica Recomendada API 577, Soldadura Inspección y Metalurgia

API Práctica 578, programa de verificación de materiales para nuevas y sistemas de tuberías existentes Recomendado

579-1/ASME , Aptitud para el servicio de FFS- 1 API estándar

Práctica Recomendada API 580 , Inspección Basada en el Riesgo

Práctica Recomendada API 581, tecnología de inspección basada en el riesgo

API Standard 598 , válvula de Inspección y Ensayo

API Prácticas Recomendado 651 , Protección catódica de tanques de almacenamiento de petróleo sobre tierra

Práctica Recomendada API 750 , Gestión de Riesgos del Proceso

Publicación API 2201, Prácticas Seguras de Hot Tapping en las Petróleo y Petroquímica

ASME B16.34 1 , válvulas bridas , roscado, y soldadura End

ASME B31.3 , tuberías de proceso

ASME B31G , Manual para la determinación de la fuerza que le quedaba de corroídos Pipelines

ASME B31 , Código Caso 179/181

ASME para calderas y recipientes a presión Código ( BPVC ), Sección V , Examen no destructivo

ASME BPVC , Sección VIII , División 1 y 2

ASME BPVC , Sección IX , Soldadura Industrial Cualificaciones

ASME PCC- 1 , Directrices para la presión de Límites atornillado Asamblea Paritaria Brida

ASME PCC- 2 , Reparación de Equipos a Presión y Tuberías

ASNT SNT -TC- 1 2 , una cualificación del personal y la Certificación en Ensayos No Destructivos

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ASNT CP- 189 , Norma para Calificación y Certificación de Prueba no destructiva de Personal

ASTM G57 3 , Método para la medición de campo de la resistividad del terreno Usando el Método Wenner de cuatro electrodos

MTI 129 4 , Guía práctica para la inspección de campo de los equipos de FRP y Tuberías

NACE RP 0169 5 , Control de la corrosión externa en metro o sumergidas Piping Systems metálicos

NACE RP 0170 , de Protección de aceros inoxidables austeníticos y otros austeníticos Aleaciones de ácido Polythionic la corrosión bajo tensión durante el apagado del equipo de refinería

NACE RP 0274 , de alto voltaje de Inspección Eléctrica de Pipeline Coatings anterior a la instalación

NACE RP 0275 , Aplicación de revestimientos orgánicos a la superficie externa de la tubería de acero para el servicio de metro

NACE Pub 34101 , Refinería de inyección y mezcla de procesos Puntos 

NFPA 704 6 , sistema normalizado para la identificación de los riesgos de materiales para la Respuesta a Emergencias

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3 Términos, Definiciones, acrónimos y abreviaturas

3.1 Términos y Definiciones

A los efectos de esta norma, los siguientes términos, definiciones, acrónimos, abreviaturas y aplicar.

3.1.1 material de la aleación

Cualquier material metálico (incluyendo soldadura de materiales de relleno) que contiene elementos de aleación, tales como cromo, níquel, molibdeno, o que se añaden intencionadamente para mejorar las propiedades mecánicas o físicas y / o resistencia a la corrosión. Las aleaciones pueden ser ferroso o no ferroso basado.

Aceros al carbono NOTA no se consideran aleaciones, para efectos de este código.

3.1.2 alteración

Un cambio físico en los componentes que tienen implicaciones de diseño que afectan a la presión que contiene la capacidad o flexibilidad de un sistema de tuberías más allá del alcance de su diseño original. Los siguientes no se consideran alteraciones: reemplazos comparables o duplicados y la adición de accesorios de pequeño calibre que no requieren refuerzo o apoyo adicional.

3.1.3 Código aplicable

El código, la sección de código, u otro estándar o práctica a la que el sistema de tuberías se construyó o que se considera por el propietario o el usuario o el ingeniero de la tubería a ser más apropiado para la situación, incluyendo pero no limitado a la ingeniería reconocida y generalmente aceptado última edición de ASME B31.3.

3.1.4 ASME B31.3

Una forma abreviada de ASME B31.3, tuberías de proceso, publicado por la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos.

3.1.5 autorización

Aprobación / consentimiento para efectuar una actividad específica (por ejemplo, la reparación) antes de la actividad que se realiza.

3.1.6 agencia de inspección autorizada

Se define como cualquiera de los siguientes :

a) la organización de la inspección de la jurisdicción en la que se utiliza el sistema de tuberías ,

b ) la organización de inspección de una compañía de seguros con licencia o registrado para escribir un seguro para los sistemas de tuberías ,

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c ) un propietario o usuario de los sistemas de tuberías que mantiene una organización de inspección de las actividades relacionadas sólo a su equipo y no para sistemas de tuberías destinadas a la venta o reventa ,

d ) una organización independiente de inspección empleado por o bajo contrato con el propietario o usuario de los sistemas de tuberías que se utilizan sólo por el propietario o usuario y no para su venta o reventa,

e) una organización independiente de inspección autorizado o reconocido por la jurisdicción en la que se utiliza el sistema de tuberías y empleada por o bajo contrato con el propietario o el usuario .

3.1.7 inspector de tuberías autorizado

Un empleado de una agencia de inspección autorizada que esté calificado y certificado para realizar las funciones especificadas en el API 570. Un examinador ECM no está obligado a ser un inspector de tuberías autorizado. Siempre que se utilice el término inspector en API 570 , se refiere a un inspector autorizado de tuberías

3 .1.8 tuberías auxiliares

Instrumento y maquinaria de tuberías, por lo general de pequeño calibre tuberías de proceso secundario que puede aislarse de los sistemas de tuberías primarias. Los ejemplos incluyen las líneas de descarga de agua, líneas de aceite de foca, líneas de analizadores, líneas de balance, líneas de gas tampón, los desagües y las rejillas de ventilación.

3.1.9 ubicaciones de monitorización de estado CMLs

Áreas designadas en los sistemas de tuberías en los que se llevan a cabo exámenes periódicos.

NOTA Anteriormente, CMLs se conoce como " lugares de monitoreo de espesor " (TMLS). CML pueden contener uno o más puntos de examen. CMLs pueden ser un avión a través de una sección de la tubería o de una boquilla o una zona donde se encuentran CMLs en un circuito de tuberías.

3.1.10 Código de Construcción

El código o norma a la que el sistema de tuberías se construyó originalmente (por ejemplo ASME B31.3).

3.1.11 barrera contra la corrosión

La tolerancia de corrosión en los equipos de FRP compone típicamente de una superficie interior y una capa interior que se especifica si es necesario para proporcionar la mejor resistencia general al ataque químico.

3.1.12 velocidad de corrosión

La tasa de pérdida de metal debido a la erosión, la erosión / corrosión o la reacción química (s) con

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el medio ambiente, ya sea interna y / o externa.

3.1.13 especialista en corrosión

Una persona aceptable para el propietario / usuario que tenga conocimientos y experiencia en las químicas específicas de procesos, los mecanismos de degradación de corrosión, selección de materiales, métodos de mitigación de la corrosión, técnicas de monitoreo de corrosión, y su impacto en los sistemas de tuberías.

3.1.14 válvulas de retención críticos

Las válvulas de retención en los sistemas de tuberías que han sido identificados como vital para la seguridad del proceso.

NOTA válvulas de retención críticos son aquellos que necesitan para funcionar de forma fiable con el fin de evitar la posibilidad de eventos peligrosos o consecuencias sustanciales en caso de producirse una fuga.

3.1.15 mecanismo de daño

Cualquier tipo de deterioro encontrado en la industria de procesos de refino y química que puede resultar en Fallas / defectos que pueden afectar a la integridad de la tubería (por ejemplo, la corrosión, agrietamiento, erosión, abolladuras y otros impactos mecánicos, físicos o químicos). Ver API 571 para obtener una lista y descripción de los mecanismos de daño integral.

3.1.16 deadlegs

Componentes de un sistema de tuberías que normalmente no tienen flujo significativo. Algunos ejemplos son cegadas ramas, líneas con válvulas de bloqueo normalmente cerrados , líneas con un extremo blanqueó , presurizados patas de apoyo ficticias , las tuberías de derivación de válvula de control estancada, tubería de la bomba de repuesto , frenos de nivel, entrada de la válvula de alivio y de la tubería de la bomba de colector de salida , líneas de derivación de equipamiento, rejillas de ventilación de alta de puntos, los puntos de muestreo , los desagües , sangradores y conexiones de instrumentos.

3.1.17 defecto

Una imperfección de un tipo o magnitud superior a los criterios aceptables.

3.1.18 presión de diseño

La presión en la condición más severa de la presión coincidente interna o externa y la temperatura (mínimo o máximo) que se espera durante el servicio.

3.1.19 temperatura de diseño de un componente del sistema de tuberías

Se requiere que la temperatura a la que, bajo la presión coincidente, el mayor grosor o más alta clasificación de componentes. Es la misma que la temperatura de diseño se define en ASME B31.3 y otras secciones de código y está sujeta a las mismas normas relativas a los derechos de emisión

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para las variaciones de la presión o la temperatura o ambas. Funciones de control de calidad realizadas por los examinadores (o inspectores) como se define en este documento en otros lugares.

NOTA Estas funciones serían típicamente aquellas acciones llevadas a cabo por personal de END, soldadura o inspectores de revestimientos.

Punto de prueba de registro de puntos 3.1.20 punto de examen de los puntos de mediciónUn área dentro de un CML definida por un círculo que tiene un diámetro no mayor de 2 pulgadas (50 mm) para un diámetro de la tubería no superior a 10 pulgadas (250 mm), o no mayor que 3 pulgadas (75 mm) para las líneas más grandes y los vasos. CMLs pueden contener múltiples puntos de prueba.

NOTA Punto de prueba es un término ya no se usa como prueba se refiere a los ensayos mecánicos o físicos (por ejemplo, ensayos de tracción o pruebas de presión).

3.1.21 exámenes Funciones de control de calidad realizadas por los examinadores (por ejemplo, NDE).

3.1.22 examinador

Una persona que asiste al inspector mediante la realización específica ECM en los componentes del sistema de tuberías , pero no evalúa los resultados de los exámenes de acuerdo con API 570 , a menos capacitado y autorizado para ello por el titular o usuario en particular.

3.1.23 inspección externa

Una inspección visual desde el exterior de un sistema de tuberías para encontrar las condiciones que podrían afectar la capacidad de los sistemas de tuberías ' para mantener la integridad o condiciones que ponen en peligro la integridad del revestimiento y aislamiento de cubierta , las estructuras de soporte y los archivos adjuntos (por ejemplo, puntales , soportes de tubería de presión , escaleras, plataformas , zapatos, perchas , instrumento, y las pequeñas conexiones en Y)

3.1.24 Evaluación de aptitud para el servicio

Una metodología por el cual los defectos y otras formas de deterioro / daños contenidos en los sistemas de tuberías son evaluados para determinar la integridad estructural de la tubería para el servicio continuo.

3.1.25 apropiado

Componente de tubería generalmente se asocia con un cambio de dirección o de diámetro. Bridas no se consideran accesorios.

3.1.26 materiales inflamables

Tal como se utiliza en este código , incluye líquidos , vapores y gases , que apoyará la combustión. Consulte NFPA 704 para recibir orientación sobre la clasificación de los fluidos en 6.3.4.

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3.1.27 especialista FRP

Una persona aceptable para el propietario / usuario que tenga conocimientos y experiencia en FRP relativas a la química de procesos, mecanismos de degradación, selección de materiales, mecanismos de falla, los métodos de fabricación y su impacto en los sistemas de tuberías.

3.1.28 corrosión general

Corrosión que se distribuye más o menos uniformemente sobre la superficie de la tubería, en lugar de ser localizada en la naturaleza.

3.1.29 puntos de espera

Un punto en el proceso de reparación o alteración más allá del cual el trabajo no podrá proceder hasta que la inspección requerida se ha realizado y documentado.

3.1.30 imperfecciones

Los defectos u otras discontinuidades observaron durante la inspección que puede estar sujeto a los criterios de aceptación durante un análisis de ingeniería e inspección.

3.1.31 indicación

Una respuesta o evidencia resultante de la aplicación de una técnica de evaluación no destructiva.

3.1.32 calificado de la industria de onda de corte UT examinador

Una persona que posea una cualificación de ultrasonidos de onda de corte de la API (por ejemplo QUTE API), o un título equivalente aprobado por el propietario- usuario.

Nota Las reglas de equivalencia se definen en la página web ICP API.

3.1.33 punto de inyección

Puntos de inyección son lugares donde los productos químicos o aditivos de proceso se introduce en una corriente de proceso. Los inhibidores de corrosión , neutralizadores , agentes anti incrustantes de proceso, desemulsionantes de desalación , eliminadores de oxígeno , cáustica , y lavados con agua se reconocen más a menudo como que requiere especial atención en el diseño del punto de inyección . Aditivos de proceso, los productos químicos y el agua se inyectan en corrientes de proceso con el fin de alcanzar objetivos específicos del proceso.

NOTA puntos de inyección no incluyen los lugares donde dos corrientes de proceso se unen (puntos de mezcla).

Ejemplo agentes clorante en reformadores, la inyección de agua en sistemas de techo, la inyección de polisulfuro en el craqueo catalítico de gas húmedo, inyecciones antiespumantes, inhibidores, y neutralizadores.

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3.1.34 en el servicio

Los sistemas de tuberías colocadas en el funcionamiento (instaladas).

NOTA 1 No incluye los sistemas de tuberías que aún están en construcción o en el transporte hasta el lugar antes de ser colocados en los sistemas de servicios o de tuberías que han sido retirados.

NOTA 2 Los sistemas de tuberías que no están actualmente en funcionamiento debido a una interrupción del proceso, cambio u otra actividad de mantenimiento todavía se consideran " en el servicio. " Instalados tubos de repuesto también se considera en el servicio; mientras que la tubería de repuesto que no está instalado, no se considera en el servicio.

3.1.35 inspección en servicio

Todas las actividades de inspección asociados con las tuberías después de haber sido colocado inicialmente en el servicio, pero antes de que se haya retirado.

3.1.36 inspección

El, o evaluación externa interna sobre - corriente (o cualquier combinación de los tres) de la condición de tuberías realizadas por el inspector autorizado o su designado / a.

NOTA ECM puede ser realizada por los examinadores a discreción del inspector autorizado tuberías y formar parte del proceso de inspección, pero el inspector de tuberías autorizado deberá revisar y aprobar los resultados.

3.1.37 Código inspección

Acortado el título de este código (API 570).

3.1.38 plan de inspección

Un plan documentado para detallar el alcance, los métodos y el calendario de las actividades de inspección de los sistemas de tuberías, que pueden incluir la reparación recomendada y / o mantenimiento.

3.1.39 inspector Un inspector de tuberías autorizado.

3.1.40 integridad envolvente operativo integridad ventana de operación

Límites establecidos para las variables de proceso que pueden afectar a la integridad del sistema de tuberías si la operación de proceso se desvía de los límites establecidos para una cantidad predeterminada de tiempo.

3.1.41 inspección interna

Una inspección realizada de la parte interior de un sistema de tuberías usando técnicas visuales y / o ECM.

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3.1.42 jurisdicción

A la administración del gobierno legalmente constituido que podrá adoptar normas relativas a los sistemas de tuberías.

3.1.43 niveles brida

Un conjunto de tuberías de vidrio indicador de nivel conectado a un vaso.

3.1.44 Corrosión localizada Deterioro, por ejemplo, la corrosión que se limita a un área limitada de la superficie metálica.

3.1.45 bloqueo / etiquetado

A- procedimiento de seguridad utilizado para asegurarse de que la tubería esté bien aislado y no puede ser activado o poner de nuevo en servicio antes ` a la finalizada la inspección, trabajo de mantenimiento o reparación.

3.1.46 reparaciones mayores

Reparaciones de soldadura que implican la eliminación y sustitución de grandes sectores de los sistemas de tuberías.

3.1.47 gestión del cambio MOC

Un sistema de gestión documentado para la revisión y aprobación de los cambios en el proceso o los sistemas de tuberías antes de la implementación del cambio.

3.1.48 programa de verificación de material

Un procedimiento de aseguramiento de calidad documentado, se utiliza para evaluar los materiales de aleación metálicas (incluidas las soldaduras y los archivos adjuntos cuando se especifique) para verificar la conformidad con el material de aleación seleccionado o especificado designado por el propietario / usuario.

NOTA Este programa puede incluir una descripción de los métodos de prueba de material de aleación, componente físico marcado y mantenimiento de registros de programas.

3.1.49 máxima presión de trabajo permisible PSMA

La presión interna máxima permitida en el sistema de tuberías para la operación continua en la condición más severa de la presión interna o externa coincidente y la temperatura (mínimo o máximo) que se espera durante el servicio. Es la misma que la presión de diseño, como se define en ASME B31.3 y otras secciones de código, y está sujeta a las mismas normas relativas a los derechos de emisión para las variaciones de la presión o la temperatura o ambas.

3.1.50 MDMT temperatura mínima de diseño de metal

La temperatura más baja a la que una carga de presión significativa (por ejemplo, carga de funcionamiento, las cargas de puesta en marcha, las cargas transitorias, etc.), se puede aplicar a los sistemas de tuberías como se define en el código de construcción aplicable.

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B31.3 Ejemplo ASME, edición octava, párrafo 323.2 "Limitaciones de temperatura. "

3.1.51 espesor mínimo requerido

El espesor sin tolerancia de corrosión para cada componente de un sistema de tuberías en base a los cálculos de códigos de diseño adecuados y de código tensiones admisibles que consideran la presión , mecánica y cargas estructurales.

NOTA Alternativamente, espesor requerido puede ser reevaluado utilizando el análisis de aptitud para el Servicio de acuerdo con API 579 a 1 / ASME FFS- 1.

3.1.52 puntos de mezcla

Puntos de mezcla de procesos son los puntos de unión de las corrientes de proceso de diferente composición y / o temperatura donde la atención adicional de diseño, los límites de operación y / o supervisión de procesos se utilizan para evitar problemas de corrosión. No todos los puntos de mezcla proceso son problemáticas, sin embargo, deben ser identificados y evaluados para posibles mecanismos de degradación.

3.1.53 no conformidad

Un elemento que no está en conformidad con los códigos especificados, normas u otros requisitos.

3.1.54 frontera sin presión

Componentes y accesorios de, o la parte de la tubería que no contiene la presión del proceso. Ejemplo Videos, zapatos, repads, soportes, placas de desgaste, nonstiffening anillos de soporte de aislamiento, etc.

3.1.55 tuberías fuera del sitio

Los sistemas de tuberías no incluidos dentro de los límites de frontera de la trama de una unidad de proceso , como por ejemplo , una de hidrocraqueo , un cracker de etileno o una unidad de crudo

Tuberías granja Ejemplo tanque y otra menor de tuberías consecuencia fuera de los límites de la unidad de proceso.

3.1.55 Tubería en su lugar

Los sistemas de tuberías incluidas dentro de los límites de las parcelas de las unidades de proceso , tales como , una de hidrocraqueo , un cracker de etileno , o una unidad de crudo .

3.1.57 en funcionamiento

Una condición en la que los sistemas de tuberías en servicio no se han preparado para una inspección interna.

Los sistemas de tuberías en cuenta que están en la corriente también pueden estar vacíos o todavía pueden tener fluidos de proceso residuales en ellos y no ser en la actualidad parte del sistema de proceso.

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3.1.58 inspecciones en funcionamiento

Una inspección realiza desde el exterior de los sistemas de tuberías mientras están en funcionamiento utilizando procedimientos de ECM para establecer la idoneidad de la barrera de presión para la operación continua.

3.1.59 inspección vencida

Inspecciones de tuberías para el equipo en el servicio que no se han realizado por parte de sus fechas de vencimiento documentados en el programa de inspección / plano.

3.1.60 tuberías sobre el agua

Las tuberías situadas donde las fugas (líquido o sólido) se traducirían en descarga en arroyos, ríos, bahías, etc., lo que resulta en un potencial incidente ambiental.

3.1.61 propietario / usuario

Un propietario o usuario de los sistemas de tuberías que ejerce el control sobre la operación, ingeniería, inspección, reparación, modificación, pruebas de presión, y la calificación de la tubería.

3.1.62 inspector propietario / usuario

Un inspector autorizado empleado por un propietario / usuario que ha calificado mediante examen escrito bajo los términos del artículo 4 y el anexo A.

3.1.63 tubería

Un cilindro hermético a la presión utilizada para transportar un fluido o para transmitir una presión de fluido y que se designa comúnmente "tubo" en las especificaciones de materiales aplicables.

NOTA materiales designados como "tubo" o " tubo " en las especificaciones son tratados como pipa en este código cuando se destine al servicio de la presión.

3.1.64 tuberías Piperack

Tuberías de proceso que se apoya en los candeleros consecutivos o durmientes (incluyendo bastidores puente y extensiones) .

3.1.65 circuito de tuberías

Una sección de la tubería que está expuesto a un entorno de proceso de corrosividad similar o mecanismos de daño esperado y es de las condiciones de diseño similares y material de construcción.

NOTA 1 unidades de procesos complejos o sistemas de tuberías se dividen en circuitos de tuberías para gestionar las inspecciones necesarias, cálculos y registros.

NOTA 2 Al establecer los límites de un circuito de tuberías de concreto, el inspector también puede

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dimensionar para proporcionar un paquete práctico de mantenimiento de registros y la realización de inspecciones de campo. 

3.1.66 ingeniero de la tubería

Una o más personas u organizaciones que sean aceptables para el propietario o el usuario que están bien informados y con experiencia en las disciplinas de ingeniería relacionados con la evaluación de las características mecánicas y materiales que afectan la integridad y fiabilidad de los componentes y sistemas de tuberías. El ingeniero de la tubería, mediante la consulta con los especialistas adecuados, debe considerarse como un compuesto de todas las entidades necesarias para abordar correctamente un requisito técnico.

3.1.67 sistema de tuberías

Un montaje de circuitos de tuberías interconectadas que están sujetos al mismo conjunto o conjuntos de condiciones de diseño y se utiliza para transmitir , distribuir , mezclar , separar, descarga, metro , control o desairar a los flujos de fluidos.

Los sistemas de tuberías NOTA también incluyen elementos de tubería de apoyo, pero no incluyen las estructuras de apoyo, tales como marcos estructurales y fundaciones.

3.1.68 PMI identificación positiva de materiales

Cualquier evaluación física o la prueba de un material para confirmar que el material, lo que ha sido o será puesto en servicio, es consistente con el material de la aleación seleccionada o especificada designada por el propietario / usuario.

NOTA Estas evaluaciones o pruebas pueden proporcionar información cualitativa o cuantitativa que es suficiente para comprobar la composición de la aleación nominal.

3.1.69 Postsoldadura tratamiento PWHT calor

El tratamiento que consiste en el calentamiento de una pieza soldada toda o una pieza de tubería fabricada a una temperatura elevada después de la finalización de la soldadura con el fin de aliviar los efectos perjudiciales de la soldadura de calor, tales como reducir las tensiones residuales, reducir la dureza, y / o modificar ligeramente las propiedades Ver ASME B31 0.3 párrafo 331.

3.1.70 barrera de presión

La porción de la tubería que contiene los elementos de tubería de retención se unió a la presión o montarse en sistemas que contienen fluido hermético a la presión. Componentes barreras de presión incluyen tuberías, tubos, conexiones, bridas, juntas, pernos, válvulas y otros dispositivos, tales como juntas de expansión y juntas flexibles.

NOTA Véase también la definición de fronteras sin presión.

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3.1.71 espesor de diseño de presión

Permitió mínimo espesor de pared de tubería necesaria para mantener la presión de diseño a la temperatura de diseño.

NOTA 1 Presión espesor de diseño se determina utilizando la fórmula código de clasificación, incluyendo grosor de refuerzo necesario.

NOTA 2 Presión espesor de diseño no incluye el grosor de las cargas estructurales, la tolerancia de corrosión, o tolerancias de molino.

3.1.72 tuberías de proceso primario

Tuberías de proceso en el servicio normal y activa que no puede ser por válvula de desconexión o, si se valved fuera, afectaría significativamente unidad de operatividad. Tuberías de proceso primaria incluye normalmente la mayor proceso de tubería mayor que NPS 2, y por lo general no se incluyen de pequeño calibre o tuberías de proceso auxiliar (véase también las tuberías de proceso secundario).

3.1.73 procedimientos

Un documento que especifica o describe cómo una actividad se va a realizar en un sistema de tuberías.

NOTA Un procedimiento puede incluir métodos a ser empleados, equipos o materiales que se utilizarán, la cualificación del personal involucrado, y la secuencia de trabajo.

3.1.74 tuberías de proceso

Hidrocarburos o la tubería de productos químicos ubicada en, o asociado con una instalación de refinería o de fabricación. Tuberías de proceso incluye Piperack, patio de tanques y tubería de la unidad de proceso, pero excluye a las tuberías de servicios públicos.

3.1.75 aseguramiento de la calidad

Todo planificada, sistemática y acciones preventivas necesarias para determinar si los materiales, equipos o servicios cumplan los requisitos especificados por lo que la tubería funcionará de manera satisfactoria en el servicio.

NOTA El contenido de un manual de inspección de control de calidad para los sistemas de tubería se describe en 4.3.1.1.

3.1.76 control de calidad

Las actividades físicas que se realizan para comprobar la conformidad con las especificaciones de acuerdo con el plan de aseguramiento de la calidad.

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3.1.77 renovación

Actividad que descarta un componente existente, apropiado, o parte de un circuito de tuberías y la reemplaza con piezas de materiales nuevos o existentes de los mismos o mejores cualidades como los componentes de las tuberías originales.

3.1.78 reparación

El trabajo necesario para restaurar un sistema de tuberías a una condición adecuada para un funcionamiento seguro en las condiciones de diseño. Si alguno de los cambios de restauración da lugar a un cambio de temperatura o la presión de diseño, los requisitos para la re- calificación también serán saciados. Cualquier soldadura, corte o esmerilado operación en un componente de tuberías que contiene presión no se considera específicamente una alteración se considera una reparación.

3.1.79 organización de reparación

Cualquiera de los siguientes :

a) un propietario o usuario de los sistemas de tuberías que repara o altera su propio equipo de acuerdo con API 570,

b ) un contratista cuyas calificaciones son aceptables para el propietario o usuario de los sistemas de tuberías y que hace reparaciones o modificaciones de acuerdo con API 570,

c ) que sea autorizado por , aceptable , o de otro modo que no esté prohibido por la jurisdicción , y que hace que las reparaciones de acuerdo a API 570.

3.1.80 calificación

Los cálculos para establecer las presiones y temperaturas adecuadas para un sistema de tuberías , incluyendo la presión de diseño / temperatura , PSMA , mínimos estructurales , espesores requeridos, etc.

3.1.81 recalificación

Un cambio en la temperatura de diseño, presión de diseño o la PSMA de un sistema de tuberías (a veces llamado valoraciones). Un recalificación puede consistir en un aumento, una disminución, o una combinación de ambos. Reducción de potencia por debajo de las condiciones originales de diseño es un medio para proporcionar una mayor tolerancia para la corrosión.

3.1.82 RBI inspección basado en el riesgo

Una evaluación de riesgos y el proceso de gestión de riesgos que se centra en la planificación de la inspección de los sistemas de tuberías para la pérdida de contención en las instalaciones de procesamiento , que considera tanto la probabilidad de fallo y consecuencia de un fallo debido al deterioro del material.

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3.1.83 escaneo

Técnica de inspección utiliza para encontrar la medición del espesor más delgado en un CML. Consulte la guía contenida en API 574.

3.1.84 bonder secundaria

Un individuo que se une y superposiciones subconjuntos curadas de tuberías FRP.

3.1.85 tuberías de proceso secundario

Tuberías de proceso, a menudo SBP aguas abajo de las válvulas de bloqueo que se puede cerrar sin afectar de manera significativa el proceso de unidad de operatividad.

3.1.86 pequeño calibre SBP tuberías

Tubería que es menor o igual a NPS 2.

3.1.87 suelo aire de la interfaz S / A

Un área en la que puede producirse la corrosión externa en tuberías parcialmente enterrado.

NOTA La zona de la corrosión puede variar dependiendo de factores tales como la humedad, el contenido de oxígeno del suelo, y la temperatura de funcionamiento. La zona se considera generalmente para ser de 12 pulgadas (305 mm) por debajo de 6 pulgadas (150 mm) por encima de la superficie del suelo. Tubo que corre paralela con la superficie del suelo que contacta con el suelo se incluye.

3.1.88 carrete

Una sección de la tubería comprendida por bridas u otros accesorios de conexión, como los sindicatos.

3.1.89 espesor mínimo estructural

El espesor mínimo y sin tolerancia de corrosión, con base en las cargas estructurales y de otro tipo.

3.1.90 reparaciones temporales

Las reparaciones a los sistemas de tuberías con el fin de restaurar la integridad suficiente para continuar la operación segura hasta que las reparaciones permanentes pueden programarse y realizarse dentro de un plazo razonable de tiempo con el inspector o ingeniero de la tubería .

3.1.91 tuberías de tanques

Tuberías de proceso dentro de los diques de la granja de tanques o directamente asociado con un patio de tanques.

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3.2 Acrónimos

CML ubicación de monitoreo de condición

Corrosión CUI bajo aislamiento, incluyendo corrosión bajo tensión bajo aislamiento

De fibra de vidrio de plástico reforzado con FRP

LT largo plazo

MOC gestión del cambio

Presión máxima de trabajo permitida PSMAInformes de datos de MDR fabricanteTécnica de partículas magnéticas MTMTR informe de ensayo de materialesExamen no destructivo NDETamaño nominal de la tubería NPS (seguido , en su caso, por el número específico de designación de tamaño sin unsímbolo pulgadas )Record procedimiento PQR calificaciónTécnica de líquido penetrante PTTratamiento térmico posterior a la soldadura PWHTLa inspección basada en el riesgo RBIExamen radiográfico RT (método ) o la radiografíaRTP plástico reforzado termoestableSBP tuberías de pequeño calibreST corto plazoSMYS especifica límite elástico mínimoExamen ultrasónico UT (método )WPS - especificación del procedimiento de soldaduraOrganización de Inspección 4 Propietario / usuario

4.1 Generalidades,Un propietario / usuario de los sistemas de tuberías ejercerá el control del programa de inspección de sistema de tuberías, inspección

frecuencias, y mantenimiento y es responsable de la función de un organismo de control autorizado, de conformidadcon lo dispuesto en el API 570. La organización de inspección propietario / usuario también deberá controlar las actividades relacionadas con la clasificación, reparación y modificación de sus sistemas de tuberías.

Integridad sobres operativos (Windows) que se establezcan para los parámetros del proceso (tanto físicos como químicos) que podrían afectar a la integridad del equipo , si no se controla adecuadamente . Los ejemplos de los parámetros del proceso incluyen temperaturas , presiones, velocidades de fluido , el pH, las tasas de flujo , las tasas de químicos o de inyección de agua , concentración de los componentes corrosivos, composición química , etc. parámetros de proceso clave para los sobres que operan integridad deben identificarse y aplicarse , superior e inferior límites establecidos, según sea necesario , y las desviaciones de estos límites se deben traer a la atención del personal de inspección / ingeniería. También se debe proporcionar una atención especial al seguimiento de los sobres que operan de integridad durante la creación de empresas , cierres y alteraciones en el proceso significativo.

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4.2 Tuberías Autorizado Inspector Calificación y Certificación

Inspectores de tuberías autorizados deberán tener la formación y experiencia de conformidad con el anexo A de este código de inspección. Inspectores de tuberías autorizados deberán estar certificadas de conformidad con lo dispuesto en el Anexo A. Siempre que se utilice el término inspector en este código, se refiere a un inspector autorizado de tuberías.

4.3 Responsabilidades

4.3.1 Organización del propietario / usuario

4.3.1.1 Sistemas y Procedimientos

Una organización propietario / usuario es responsable de desarrollar, documentar , implementar , ejecutar y evaluar los sistemas de inspección de tuberías y los procedimientos de inspección que se adapte a los requisitos de este código de inspección. Estos sistemas y procedimientos estarán contenidos en un sistema de gestión de la inspección de control de calidad / reparación e incluirán :

a) Estructura de organización y de información para el personal de inspección ;

b ) documentar y mantener procedimientos de inspección y control de calidad ;

c ) la documentación y la presentación de informes de inspección y los resultados de las pruebas ;

d ) desarrollo y documentación de los planes de inspección ;

e) desarrollo y documentación de las evaluaciones de riesgo ;

f ) desarrollo y documentación de los intervalos de inspección;

g ) medidas correctivas para su inspección y resultados de las pruebas ;

h ) la auditoría interna para el cumplimiento del manual de inspección de control de calidad ;

i ) la revisión y aprobación de los planos , cálculos de diseño y especificaciones para las reparaciones , alteraciones y reratings ;

j ) asegurar que todos los requisitos jurisdiccionales para la inspección de tuberías , reparaciones , alteraciones y recalificación se cumplen de forma continua ;

k ) informar al inspector de tuberías autorizado ningún cambio de proceso que puedan afectar a la integridad de las tuberías ;

requisitos l ) de formación para el personal de inspección en relación con herramientas de inspección , técnicas y base de conocimientos técnicos ;

m) controles necesarios para que los soldadores y procedimientos calificados sólo se utilizan para todas las reparaciones y alteraciones ;

n) los controles necesarios a fin de que se utilizan el personal y los procedimientos sólo calificados NDE ;

o) los controles necesarios a fin de que sólo se utilizan materiales, conforme a la sección correspondiente del Código ASME para las reparaciones y alteraciones ;

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p ) controles necesarios a fin de que toda medida de inspección y equipos de prueba están bien mantenidos y calibrados ;

q ) controla necesario para que el trabajo de inspección o de reparación contrato organizaciones cumplir con los mismos requisitos de inspección como la organización propietario / usuario;

r ) los requisitos de auditoría interna para el sistema de control de calidad de los dispositivos de alivio de presión .

4.3.1.2 MOC

El propietario / usuario también es responsable de la implementación de un proceso de MOC eficaz que la revisión y cambios en el proceso y en el hardware de control. Un proceso de MOC eficaz es vital para el éxito de cualquier programa de gestión de integridad de tuberías con el fin de que el grupo de inspección pueda anticipar los cambios en la corrosión u otras variables de deterioro y modificar el plan de inspección para dar cuenta de esos cambios. El proceso de MOC incluirá la experiencia de los materiales apropiados / Corrosión y experiencia con el fin de predecir con eficacia los cambios que puedan afectar a la integridad de tuberías. El grupo de inspección deberá estar involucrado en el proceso de aprobación de los cambios que puedan afectar a la integridad de la tubería. Los cambios en el hardware y el proceso se incluirán en el proceso de MOC para asegurar su efectividad.

4.3.2 Tuberías Ingeniero

El ingeniero de la tubería es responsable ante el propietario / usuario de las actividades relacionadas con el diseño, revisión de ingeniería, clasificación, análisis, o evaluación de sistemas de tuberías cubiertas por API 570.

4.3.3 Organización Reparación

Todas las reparaciones y modificaciones deben ser realizadas por una organización de reparación. La organización de reparación será responsable ante el propietario / usuario y proporcionará los materiales, equipos, control de calidad y mano de obra necesaria para mantener y reparar los sistemas de tuberías de acuerdo con los requisitos de API 570.

4.3.4 Autorizado Piping Inspector

Cuando las inspecciones, reparaciones o modificaciones se llevan a cabo en los sistemas de tuberías, un inspector de tuberías autorizado será responsable al propietario / usuario para determinar que se cumplen los requisitos de API 570 sobre la inspección, la inspección, control de calidad y pruebas. El inspector deberá participar directamente en las actividades de inspección, en la mayoría de los casos requerirán actividades de campo para asegurarse de que se siguen los procedimientos. El inspector también es responsable de extender el alcance de la inspección (incluyendo las consultas necesarias con los ingenieros / especialistas), si así se justifica en función de los resultados de la inspección. Cuando se descubran las no conformidades, el inspector es responsable de notificar al propietario por el usuario en el momento oportuno y haciendo reparaciones u otras recomendaciones de mitigación apropiadas.

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El inspector de tuberías autorizado podrá ser asistido en la realización de inspecciones visuales por otros individuos debidamente capacitados y cualificados, que pueden o no ser certificadas inspectores de tubería (por ejemplo, los examinadores y personal de servicio). El personal que realiza las ECM deberá reunir los requisitos señalados en 4.3.5, pero no tiene que ser autorizado inspectores de tuberías. Sin embargo, todos los resultados de los exámenes serán evaluados y aceptados por el inspector de la tubería autorizado.

4.3.5 Los examinadores

4.3.5.1 El examinador deberá realizar la ECM de acuerdo con los requisitos del trabajo .

4.3.5.2 El examinador no está obligado a obtener la certificación de conformidad con el Anexo A y no tiene que ser un empleado del propietario / usuario.

El examinador deberá estar capacitado y competente en los procedimientos de END se utilizan y puede ser requerido por el propietario / usuario de demostrar la competencia mediante la celebración de certificaciones en esos procedimientos. Ejemplos de otras certificaciones que pueden ser necesarios incluyen ASNT SNT -TC- 1A [1], ASNT CP- 189 [2], y AWS QC1 [3].

4.3.5.3 El empleador del examinador deberá mantener registros de certificación de los examinadores empleadas, incluidas las fechas y los resultados de las calificaciones del personal. Estos registros deberán estar a disposición del inspector.

4.3.6 Otro Personal

Funcionamiento , mantenimiento , ingeniería o de otro personal que tengan conocimiento o experiencia relacionada con los sistemas de tuberías particulares especial tendrán la responsabilidad de la oportuna notificación al inspector o un ingeniero de problemas que pueden afectar la integridad de las tuberías como las siguientes :

a) cualquier acción que requiera MOC ;

b ) operaciones fuera definen los sobres que operan de integridad ;

c ) cambios en la fuente de la materia prima y otros fluidos de proceso ;

d ) fallas de la tubería , las acciones de reparación llevadas a cabo y los informes de análisis de fallas ;

e) la limpieza y métodos de descontaminación utilizados u otros procedimientos de mantenimiento que puedan afectar a la integridad de tuberías y equipos;

f ) Los informes de experiencias que otras plantas han tenido con las tuberías de servicios similares y fallas en los equipos asociados ;

g ) las condiciones inusuales que se pueden desarrollar (por ejemplo, ruidos , fugas, vibraciones , etc.)

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Prácticas 5 de inspección , examen y pruebas de presión

5.1 Planes de Inspección

5.1.1 Desarrollo de un Plan de Inspección

Se establecerá 5.1.1.1 Un plan de inspección para todos los sistemas de tuberías en el ámbito de este código. El plan de inspección será elaborado por el inspector y / o ingeniero. Un especialista en corrosión debe ser consultado cuando sea necesario para aclarar los mecanismos de daño potencial y lugares específicos donde puede ocurrir la degradación. Un especialista en corrosión debe ser consultado cuando se desarrolla el plan de inspección de los sistemas de tuberías que operan a temperaturas elevadas [ por encima ( 400 ° C) 750 ° F ] y sistemas de tuberías que operan por debajo de la temperatura de transición dúctil- frágil.

5.1.1.2 El plan de inspección se desarrolló a partir del análisis de diversas fuentes de datos. Los sistemas de tuberías serán evaluados en base a los tipos actuales o posibles de mecanismos de daño. Los métodos y el alcance de la ECM se evaluarán para asegurar que puedan identificar adecuadamente el mecanismo de daño y la severidad del daño. Los exámenes se programarán en intervalos que consideran el :

a) tipo de daño ,

b ) la tasa de progresión del daño ,

c ) la tolerancia de los equipos para el tipo de daño ,

d ) la capacidad del método de ECM para identificar el daño ,

e) los intervalos máximos definidos en los códigos y normas , y

f ) el alcance de su examen.

Además, se recomienda el uso de RBI (ver 5.2) en el desarrollo de los planes de inspección requeridos, así como de revisar la historia reciente de funcionamiento y los registros del Ministerio de Comercio que puedan afectar a los planes de inspección.

5.1.1.3 El plan de inspección debe ser desarrollado utilizando las fuentes de información más adecuadas incluidas las referencias que figuran en la Sección 2. Los planes de inspección deberán ser revisados y modificados según sea necesario cuando se identifican las variables que pueden influir en los mecanismos de daño y / o las tasas de deterioro. Ver API 574 para más información sobre el desarrollo de los planes de inspección.

5.1.2 Contenido Mínimo de un Plan de Inspección

El plan de inspección deberá contener las tareas de inspección y el calendario necesarios para supervisar los mecanismos de daño identificados y asegurar la integridad de la presión de los sistemas de tuberías. El plan debe:

a) definir el tipo ( s ) de la inspección es necesario, por ejemplo, interna, externa , en funcionamiento ( no intrusiva );

b ) identificar a la próxima fecha de inspección para cada tipo de inspección;

c ) Describir los métodos de inspección y técnicas de END ;

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d ) describir el alcance y los lugares de inspección y ECM en CMLs ;

e) describir los requisitos de limpieza de superficies necesarias para la inspección y exámenes para cada tipo de inspección ;

f ) describir los requisitos de cualquier prueba necesaria de presión ( por ejemplo, tipo de prueba, prueba de presión , temperatura de ensayo, y duración) ; y

g ) Describir las reparaciones necesarias si se conoce o previamente planeado antes de la próxima inspección.

Planes de inspección genéricos basados en normas y prácticas de la industria se pueden utilizar como punto de partida en el desarrollo de planes específicos de inspección. El plan de inspección puede o no puede existir en un solo documento, sin embargo el contenido del plan debe estar fácilmente accesible desde los sistemas de datos de inspección.

5.1.3 Contenido adicional de un Plan de Inspección

Los planes de inspección también pueden contener otros detalles para ayudar en la comprensión de la justificación del plan y en la ejecución del plan. Algunos de estos detalles pueden incluir:

a) la descripción de los tipos de daño esperado o experimentado en los sistemas de tuberías;

b) definir la localización del daño esperado;

c) la definición de cualquier acceso especial, y la preparación necesaria.

5.2 RBI

RBI se puede utilizar para determinar los intervalos de inspección y el tipo y la extensión de los futuros de inspección / exámenes.

Cuando el propietario / usuario decide realizar una evaluación RBI deberá incluir una evaluación sistemática, tanto de la probabilidad y la consecuencia asociada al fracaso, de acuerdo con API 580. API 581 [4] detalla una metodología RBI que tiene todos los elementos clave definido en la API 580.

Identificar y evaluar los mecanismos de daño potencial, la condición del equipo actual y la efectividad de las últimas inspecciones son pasos importantes en la evaluación de la probabilidad de fallo de la tubería. Identificar y evaluar el fluido de proceso (s), posibles lesiones, daños ambientales, daños al equipo y tiempo muerto del equipo son pasos importantes en la evaluación de las consecuencias de averías en las tuberías. La identificación de los sobres de operación de integridad para las variables clave del proceso es un complemento importante de RBI (ver 4.1).

5.2.1 Evaluación de Probabilidad

La evaluación de la probabilidad se hará de acuerdo con API 580 y se basará en todas las formas de daño que se podría razonablemente esperar que afecten a los equipos en cualquier servicio en particular. Ejemplos de esos mecanismos de daño se muestran en la Tabla 1. Además, se evaluará la eficacia de las prácticas de inspección, las herramientas y técnicas que se utilizan para encontrar los mecanismos potenciales de daños.

Otros factores que deben ser considerados en una evaluación de la probabilidad son:

a) la idoneidad de los materiales de construcción ;

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b ) las condiciones de diseño del equipo , en relación con las condiciones de funcionamiento ;

c ) adecuación de los códigos de diseño y normas utilizadas ;

d ) la eficacia de los programas de monitoreo de corrosión ;

e) la calidad de los programas de control / garantía de calidad de mantenimiento y calidad de inspección;

f ) tanto la retención de presión y los requisitos estructurales ;

g) las condiciones de funcionamiento tanto en el pasado y proyectada.

Datos de fallas de tuberías será información importante para esta evaluación cuando se realiza una evaluación de la probabilidad.

5.2.2 Evaluación de las consecuencias

La consecuencia de una liberación depende del tipo y la cantidad de fluido de proceso contenido en el equipo. La evaluación de las consecuencias debe estar de acuerdo con API 580 y tendrá en cuenta las posibles incidencias que pudieran producirse como consecuencia de la liberación de fluido, el tamaño de una posible liberación, y el tipo de una posible liberación (incluye explosión, incendio o exposición a tóxicos.) La evaluación también debería determinar los posibles resultados que pueden ocurrir como resultado de la liberación de fluido o daños al equipo, que pueden incluir: efectos sobre la salud, impacto ambiental, daños en el equipo adicional y el tiempo de inactividad del proceso o desaceleración.

5.2.3 Documentación

Es esencial que todas las evaluaciones impulsadas ser exhaustivamente documentados de acuerdo con API 580 que define claramente todos los factores que contribuyen tanto a la probabilidad y la consecuencia de un fallo en el equipo.

Después se lleva a cabo una evaluación RBI , los resultados pueden ser utilizados para establecer el plan de inspección de equipos y definir mejor el siguiente :

a) la inspección y NDE más adecuada los métodos, herramientas y técnicas ;

b ) el alcance de las ECM (por ejemplo, el porcentaje de equipos para examinar );

c ) el intervalo para el interior ( en su caso) , externo, y los controles sobre la corriente ;

d ) la necesidad de que las pruebas de presión tras el daño se ha producido o después de reparaciones / alteraciones se han completado ;

e) las medidas de prevención y mitigación para reducir la probabilidad y la consecuencia de fallas en los equipos . (por ejemplo, reparaciones , cambios en el proceso , inhibidores, etc.)

5.2.4 Frecuencia de las evaluaciones impulsadas

Cuando se utilizan las evaluaciones impulsadas para establecer los intervalos de inspección de equipos, la evaluación se actualizará después de cada inspección de equipos según se define en la API 580. La evaluación RBI también se actualizará cada proceso el tiempo o se hacen cambios en

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el hardware o después de cualquier evento ocurre que podría afectar significativamente los costos por daños o mecanismos de daño. Los intervalos máximos entre las evaluaciones impulsadas se describen en 6.3.2, Tabla 2.

5.3 Preparación para la Inspección

5.3.1 Generalidades

Las medidas de seguridad se incluirán en la preparación de los sistemas de tuberías para las actividades de inspección y mantenimiento para eliminar la exposición a fluidos peligrosos, fuentes de energía, y los riesgos físicos. Reglamento [por ejemplo, los administrados por los EE.UU. Administración de Seguridad y Salud (OSHA)] regulan muchos aspectos de la inspección de sistemas de tuberías y se seguirá en su caso. Además, los procedimientos de seguridad del propietario / usuario ' s serán revisados y seguidos. Ver API 574 para más información sobre los aspectos de seguridad de inspección de tuberías.

Procedimientos para la segregación de los sistemas de tuberías, instalación de persianas (blancos), y prueba de estanqueidad debe ser una parte integral de las prácticas de seguridad para conexiones con bridas. Se tomarán las precauciones de seguridad adecuada antes de abrir cualquier sistema de tuberías y antes de realizar algún tipo de inspección externa. En general, la sección de la tubería que se abrirá debe estar aislado de todas las fuentes de líquidos nocivos, gases o vapores y se purga para eliminar todos los gases y vapores de aceite y tóxicos o inflamables.

5.3.2 Inspección de la Preparación de Todas las herramientas, equipo y equipo de protección personal durante los trabajos de la tubería (es decir, inspección, NDE, la prueba de presión, reparaciones y reformas) deben ser revisados por los daños y / o operatividad antes de su uso. Equipos ECM y el equipo de la organización de reparación están sujetas a los requisitos de seguridad propietario / usuario ' s de los equipos eléctricos. Otro equipo que puede ser necesaria para el acceso al sistema de tuberías, tales como tablones, andamios y escaleras de mano, se debe comprobar la suficiencia y seguridad antes de ser utilizados.

Durante la preparación de los sistemas de tuberías para la inspección, el equipo de protección personal debe ser usado cuando sea necesario, ya sea por los reglamentos, el propietario / usuario, o la organización de reparación.

5.3.3 Comunicación

Antes de iniciar cualquier actividad de inspección y mantenimiento del sistema de tuberías (NDE, la prueba de presión, reparación o alteración) el personal debe obtener el permiso del personal de operación responsable de la tubería para trabajar en los alrededores.

Cuando los individuos se encuentran dentro de los sistemas de tuberías grandes, todas las personas que trabajan alrededor del equipo deben ser informados de que la gente está trabajando en el interior de la tubería. Las personas que trabajan en el interior de la tubería deben ser informadas cuando una obra se va a realizar en el exterior de la tubería.

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5.3.4 Entrada de tuberías

Antes de entrar en la tubería general, el sistema de tuberías deberá estar aislado de cualquier fuente de líquidos, gases, vapores, radiación, electricidad, mecánica y otras fuentes de energía. El sistema de tuberías debe ser drenado, purgado, limpiado, ventilado, a prueba de gas y bloqueado / etiquetado antes de que se introduzca.

Los procedimientos para garantizar una ventilación segura continua y las precauciones necesarias para garantizar la seguridad de evacuación salida / de emergencia de personal del sistema de tubería deben ser claramente comunicadas a todos los involucrados. La documentación de estas precauciones se requiere antes de cualquier entrada del sistema de tuberías.

Antes de entrar en los sistemas de tuberías, los individuos deben obtener el permiso del personal de operación responsable. Cuando sea necesario para la entrada a espacios confinados, el equipo de protección personal deberá ser usado que proteger a las personas contra los riesgos específicos que puedan existir en el sistema de tuberías.

5.3.5 Revisión de Registros

Antes de realizar cualquiera de las inspecciones requeridas, los inspectores deberán familiarizarse con la historia previa del sistema de tuberías de las que son responsables. En particular, se deben revisar los resultados del sistema de tuberías antes de inspección, reparaciones anteriores, el plan de inspección vigente, y / u otras inspecciones de servicios similares. Además, es aconsejable

conocer la historia reciente de funcionamiento que puedan afectar al plan de inspección. Los tipos de modos de daños y las fallas experimentadas por los sistemas de tuberías se proporcionan en API 571 [5] y API 579-1/ASME FFS - 1.

5.4 Inspección de los tipos y ubicaciones de los modos de Daños del deterioro y ruptura

5.4.1 Equipo Tipos de Daños

5.4.1.1 Los sistemas de tuberías son susceptibles a diversos tipos de daño por varios mecanismos de daño . Tipos de daños típicos y mecanismos se muestran en la Tabla 1 .

Tabla 1 : Algunos Tipos y Mecanismos Piping daños típicos

Mecanismo de Tipo de Daño Daño

Sulfuración general y local de la pérdida de metaloxidaciónCorrosión influenciada microbiológicamenteCorrosión ácido orgánicoErosión / erosión - corrosiónLa corrosión galvánicaCUI

Superficie conectado grietas de fatigaCáustico agrietamiento por corrosión bajo tensión

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Esfuerzos de sulfuro de craqueoCloruro de agrietamiento por corrosión bajo tensionesÁcido Polythionic corrosión bajo tensiónOtras formas de agrietamiento ambiental

Agrietamiento del subsuelo agrietamiento inducido por hidrógeno

Microfisuración / ataque de hidrógeno a alta temperatura microhuecosFluencia formación

Metalúrgica cambia Grafitizaciónfragilización Temper

Formación de ampollas ampollas de hidrógeno

Cambios dimensionales fluencia y rotura por tensióntérmico

Propiedades de los materiales cambian fractura frágil

NOTA API 571 cuenta con un listado y descripción de los daños mucho más completamecanismos de experiencia en la industria de refinación y petroquímica .

5.4.1.2 La presencia o potencial de daños en el equipo depende de su material de construcción, el diseño, la construcción y las condiciones de operación . El inspector debe estar familiarizado con estas condiciones y con las causas y características de los defectos potenciales y mecanismos de daño asociados con el equipo que se está inspeccionando

5.4.1.3 La información detallada relativa a los mecanismos de daño comunes ( factores críticos , aspecto, y de inspección y vigilancia típica técnicas ) se encuentra en la API 571 [ 5] y otras fuentes de información sobre los daños

mecanismos incluidos en la bibliografía . Prácticas de inspección recomendadas adicionales para tipos específicos de mecanismos de daño se describen en la API 574 [ 7 ] .

5.4.2 Áreas de deterioro de los sistemas de tuberías

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

a) puntos de inyección y puntos de mezcla ,

b ) deadlegs ,

c ) CUI ,

d ) las interfaces de aire del suelo ,

e ) Servicio de corrosión específica y localizada,

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f ) la erosión y la corrosión / erosión ,

g ) agrietamiento ambiental ,

h ) la corrosión debajo de los forros y los depósitos ,

i ) agrietamiento por fatiga ,

j ) la fluencia de craqueo ,

k ) la fractura por fragilidad ,

l ) los daños por congelación ,

m) la corrosión punto de contacto.

Consulte la API 571 y API 574 para obtener información más detallada acerca de los tipos y áreas anteriormente señaladas de deterioro.

5.5 Tipos generales de Inspección y Vigilancia

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

a) inspección visual interna ,

b ) la inspección en funcionamiento ,

c ) Inspección de la medición de espesores ,

d ) Inspección visual externa ,

e) inspección CUI ,

f ) vibración de inspección de tuberías ,

g) inspección suplementaria,

h) la inspección del punto de inyección.

NOTA: Véase la Sección 6 para el intervalo / frecuencia y el alcance de la inspección. Las imperfecciones detectadas durante las inspecciones y los exámenes deben caracterizarse, tamaño, y evaluados por la Sección 7.

5.5.1 Inspección visual interna

Inspecciones visuales internas no se realizan normalmente en las tuberías. Cuando sea posible y práctico, las inspecciones visuales internas pueden ser programadas para sistemas tales como líneas de transferencia de gran diámetro, ductos, líneas de catalizador, u otros sistemas de tuberías de gran diámetro. Estas inspecciones son de naturaleza similar a presionar a las inspecciones de buques y deben llevarse a cabo con los métodos y procedimientos similares a los descritos en la API 510 y API 574. Técnicas de inspección visual remota pueden ser útiles al

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inspeccionar la tubería demasiado pequeña para entrar.

Se proporciona una oportunidad adicional para la inspección interna cuando se desconectan bridas de la tubería, lo que permite la inspección visual de las superficies internas con o sin el uso de ECM. La eliminación de una sección de la tubería y su división a lo largo de su línea central también permite el acceso a las superficies internas en que haya necesidad de dicha inspección.

5.5.2 Inspección on- stream

La inspección en funcionamiento puede ser requerido por el plan de inspección. Todas las inspecciones sobre corriente deben llevarse a cabo por cualquiera de un inspector o examinador. Todo el trabajo de inspección en funcionamiento realizada por un examinador estará autorizado y aprobado por el inspector. Cuando se especifican las inspecciones sobre la corriente de la barrera de presión, deberán estar diseñados para detectar los mecanismos de daño identificados en el plan de inspección.

La inspección puede incluir varias técnicas de END para comprobar si hay varios tipos de daños. Técnicas utilizadas en el torrente inspecciones son elegidos por su capacidad para identificar los mecanismos de daño en particular desde el exterior y su capacidad para actuar en las condiciones de flujo del sistema de tubería (por ejemplo, temperaturas de metal). La inspección de la medición del espesor externo descrito en 5.5.3 a continuación puede ser parte de una inspección en funcionamiento.

API 574 proporciona más información sobre la inspección del sistema de tuberías y se debe utilizar cuando se realizan inspecciones de tuberías en funcionamiento.

5.5.3 Medición de espesor de Inspección

La medición de espesores se obtienen para verificar el espesor de los componentes de tuberías. Estos datos son utilizados para calcular las tasas de corrosión y la vida restante del sistema de tuberías. La medición de espesores se obtendrá por el inspector o el examinador de la dirección del inspector. El propietario / usuario deberá asegurarse de que todas las personas que llevan a cabo las mediciones de espesores están capacitados y calificado, de acuerdo con el procedimiento aplicable utilizado durante el examen.

Normalmente las mediciones de espesores se toman mientras la tubería está en funcionamiento. El control en corriente espesor es una buena herramienta para el monitoreo de la corrosión y la evaluación de posibles daños debido al proceso o cambios operativos. 

El inspector debe consultar con un especialista en corrosión cuando la velocidad de corrosión a corto plazo cambia significativamente del tipo identificado anterior para determinar la causa. Las respuestas apropiadas a las tasas de corrosión acelerada pueden incluir, lecturas adicionales de espesor, tomografías UT en zonas sospechosas, control de la corrosión / proceso, revisiones del plan de inspección de tuberías y las no conformidades de direccionamiento.

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5.5.4 Inspección visual externa

Una inspección visual externa se realiza para determinar la condición de la parte exterior de la tubería , sistema de aislamiento , pintura , y sistemas de revestimiento , y el hardware asociado ; y para determinar si hay signos de desalineación , vibración , y escapes. Cuando la corrosión incrustaciones de producto se observa en las zonas de contacto de soporte de tubería , puede ser necesario levantar el tubo de tales soportes para la inspección. Al levantar la tubería que se encuentra en funcionamiento, cuidado se debe ejercer y consulta con un ingeniero puede ser necesario. En lugar de o complementario a levantar la tubería, se pueden utilizar métodos de ECM apropiados (EMAT-ondas Lamb de onda guiada por ejemplo). Inspecciones de tuberías externas se pueden hacer cuando el sistema de tuberías se encuentra en servicio. Consulte la API 574 para obtener información sobre la realización de inspecciones externas. Inspecciones de tuberías externas pueden incluir inspecciones por CUI 5.5.6.

Inspecciones externas comprenden encuestas para la condición de ganchos para tuberías y soportes. Las instancias de perchas agrietados o rotos, "tocando fondo" de los soportes de la primavera, zapatos de apoyo desplazados de los elementos de soporte, u otras condiciones de retención indebidas serán reportados y corregidos. Patas de soporte ficticias verticales también deberán ser evaluados para confirmar que no se han llenado de agua que está causando corrosión externa de la tubería de presión o la corrosión interna de la pierna de apoyo. Horizontales de apoyo piernas ficticias también deberán ser evaluados para determinar que ligeros desplazamientos de la horizontal no están causando trampas de humedad sobre la superficie externa de los componentes de las tuberías activas.

Juntas de expansión de fuelle deben ser inspeccionados visualmente para deformaciones inusuales, desalineación, o desplazamientos que pueden exceder el diseño. Componentes de tubería estándar no (por ejemplo, la flexión mangueras) pueden tener diferentes mecanismos de degradación. Ingenieros especialistas o fuentes de datos del fabricante pueden necesitar ser consultado en el desarrollo de planes de inspección válidos para estos componentes.

El inspector debe examinar el sistema de tuberías para detectar la presencia de cualquier modificación de campo o reparaciones temporales no registrados anteriormente en los dibujos de tuberías y / o registros. El inspector también debe estar alerta a la presencia de cualquiera de los componentes que pueden ser inadecuados para la operación a largo plazo, tales como bridas indebido, reparaciones temporales (abrazaderas), modificaciones (mangueras flexibles), o válvulas de especificación incorrecta. Los componentes roscados y otros carretes embridados que se pueden quitar fácilmente y reinstalado merecen especial atención debido a su mayor potencial para la instalación de materiales incorrectos de la construcción.

La inspección periódica externa se pide en 6.4 normalmente debe ser realizada por el inspector, quien también será responsable del mantenimiento de registros y la inspección de reparación. El personal de operación o mantenimiento calificados también pueden realizar inspecciones externas, cuando sean aceptables para el inspector. En tales casos, las personas que realizan las inspecciones de tuberías externas de acuerdo con API 570 debe estar calificado a través de una cantidad adecuada de la formación.

Además de estas inspecciones externas programadas que se documentan en los registros de inspección, es beneficioso para el personal que frecuentan la zona para informar deterioro o

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cambios al inspector (ver API 574 para ver ejemplos de tales - deterioro).

5.5.5 Inspección Externa del Equipo Buried

Tuberías enterradas deberán ser inspeccionados para determinar su estado de la superficie externa. El intervalo de inspección externa será

basado en la información sobre la velocidad de corrosión obtenida:

a)durante la actividad de mantenimiento en la conexión de tuberías de material similar; ---

b) desde el examen periódico de manera similar enterrados cupones de prueba de corrosión de un material similar;

c) a partir de porciones representativas de la tubería real;

d) a partir de tuberías enterradas en circunstancias similares;

e) de los dispositivos de vigilancia espesor de instalación permanente;

f) de las inspecciones llevadas a cabo con el equipo visual a distancia, si es posible;

5.5.6 CUI Inspección

Inspección para un CUI se considerará para la tubería exterior con aislamiento en zonas o rangos de temperatura que son susceptibles a un CUI se muestra como se indica en la API 574. Inspecciones CUI pueden llevarse a cabo como parte de la inspección externa. Si se encuentra algún daño durante CUI controles sobre el terreno, el inspector debe inspeccionar otras zonas sensibles en el equipo.

Aunque el aislamiento externo puede parecer estar en buenas condiciones, daño CUI todavía puede estar ocurriendo. Inspección CUI puede requerir la extirpación de parte o de todo el aislamiento. Si revestimientos externos están en buenas condiciones y no hay razón para sospechar daño detrás de ellos, no es necesario eliminarlos para la inspección de los equipos. Daños CUI es a menudo bastante insidiosa, ya que puede ocurrir en áreas donde parece poco probable.

Consideraciones para la eliminación de aislamiento no se limitan a, pero incluyen:

a) historia de la CUI para el sistema de tuberías específico o sistemas de tuberías comparables;

b) la condición visual de la cubierta externa y el aislamiento;

c) la prueba de fuga de líquido (por ejemplo, manchas o vapores);

d) si los sistemas de tuberías están en servicio intermitente;

e) la condición / estado del recubrimiento externo, si se conoce;

f) pruebas de las zonas con aislamiento húmedo;

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g) el tipo de aislamiento utilizado y si que el aislamiento es conocido para absorber y retener el agua.

5.5.7 Vibración de Tubería y Movimiento Línea de Vigilancia

El personal de operación deben informar vibración o balanceo de tuberías para el personal de ingeniería o de inspección para la evaluación. Debe ser reportado evidencia de los movimientos de las líneas relevantes que podrían haber resultado de golpes de líquido, golpes de líquido en las líneas de vapor, o la expansión térmica anormal. En los lugares en los sistemas de tuberías que vibran son restringidos pueda resistir los efectos dinámicos de tubería (por ejemplo, en los zapatos, anclas, guías, puntales, amortiguadores de, perchas), MT periódica o PT deben ser considerados para comprobar la aparición de grietas de fatiga. Conexiones secundarias deberán recibir una atención especial en particular no arriostrada tuberías de diámetro pequeño conectado a vibrar tubería.

5.5.8 Inspección Suplementario

Otras inspecciones se pueden programar según sea apropiado o necesario. Ejemplos de tales inspecciones incluyen el uso periódico de la radiografía y / o la termografía para detectar ensuciamiento o taponamiento interno, la termografía para detectar puntos calientes en los sistemas de revestimiento refractario, inspecciones adicionales alteraciones de la unidad después de notificados, la verificación de los datos medidos previamente para la exactitud, la inspección para el medio ambiente agrietamiento, y cualquier otro mecanismo de daño específico de tuberías. Emisión de sonido, detección de fugas acústica, y la termografía se pueden utilizar para la detección de fugas a distancia y vigilancia. Áreas susceptibles a la erosión localizada o la erosión-corrosión deben ser inspeccionadas mediante inspección visual interna, si es posible, o mediante el uso de la radiografía. Digitalización de las zonas con UT es también una buena técnica y se debe utilizar si la línea es mayor que NPS 12.

Inspección 5.5.9 Punto de Inyección

Puntos de inyección son a veces sujetos a corrosión acelerada o localizada de las condiciones de funcionamientos normales o anormales. Los que son pueden ser tratados como circuitos de control independientes, y estas áreas necesitan ser examinado a fondo en un horario regular.

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Figura 1 - Inyección Típico Punto Piping Circuit

Cuando se designa un circuito punto de inyección para los fines de la inspección , el límite recomendado aguas arriba del circuito de inyección es de un mínimo de 12 pulgadas (300 mm ) o tres diámetros corriente arriba del punto de inyección , lo que sea mayor . El límite recomendado de aguas abajo del circuito de inyección es el segundo cambio en la dirección del 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 más apropiado para extender este circuito a la siguiente pieza de equipo de presión , como se muestra en la Figura 1 .

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

a) establecer TMLS sobre los accesorios apropiados dentro del circuito de inyección ,

b ) establecer TMLS en la pared de la tubería en el lugar del esperado pared de incidencia tubería de fluido que se inyecta ,

c) establecer TMLS en puntos intermedios a lo largo de la tubería recta más larga dentro del circuito de punto de inyección puede ser necesaria ,|

d ) establecer TMLS tanto a los límites anteriores y posteriores del circuito de inyección .

Los métodos preferidos de la inspección de los puntos de inyección son la radiografía y / o UT, según proceda, para establecer el espesor mínimo en cada TML. Cerrar mediciones ultrasónicas de rejilla o de exploración se pueden utilizar, siempre y cuando las temperaturas son las adecuadas.

Para algunas aplicaciones, es beneficioso para eliminar carretes de tuberías para facilitar una inspección visual de la superficie interior. Sin embargo, aún se requieren las mediciones de espesores para determinar el espesor restante.

Durante las inspecciones periódicas y programadas, más extensa inspección se debe aplicar a un área a partir de 12 pulgadas (300 mm) aguas arriba de la boquilla de inyección y continuar durante al menos diez diámetros de tubería aguas abajo del punto de inyección. Además, medir y registrar el espesor en todas TMLS dentro del circuito de inyección.

5.6 CMLs

5.6.1 Generalidades

CMLs son las áreas específicas a lo largo del circuito de tuberías donde las inspecciones se deben hacer. La naturaleza de la LMC varía de acuerdo con su ubicación en el sistema de tuberías. La

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selección de CMLs tendrá en cuenta el potencial de corrosión localizada y la corrosión de servicio específico que se describe en API 574 y API 571. Ejemplos de diferentes tipos de CML incluyen ubicaciones para la medición de espesores, lugares para grietas por tensión exámenes, lugares para CUI y lugares de alta temperatura exámenes de ataque por hidrógeno.

5.6.2 Monitoreo CML

Cada sistema de tuberías se controlará al CML. Circuitos de tuberías con altas consecuencias potenciales de fallas deberían ocurrir y los que están sujetos a mayores tasas de corrosión o corrosión localizada normalmente tendrán más CMLs y ser monitoreado más frecuentemente. CMLs deben distribuirse apropiadamente durante cada circuito de tuberías. CMLs pueden ser eliminados o el número reducido bajo ciertas circunstancias, tales como la planta de olefinas tuberías lado frío, tuberías de amoníaco anhidro, producto de hidrocarburos no corrosivo limpio, o la tubería de alta aleación para la pureza del producto. En circunstancias en que CMLs serán reducidos o eliminados sustancialmente, las personas con conocimientos en la corrosión deben ser consultados.

El espesor mínimo en cada LMC puede ser localizado por la exploración ultrasónica o la radiografía. Técnicas electromagnéticas se pueden también utilizar para identificar las áreas delgadas que pueden entonces ser medidos por UT o radiografía. Cuando logra con UT, escaneo consiste en tomar varias mediciones de espesor en la LMC en busca de adelgazamiento localizado. La lectura más delgada o un promedio de varias lecturas de las mediciones efectuadas en la zona de un punto de inspección se registrarán y se utilizan para calcular las tasas de corrosión, vida remanente, y la próxima fecha de inspección de conformidad con la Sección 7.

En su caso, las mediciones de espesores deberían incluir mediciones en cada uno de los cuatro cuadrantes de la tubería y conexiones, con especial atención a la parte interior y el radio exterior de los codos y tees donde la corrosión / erosión podría aumentar las tasas de corrosión. Como mínimo, se deben registrar la lectura más delgado y su ubicación. La velocidad de corrosión / daños se determinará a partir de mediciones sucesivas y el siguiente intervalo de inspección establecido adecuadamente. Las tasas de corrosión, los intervalos de la vida y la próxima inspección restantes deben ser calculados para determinar el componente limitante de cada circuito de tuberías.

5.6.3 Selección CML

Al seleccionar o ajustar el número y ubicación de las CML, el inspector deberá tomar en cuenta los patrones de la corrosión que se espera y se han experimentado en la unidad de proceso. La decisión sobre el tipo, cantidad y ubicación de los CMLs deberá considerar los resultados de inspecciones anteriores, los patrones de la corrosión y el daño que se espera y la posible consecuencia de la pérdida de contención. CMLs deben distribuirse apropiadamente sobre el sistema de tuberías para proporcionar cobertura de vigilancia adecuada de los componentes principales y boquillas. Las mediciones de espesores en CML tienen la intención de establecer las velocidades de corrosión generales y localizadas en diferentes secciones de los circuitos de tuberías. Un número mínimo de CML son aceptables cuando la velocidad de corrosión establecido es bajo y la corrosión no está traducido.

Un número de procesos de corrosión comunes a las unidades de refino y petroquímica son

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relativamente uniformes en la naturaleza, dando como resultado una tasa bastante constante de la reducción de pared de la tubería independiente de la ubicación dentro del circuito de conducción, ya sea axialmente o circunferencialmente. Ejemplos de este tipo de fenómenos de corrosión incluyen la corrosión de azufre a altas temperaturas y la corrosión de aguas ácidas (proporcionadas velocidades no son tan altos como para causar la corrosión local / erosión de los codos, tees y otros artículos similares). En estas situaciones, el número de CML requeridos para controlar un circuito será menos de los necesarios para controlar los circuitos sujetos a la pérdida de metal más localizada. En teoría, un circuito sujeto a la corrosión perfectamente uniforme podría ser controlado adecuadamente con un solo LMC. En realidad, la corrosión no es realmente uniforme y de hecho puede ser muy localizados, por lo CMLs adicionales pueden ser necesarios. Los inspectores deben utilizar su conocimiento (y la de otros) de la unidad de proceso para optimizar la selección CML para cada circuito, equilibrando el esfuerzo de recoger los datos con los beneficios proporcionados por los datos.

Más CML deben seleccionarse para sistemas de tuberías con cualquiera de las siguientes características:

a) un mayor potencial para la creación de una seguridad o de emergencia ambiental en el caso de una fuga;

b) más alto esperado o experimentado tasas de corrosión;

c) mayor potencial de corrosión localizada;

d) una mayor complejidad en cuanto a los accesorios, ramas, deadlegs, puntos de inyección, y otros artículos similares;

e) un mayor potencial para la CUI.

Menos CML se pueden seleccionar para sistemas de tuberías con cualquiera de las tres características siguientes:

a) bajo potencial para la creación de una seguridad o de emergencia ambiental en el caso de una fuga;

b) los sistemas de tuberías relativamente no corrosivos;

c) los sistemas de tuberías largas y de destilación directa.

CMLs pueden ser eliminados por los sistemas de tuberías con cualquiera de las siguientes características:

a) muy bajo potencial para la creación de una seguridad o de emergencia ambiental en el caso de una fuga;

b) Los sistemas no corrosivos, como lo demuestra la historia o servicio similar; y

c) Los sistemas que no están sujetas a los cambios que podrían causar la corrosión, como lo demuestra la historia y / o exámenes periódicos.

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Cada LMC debe tener al menos uno o más puntos de examen identificados. Los ejemplos incluyen:

- Localizaciones marcadas en el tubo sin aislar el uso de plantillas de pintura, plantillas de metal, o pegatinas;

- agujeros en el aislamiento y tapados con tapas;

- Aislamiento temporal cubre de grifería boquillas, etc.;

- Isométricos o documentos que reflejen CMLs;

- Los dispositivos de identificación por radiofrecuencia (RFID).

La identificación cuidadosa de CML y los puntos de examen son necesarios para mejorar la exactitud y la repetibilidad de los datos.

Especialistas de corrosión deben ser consultados acerca de la ubicación y número de CMLs apropiado para sistemas de tuberías susceptibles a la corrosión localizada o cracking, o en circunstancias en las que CMLs serán reducidos o eliminados sustancialmente.

Métodos de monitoreo 5.7 Condición

5.7.1 UT y RT

ASME BPVC sección V, artículo 23, y la Sección SE-797 proporcionan una guía para la realización de mediciones de espesor por ultrasonido. Se prefieren las técnicas radiográficas perfil para tuberías de diámetro NPS 1 y más pequeño. Mediciones de espesor por ultrasonidos taken on pequeño tubo con diámetro inferior (NPS 2 y por debajo) pueden requerir equipo especializado (por ejemplo, transductores miniatura y / o zapatos de curvas, así como los bloques de calibración específicos de diámetro). Técnicas de perfil radiográficos se pueden utilizar para localizar áreas a medir, en particular en sistemas aislados o donde se sospecha la corrosión no uniforme o localizada. Cuando sea práctico, UT a continuación, se puede utilizar para obtener el espesor real de las áreas a ser grabados. Después de lecturas ultrasónicas de CML, se recomienda la reparación adecuada de aislamiento y de aislamiento de revestimiento tiempo para reducir el potencial para un CUI. Técnicas de perfil radiográficos, que no requieren la eliminación de aislamiento, se pueden considerar como una alternativa. Ver API 574 para obtener más información sobre los métodos de control del espesor de las tuberías.

Cuando la corrosión en un sistema de tuberías no es uniforme o el espesor restante se está acercando el espesor mínimo requerido, puede ser necesario medir el espesor adicional. Radiografía o escáner de ultrasonidos son los métodos preferidos en tales casos.

Cuando las mediciones ultrasónicas se toman por encima de (65 ° C) 150 ° F, instrumentos, acopladores, y procedimientos deben ser usados que resultará en mediciones precisas a las temperaturas más altas. Si el procedimiento no compensa las temperaturas más altas, las mediciones deben ser ajustados por el factor de corrección de la temperatura apropiada.

Los inspectores deben ser conscientes de las posibles fuentes de imprecisiones de medición y

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hacer todo lo posible para eliminar su incidencia. Como regla general, cada una de las técnicas NDE tendrán límites prácticos con respecto a la precisión. Los factores que pueden contribuir a reducir la precisión de las mediciones ultrasónicas son las siguientes:

a) la calibración del instrumento inadecuado;

b) revestimientos o escala externas;

c) la rugosidad superficial significativa;

d) de oscilación de la sonda (en la superficie curvada);

e) defectos de material del subsuelo, tales como laminaciones;

f) efectos de la temperatura [a temperaturas superiores a 150 ° F (65 ° C)];

g) La resolución incorrecta en las pantallas del detector;

h) Los espesores de menos de 1/8 de pulgada (3,2 mm) para medidores de espesores típicos digitales;

i) de acoplamiento incorrecto de la sonda a la superficie (demasiado o demasiado poco acoplante).

Además, hay que tener en cuenta que el patrón de la corrosión puede ser no uniforme. Para las determinaciones de la tasa de corrosión sean válidas, es importante que las mediciones en el punto más delgado pueden repetir tan de cerca como sea posible a la misma ubicación. Por otra parte, la lectura mínima o un promedio de varias lecturas en un punto de examen pueden ser considerados.

Cuando los sistemas de tuberías están fuera de servicio, las mediciones de espesores se pueden tomar a través de aberturas usando calibres. Calipers son útiles para determinar espesores aproximados de fundición, forja, y cuerpos de válvulas, así como aproximaciones profundidad del foso de CUI en el tubo.

Dispositivos de medición de profundidad de la picadura también se pueden usar para determinar la profundidad de la pérdida de metal localizado.

5.7.2 Otras técnicas de END para Sistemas de Tuberías

Además de la supervisión de espesor, otras técnicas de exploración pueden ser apropiados para identificar o monitor para otros tipos de mecanismos de daño. En la selección de la técnica (s) para su uso durante la inspección de tuberías, los posibles tipos de daños para cada circuito de tuberías deben ser tomados en consideración. El inspector debe consultar con un especialista en corrosión o un ingeniero para ayudar a definir el tipo de daño, la técnica de la ECM y el alcance de su examen. API 571 [5] también contiene alguna orientación general sobre las técnicas de inspección que son apropiados para diferentes mecanismos de daño. Ejemplos de técnicas de END que pueden ser de utilidad son los siguientes.

a) el examen de partículas magnéticas en busca de grietas y otras discontinuidades lineales que se

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extienden a la superficie del material en los materiales ferro magnéticos. ASME BPVC, Sección V, Artículo 7 [8], se proporciona orientación sobre la realización de un examen MT.

b) Líquido penetrante examen en busca de grietas que describen, porosidad, o agujeros de los pasadores que se extienden a la superficie del material y para delinear otras imperfecciones de la superficie, especialmente en materiales no magnéticos. ASME BPVC, Sección V, Artículo 6 [8], se proporciona orientación sobre la realización de un examen PT.

c) RT para la detección de imperfecciones internas tales como la porosidad, inclusiones de escoria de soldadura, grietas, y el espesor de los componentes. ASME BPVC, Sección V [8], el artículo 2, se proporciona orientación sobre la realización de RT.

d) la detección de defectos por ultrasonidos para la detección de grietas de rotura internas y superficiales y otras discontinuidades alargadas. ASME BPVC, Sección V, artículo 4, el artículo 5, y el artículo 23 [8], proporcionan orientación sobre la realización de UT.

e) alterna técnica de examen actual flujo de dispersión para la detección de grietas para romper la superficie y discontinuidades alargadas.

f) Eddy actual examen para la detección de la pérdida localizada de metal, fisuras y discontinuidades alargadas. ASME BPVC, Sección V, Artículo 8 [8], se proporciona orientación sobre la realización de un examen de corrientes parásitas.

g) El campo de replicación metalográfico para la identificación de cambios metalúrgicos.

h) acústica examen de emisión para la detección de defectos estructuralmente significativos. ASME BPVC, Sección V, artículo 11 y el artículo 12 [8], se proporciona orientación sobre la realización de un examen de emisión acústica. i) La termografía para determinar la temperatura de los componentes.

j) Fuga de pruebas para la detección de defectos a través de espesor. ASME BPVC la Sección V, Artículo 10 [8], se proporciona orientación sobre cómo realizar la prueba de fugas.

k) de largo alcance UT para la detección de la pérdida de metal.

5.7.3 Preparación de la superficie de ECM

Preparación de la superficie adecuado es importante para el examen visual adecuada y para la aplicación satisfactoria de la mayoría de los métodos de examen, tales como los mencionados anteriormente. El tipo de preparación de la superficie requerida depende de las circunstancias individuales y técnica de ECM, pero puede ser necesaria preparaciones superficiales tales como cepillo de alambre, chorro de arena, astillado, molienda, o una combinación de estas preparaciones.

El consejo de los especialistas ECM puede ser necesaria con el fin de seleccionar y aplicar la preparación adecuada de la superficie para cada técnica individual ECM.

5.7.4 UT Shear Wave Examinadores

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El propietario / usuario deberá especificar los examinadores de ondas de corte UT-industria calificada cuando el dueño / usuario requiere lo siguiente:

a) detección de la superficie interior (ID) romper al inspeccionar defectos de la superficie exterior (OD); o

b) la detección, caracterización, y / o a través de la pared dimensionamiento de defectos.

Aplicación - ejemplos para el uso de los examinadores de ondas de corte UT-industria calificada incluyen cepilladora de detección y dimensionamiento

defectos de la superficie externa y la recopilación de datos para las evaluaciones de aptitud para el servicio.

5.8 Prueba de presión de Piping Systems General Presión: las pruebas se llevan a cabo normalmente no como parte de una inspección de rutina (ver 8.2.6 para los requisitos de las pruebas de presión para las reparaciones, modificaciones y re-rating). Excepciones a esto incluyen los requisitos de la Guardia Costera de los EE.UU. por más de agua tuberías, `,`,, `,`, `, --- y los requisitos de las jurisdicciones locales, alteraciones después soldadas o cuando especificadas por el inspector o la tubería ingeniero. Cuando se llevan a cabo, las pruebas de presión se realizarán de conformidad con los requisitos de ASME B31.3. Consideraciones adicionales para la prueba de presión se proporcionan en la API 574, API 579-1/ASME FFS-1 y ASME PCC-2. Pruebas de presión más baja, que se utilizan sólo para la estanqueidad de sistemas de tuberías, pueden llevarse a cabo a presiones designados por el propietario / usuario.

Las pruebas de presión se realizan normalmente en un circuito de tuberías entero. Sin embargo, cuando sea posible, las pruebas de presión de los componentes / secciones individuales se pueden realizar en lugar de la totalidad del circuito (por ejemplo, una sección de reemplazo de la tubería). Un ingeniero debe ser consultado cuando una prueba de presión de los componentes de tuberías / apartados se va a realizar (incluyendo el uso de los dispositivos de aislamiento) para asegurarse de que es adecuado para el propósito deseado.

Cuando se requiere una prueba de presión, que se llevará a cabo después de cualquier tratamiento térmico.

Antes de aplicar una prueba hidrostática, las estructuras de soporte y diseño de la cimentación deben ser revisados por un ingeniero para asegurarse de que son adecuados para la carga hidrostática.

NOTA El propietario / usuario Tarjeta amarilla para evitar exceder el 90% de los SMYS para el material a la temperatura de ensayo y en especial para los equipos utilizados en el servicio de temperatura elevada.

5.8.1 Prueba de Fluidos

El líquido de ensayo será agua a menos que exista la posibilidad de daños por congelación u otros efectos adversos del agua en el sistema de tuberías o en el proceso, o salvo que el agua de

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ensayo será contaminada y su disposición presentará problemas ambientales. En cualquiera de los casos, se puede utilizar otro líquido no tóxico adecuado. Si el líquido es inflamable, su punto de inflamación se (49 ° C) o más por lo menos 120 ° F, y se tendrá en cuenta el efecto del entorno de prueba en el fluido de ensayo.

Tubería fabricada o tener componentes de acero inoxidable serie 300 debe ser hidrostáticamente con una solución compuesta de agua potable (ver nota), el agua de-ionized/de-mineralized o condensado de vapor tiene una concentración de cloruros totales (concentración de cloro no es libre) de menos de 50 ppm.

NOTA El agua potable en este contexto sigue la práctica de EE.UU., con 250 partes por millón de cloruro máximo, desinfectados con cloro u ozono.

Para sensibilizado acero inoxidable austenítico tuberías sujetas a polythionic agrietamiento por corrosión bajo tensión, se debe considerar la posibilidad de utilizar una solución de agua alcalina para la prueba de presión (véase NACE RP 0170).

Si una prueba de presión se debe mantener durante un período de tiempo y el fluido de prueba en el sistema está sujeto a la expansión térmica, se deberán tomar precauciones para evitar la acumulación de presión más allá de la especificada.

Una vez finalizada la prueba, la tubería debe ser drenado a fondo (todos los orificios de ventilación de alto punto deben estar abiertos durante la descarga), aire soplado, o de lo contrario se seca. Si el agua potable no está disponible o si el drenaje inmediato y el secado no es posible, en agua que tiene un muy bajo nivel de cloruro, un pH más alto (> 10), y la adición de inhibidor puede ser considerada para reducir el riesgo de picaduras y corrosión inducida microbiológicamente.

5.8.2 Pruebas de presión neumática

Un neumático (o hidráulico) prueba de presión se pueden usar cuando es impracticable la prueba hidrostática debido a la temperatura, las limitaciones estructurales o de proceso. Sin embargo, los posibles riesgos para el personal y los bienes de la prueba neumática se considerarán cuando se lleva a cabo una prueba de este tipo. Como mínimo, las precauciones de inspección contenidas en ASME B31.3 se aplicarán de cualquier prueba neumática.

5.8.3 Temperatura de prueba y consideraciones rotura frágil

A temperatura ambiente, carbono, baja aleación y otros aceros, incluidos aceros de alta aleación fragilizada por la exposición de servicios, pueden ser susceptibles a la rotura frágil. Una serie 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 para presiones superiores a 25% de la presión de prueba hidrostática requerida o 8 ksi de estrés, lo que sea menor. La mayoría de las fracturas por fragilidad, sin embargo, se han producido en la primera aplicación de un nivel de estrés elevado (la primera prueba hidráulica o sobrecarga). El potencial de una falla frágil será evaluada por un ingeniero antes de la prueba hidrostática o especialmente antes de la prueba neumática debido a la energía potencial más alto involucrado. Especial atención debe darse al probar aceros de baja aleación, especialmente 21/4Cr-1Mo, ya que pueden ser propensos a la fragilización por temperamento.

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Para reducir al mínimo el riesgo de fractura frágil durante una prueba de presión, la temperatura del metal se debe mantener por lo menos 30 ° F (17 ° C) por encima de la MDMT para la tubería que es más de 2 pulgadas (5 cm) de espesor, y 10 ° F (6 ° C) por encima de la MDMT para tuberías que tienen un espesor de 2 pulgadas (5 cm) o menos. La temperatura de ensayo no tiene que exceder de (50 ° C) 120 ° C a menos que exista información sobre las características quebradizas del material de construcción de canalizaciones que indica que se necesita una temperatura de ensayo más alta.

5.8.4 Precauciones y procedimientos

Durante una prueba de presión, donde la presión de prueba será superior a la presión de tarado de la válvula de alivio de presión en un sistema de tuberías, la válvula de alivio de presión o válvulas deben ser retirados o blanqueó para la duración de la prueba.

Como una alternativa, cada disco de la válvula será sostenida por una pinza prueba diseñada adecuadamente. Se prohíbe la aplicación de una carga adicional para el muelle de la válvula girando el tornillo de ajuste. Otros accesorios que no son capaces de soportar la presión de prueba, tales como vasos de calibre, galgas de presión, juntas de expansión, y los discos de ruptura, deberán ser retiradas o borradas. Las canalizaciones de las juntas de expansión que no se pueden quitar o aisladas pueden ser probados a una presión reducida de conformidad con los principios de la ASME B31.3. Si se utilizan válvulas de bloqueo para aislar un sistema de tuberías para una prueba de presión, se debe tener precaución de no sobrepasar la presión admisible del asiento como se describe en ASME B16.34 o datos del fabricante de la válvula aplicables.

Al término de la prueba de presión, dispositivos de alivio de presión de los ajustes adecuados y otros accesorios retirado o hecho inoperante durante la prueba de presión deberán ser reinstalados o reactivados.

Antes de aplicar una prueba de presión, precauciones y procedimientos apropiados deben tenerse en cuenta para garantizar la seguridad del personal que participa en la prueba de presión. Una inspección visual de cerca de componentes de tuberías no debe realizarse hasta que la presión equipo es igual o inferior a la PSMA. Esta opinión es especialmente importante para las tuberías en servicio.

5.8.5 Alternativas pruebas de presión

Apropiada NDE se especificará y llevó a cabo cuando una prueba de presión no se lleva a cabo después de una reparación o alteración mayor. Sustituyendo los procedimientos de END para una prueba de presión después de que se permite una alteración sólo después de que el ingeniero inspector y han aprobado la sustitución.

Para los casos en que se sustituye UT para la inspección radiográfica, el propietario / usuario deberá especificar los examinadores de ondas de corte UT-calificados de la industria o la aplicación de Caso Código ASME B31 179/181, en su caso, para las soldaduras de cierre que no se han probado a presión y para la soldadura reparaciones identificadas por el ingeniero o inspector.

5.9 Material de Verificación y Trazabilidad

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Durante las reparaciones o alteraciones de los sistemas de tuberías de material de aleación, donde se requiere el material de aleación de mantener la contención de la presión, el inspector verificará que la instalación de nuevos materiales es consistente con los materiales de construcción seleccionados o especificados. Este programa de verificación del material deberá estar en consonancia con API 578. Utilizando los procedimientos de evaluación del riesgo, el propietario / usuario puede hacer esta evaluación por la verificación del 100%, las pruebas de PMI en ciertas situaciones críticas, o mediante el muestreo de un porcentaje de los materiales. Pruebas de PMI puede llevarse a cabo por el inspector o el examinador con el uso de métodos adecuados como se describe en la API 578.

Si un componente del sistema de tuberías debe fallar porque un material incorrecto fue sustituido de forma inadvertida para el material de la tubería adecuada, el inspector deberá considerar la necesidad de una mayor verificación de los materiales de las tuberías existentes. El alcance de la verificación adicional dependerá de circunstancias como las consecuencias del fallo y la probabilidad de nuevos errores materiales.

El propietario / usuario deberá evaluar la necesidad y el alcance de la aplicación de un programa de verificación de material compatible con API 578 frente a la sustitución de materiales inadvertida en los sistemas de tuberías de aleación existentes. Un programa de verificación de material compatible con API 578 puede incluir procedimientos de priorización y clasificación de riesgo de los circuitos de tuberías. Esta última apreciación puede conducir a pruebas de PMI retroactivo, como se describe en la API 578, para confirmar que los materiales instalados son compatibles con el servicio previsto. Componentes identificados durante la verificación y que no cumplen los criterios de aceptación del programa de pruebas PMI (como en API 578, sección 6) se destinarían para el reemplazo. El propietario / usuario y el inspector de tuberías autorizado, en consulta con un especialista en corrosión, deberán establecer un calendario para la sustitución de estos componentes. El inspector autorizado deberá utilizar periódica NDE, según sea necesario, sobre los componentes identificados hasta su reemplazo.

5.10 Inspección de Válvulas

Normalmente, las mediciones de espesores no se toman de manera rutinaria en las válvulas en los circuitos de tuberías. El cuerpo de una válvula es normalmente más grueso que otros componentes de las tuberías por razones de diseño. Sin embargo, cuando las válvulas se desmontan para el mantenimiento y la reparación, el personal de las tiendas deben examinar visualmente los componentes de la válvula para cualquier patrón de corrosión inusuales o adelgazamiento y, cuando aparece, reportar la información al inspector. Cuerpos de las válvulas que están expuestas a ciclos de temperatura significativa (por ejemplo, unidad de reformado catalítico de regeneración y limpieza a vapor) deben ser examinados periódicamente para la fatiga craqueo térmico.

Si se conocen las válvulas de compuerta a ser o son sospechosos de haber estado expuesto a la corrosión-erosión severa o inusual, lecturas de espesor deben llevarse a cabo en el cuerpo de entre los asientos, ya que esta es una zona de alta turbulencia y alta tensión.

Las válvulas de control u otras válvulas de estrangulamiento, en particular en los servicios de extracción e lechada de alta presión, pueden ser susceptibles a la corrosión localizada / erosión del cuerpo después del orificio. Si se sospecha la pérdida de dicho metal, la válvula debe ser retirado de la línea para la inspección interna. El interior de la brida de unión aguas abajo y la tubería debería ser también

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- Haber sido inspeccionadas por la pérdida de metal local.

Cuando se realizan las pruebas de presión del cuerpo de la válvula y / o cierre después de un mantenimiento, que deben llevarse a cabo en acuerdo con API 598.Válvulas de retención críticos deben ser visualmente inspeccionados e internamente para garantizar que no se detendrán reversiones de flujos. Un `ejemplo de una válvula de retención crítico puede ser la válvula de retención situada en la salida de una de múltiples etapas, de alta cabeza --- bomba de carga de hidrotratamiento. El fallo de una válvula de retención como para que funcione correctamente podría resultar en sobrepresión en la tubería durante una inversión del flujo. El método normal de inspección visual debe incluir los siguientes elementos.

a) Comprobación para asegurar que la aleta tiene libertad de movimiento, según se requiera, sin flojedad allá de la tolerancia debido al desgaste.

b) La parada de trampa no debe tener un desgaste más allá de la tolerancia. Esto reducirá al mínimo la probabilidad de que la aleta se moverá más allá de la posición central muerto superior y permanecer en una posición abierta cuando la válvula de retención se monta en una posición vertical.

c) La tuerca de aleta debe ser asegurada al perno de charnela para evitar dar marcha atrás en el servicio.

Normalmente no son necesarias comprobaciones de fugas de las válvulas de retención críticos, pero pueden ser considerados para circunstancias especiales.

5.11 En el servicio de Inspección de soldaduras

Inspección de calidad de la soldadura de tuberías se realiza normalmente como parte de los requisitos para las nuevas construcciones, reparaciones o alteraciones. Sin embargo, las soldaduras a menudo se inspeccionaron en busca de la corrosión como parte de una inspección radiográfica perfil o como parte de una inspección interna. Cuando se observa la corrosión de la soldadura preferencial, soldaduras adicionales en el mismo circuito o sistema deben ser examinados por la corrosión. API 577 [12] proporciona orientación adicional sobre la inspección de soldaduras.

Debido a las diferentes capacidades y características de los diversos métodos de ECM para encontrar defectos, utilizando un método de ECM que es diferente de la empleada durante la fabricación original de puede revelar defectos preexistentes que no fueron causadas por la exposición en servicio (por ejemplo, la aplicación de UT y MT para la inspección en servicio cuando se aplicó sólo RT durante la fabricación). Por esta razón, a menudo es una buena práctica para especificar los tipos de ECM durante la fabricación original que el propietario-usuario planea aplicar durante las inspecciones en servicio.

En ocasiones, los exámenes radiográficos de soldaduras de perfiles que han estado en servicio pueden revelar un defecto en la soldadura. Si se detectan imperfecciones-grieta como mientras

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que el sistema de tuberías está en funcionamiento, la inspección adicional con la radiografía y / o UT calidad de la soldadura se debe utilizar para evaluar la magnitud de la imperfección. Además, el inspector debe hacer un esfuerzo para determinar si las imperfecciones de crack como son de fabricación de soldadura original o puede ser de un mecanismo de agrietamiento ambiental.

Crack-como fallas y grietas del medio ambiente deberá ser evaluado por un ingeniero de acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1 y / o especialista en corrosión. La corrosión de la soldadura preferencial será evaluada por el inspector. Cuestiones a tener en cuenta al evaluar la calidad de las soldaduras existentes son las siguientes:

a) Método de inspección de fabricación original y criterios de aceptación;

b) extensión, magnitud y orientación de imperfecciones;

c) la duración de tiempo de servicio;

d) operar contra las condiciones de diseño;

de e) presencia de tensiones de tuberías de secundarias (residuales y térmicas);

f) posibilidad de cargas de fatiga (mecánica y térmica);

g) sistema de tubería primaria o secundaria;

h) potencial de impacto o cargas transitorias;

i) potencial de agrietamiento del medio ambiente;

j) la reparación y el historial de tratamiento térmico;

k) la dureza de la soldadura.

Para soldaduras de tuberías en servicio, puede no ser apropiado utilizar los criterios de aceptación de código originales de construcción de radiografía para la calidad de la soldadura de ASME B31.3. Los criterios de aceptación B31.3 están destinadas a afectarse a nuevos la construcción en un toma de muestras de las soldaduras de, no sólo los soldaduras examinados, con el fin para evaluar la calidad probable de todas las soldaduras (o soldadores) en el sistema. Pueden existir algunas soldaduras que no va a cumplir con estos criterios, pero todavía tener un rendimiento satisfactorio en servicio después de ser probado hidrostáticamente. Esto es especialmente cierto en las pequeñas conexiones de ramales que normalmente no se examinan durante la nueva construcción.

El propietario / usuario deberá especificar los examinadores de ondas de corte UT-industria calificada cuando el dueño / usuario requiere cualquiera de los siguientes elementos.

a) Detección de la superficie interior (ID) romper defectos planares cuando la inspección de la superficie exterior (OD).

b) Cuando se prescriba la detección, caracterización y / o el tamaño a través de la pared de defectos planares. Ejemplos de aplicación para el uso de dichos examinadores ondas de corte UT-calificados de la industria incluyen la obtención de las dimensiones de fallas para la evaluación y seguimiento de los defectos conocidos de aptitud para el servicio.

5.12 Inspección de Brida de Articulaciones

Uniones bridadas deben ser examinados para pruebas de fuga, tales como manchas, depósitos, o

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goteos. Las fugas del proceso en los sujetadores de bridas y fijaciones tapa de la válvula pueden provocar corrosión o agrietamiento ambiental. Este examen debe incluir esas pestañas cerradas con brida o salpicaduras y rociado-guardias. Uniones embridadas que han sido sujetos al suelo y se bombea con sellador se debe comprobar si hay fugas en los pernos. Sujetadores sometidos a dichas fugas pueden corroerse o crack (agrietamiento por ejemplo cáustica). Si se contempla rebombeo, sujetadores afectadas deben renovarse primero.

Caras de la brida accesibles deben ser examinados por la distorsión y para determinar la condición de las superficies de junta de asiento. Si bridas de están dobladas o distorsionados de manera significativa, sus las marcas y los espesores se deben comprobar en contra de requisitos de ingeniería antes de tomar una acción correctiva.

Perno de brida deben ser examinados visualmente para la corrosión y el compromiso hilo. Los sujetadores deben participar plenamente. Cualquier cierre de no hacerlo se considera aceptable comprometida si la falta de participación completa no es más de un hilo.

Las marcas en una muestra representativa de los sujetadores y juntas recién instalados deben ser examinados para determinar si cumplen con las especificaciones del material. Las marcas se identifican en las normas ASME y ASTM aplicables. Sujetadores cuestionables deben ser verificados o renovarse.

Orientación adicional sobre la inspección de uniones embridadas se puede encontrar en [13] ASME PCC-1.

5.13 Inspección Organización Auditorías

Cada organización propietario / usuario debe ser auditado periódicamente para determinar si el organismo de control autorizado está cumpliendo con los requisitos de este código de inspección. El equipo de auditoría debe consistir de personas experimentadas y competentes en la aplicación de este código. El equipo de auditoría debe ser normalmente de otro sitio propietario de la planta / usuario o de un organismo tercero experimentado y competente en la refinación y / o programas de inspección de plantas de proceso petroquímico o una combinación de terceros y otros sitios de propietario / usuario.

El equipo de auditoría, como mínimo, deberá determinar que:

a) se cumplen los requisitos y los principios de este código de inspección;

b) todas las responsabilidades propietario el usuario se ejercen adecuadamente;

c) los planes de inspección documentados están en su lugar para los sistemas de tuberías cubiertas;

d) los intervalos y el alcance de las inspecciones sean adecuados para los sistemas de tuberías de cubiertos;

e) todos los tipos generales de inspección y vigilancia se están aplicando adecuadamente;

f) Análisis de los datos de inspección, evaluación y registro son adecuados;

g) todas las reparaciones, reratings y alteraciones cumplen con este código.

El propietario / usuario recibirá un informe de los resultados del equipo de auditoría. Cuando se encuentran no conformidades del organismo de control autorizado propietario / usuario deberá tomar las acciones correctivas necesarias. Cada organización debe establecer un sistema para el seguimiento y la conclusión de los resultados de la auditoría. La resolución de los hallazgos de la

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auditoría debe ser puesto a disposición del equipo de auditoría para la revisión. Esta información también debe ser revisado durante las auditorías posteriores.

6 Intervalo / frecuencia y el alcance de la inspección

6.1 Generalidades

Para asegurar la integridad de los equipos, todos los sistemas de tuberías y dispositivos de alivio de presión deberán ser inspeccionados en las frecuencias de los intervalos / previstas en esta sección. Inspecciones programadas se llevarán a cabo en o antes de su fecha de vencimiento o ser considerados atrasados para su inspección. Las inspecciones que se han evaluado los riesgos, de acuerdo con API 580, y se encontró que tienen un riesgo aceptable para una extensión de la fecha de vencimiento no se consideran vencidos hasta el final del período de prórroga documentada. Ver 7.10 para obtener más información y los requisitos de las inspecciones vencidas, aplazamientos de inspección y revisiones de intervalos de inspección.

La inspección adecuada deberá proporcionar la información necesaria para determinar que todas las secciones esenciales o componentes de los equipos son seguros para operar hasta la próxima inspección programada. Los riesgos asociados con el cierre operacional y de puesta en marcha y la posibilidad de aumento de la corrosión debido a la exposición de las superficies de los equipos al aire y la humedad durante el cierre deben ser evaluados cuando se está planificando una inspección interna.

Este código se basa en el seguimiento de una muestra representativa de los lugares de inspección en la tubería seleccionada con intención específica para revelar una evaluación razonablemente precisa de la condición de la tubería.

6.2 Inspección Durante Cambios en la instalación y servicio

6.2.1 Instalación de Tuberías

Las tuberías serán inspeccionados de acuerdo con el código de requisitos de construcción en el momento de la instalación. El propósito de la inspección de la instalación es para verificar que la tubería esté limpia y segura para el funcionamiento, y para iniciar los registros de inspección de plantas para los sistemas de tuberías. La inspección mínima de instalación debe incluir los siguientes artículos:

a) la verificación de que la tubería se instala correctamente, los soportes son adecuados y garantizados, anexos exteriores, tales como soportes, zapatos, perchas están asegurados, el aislamiento, están adecuadamente instalados, las conexiones mecánicas con bridas y otros están correctamente ensamblados y las tuberías está limpio y seco;

b) la verificación de los dispositivos de alivio de presión cumplen los requisitos de diseño (dispositivo correcto y la presión conjunto correcto) y están instalados correctamente.

Esta inspección de la instalación debe documentar las mediciones de espesores de línea de base que se utilizará como lecturas de espesor iniciales para cálculos de la tasa de corrosión en lugar de los datos de espesores nominales y mínimos en las especificaciones y las hojas de datos de diseño / dibujos. Esto también facilitará la creación de un cálculo de la velocidad de corrosión precisa después se registran las primeras mediciones de espesor en servicio.

6.2.2 Tubería de Servicio de Cambio

Si se cambian las condiciones de servicio del sistema de tuberías, es decir, superará el sobre corriente de funcionamiento (por ejemplo, el contenido del proceso, la presión máxima de operación, y la temperatura máxima y mínima de funcionamiento), los intervalos de inspección se

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establecerán para las nuevas condiciones de servicio.

Si tanto la propiedad y la ubicación de la tubería se cambian, la tubería deberá ser inspeccionado antes de ser reutilizado. Además, las condiciones de servicio admisibles y el intervalo de control se fijarán para el nuevo servicio.

6.3 Las tuberías de Planificación Inspección

6.3.1 Generalidades

La frecuencia y el alcance de la inspección en los circuitos de tuberías ya sea por encima o por debajo del suelo dependen de las formas de degradación que pueden afectar a la tubería y consecuencia de la avería de las tuberías. Las diversas formas de degradación que pueden afectar a los circuitos de tuberías de proceso se describen en la Tabla 1 y la API 571 en más detalle. Una clasificación simplificada de tuberías basado en la consecuencia del fallo se define en 6.3.4. Tal como se describe en el punto 5.1, la estrategia de inspección basada en la probabilidad y consecuencias de las fallas que se conoce como RBI.

El esquema de clasificación de tuberías simplificada en 6.3.4 se basa en la consecuencia de un fallo. La clasificación se utiliza para establecer la frecuencia y el alcance de la inspección. El propietario / usuario puede diseñar un esquema de clasificación más amplio que evalúa con mayor precisión consecuencia de ciertos circuitos de tuberías. La evaluación de las consecuencias que consideraría la posibilidad de explosión, incendio, toxicidad, impacto ambiental, y otros efectos potenciales asociados con un fracaso. - a), los métodos de inspección apropiados, el alcance, las herramientas y las técnicas que se utilizarán en función de los formularios previstos de la degradación; estrategia

b) la frecuencia de inspección apropiado;

c) la necesidad de que las pruebas de presión después de los daños se ha incurrido o después de las reparaciones o modificaciones se han completado; y

d) la prevención y las medidas de mitigación que podría reducir la probabilidad y consecuencia de la avería de las tuberías.

6.3.2 RBI para la Planificación de Inspección

Una evaluación RBI se puede utilizar para aumentar o disminuir los límites de inspección descritos en la Tabla 2. Del mismo modo, el alcance de la inspección puede ser aumentado o disminuido más allá de los objetivos de la Tabla 3, por una evaluación RBI. Cuando se utiliza para aumentar la inspección límites del intervalo o el alcance de la inspección, las evaluaciones impulsadas se llevarán a cabo a intervalos que no excedan de los límites respectivos en la Tabla 2, o más a menudo si se justifica por el proceso, el equipo o los cambios de consecuencia. Estas evaluaciones impulsadas deben ser revisados y aprobados por un ingeniero de la tubería y autorizados inspector de tuberías a intervalos que no excedan de los límites respectivos de la Tabla 2, o más a menudo si se justifica por el proceso, el equipo o los cambios de consecuencia.

6.3.3 Intervalos de inspección

Si RBI no se está utilizando, se establecerá la periodicidad de las inspecciones de tuberías y se mantiene mediante los siguientes criterios:

a) la velocidad de corrosión y cálculos de la vida restante;

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b) la clasificación de servicio de tubería (véase 6.3.4);

c) los requisitos jurídicos aplicables;

d) a juicio del inspector, el ingeniero de la tubería, el supervisor ingeniero tuberías, o un especialista en materiales, en base a las condiciones de operación, antecedentes de inspección, resultados de inspección actuales, y las condiciones que pueden justificar las inspecciones suplementarias contempladas en 5.5.6.

El propietario / usuario o el inspector debe establecer los intervalos de inspección para las mediciones de espesores y las inspecciones visuales externas y, en su caso, para las inspecciones internas y suplementarios.

La medición de espesores se deben programar a intervalos que no exceda el menor de la mitad de la vida útil restante determinada a partir de las velocidades de corrosión indicadas en 7.1.1.1 o los intervalos máximos recomendados en la Tabla 2. Intervalos más cortos puede ser apropiado en ciertas circunstancias. Antes de usar la tabla 2, las tasas de corrosión se calcularán de conformidad con 7.1.1.1.

El cuadro 2 contiene los intervalos de inspección máximas recomendadas para las clases 1, 2 y 3 de los servicios de tuberías que se describen en 6.3.4, así como los intervalos recomendados para los puntos de inyección y las interfaces S / A. Intervalos máximos para la Clase 4 tuberías se dejan a la determinación del propietario / usuario dependiendo de las necesidades de fiabilidad y de negocios.

El intervalo de inspección será revisada y ajustada si es necesario después de cada inspección o cambio significativo de las condiciones de funcionamiento. La corrosión general, corrosión localizada, picaduras, grietas del medio ambiente, y otras formas de deterioro aplicables mencionadas en la sección 5 se considerará la hora de establecer los distintos intervalos de inspección.

6.3.4 Clases de servicios de tubería

6.3.4.1 general

Todos los sistemas de tuberías de proceso se pueden clasificar en diferentes clases de tuberías. Tal sistema de clasificación permite la labor de inspección adicionales que se centraron en los sistemas de tuberías que pueden tener los más altos posibles consecuencias si falla o pérdida.

de contención debe ocurrir. En general, los sistemas clasificados más altos requieren más extensa inspección a intervalos más cortos con el fin de afirmar su integridad para un funcionamiento seguro. Clasificaciones deberían basarse en los efectos ambientales y de seguridad posibles en caso de producirse una fuga.

Los dueños / usuarios deberán mantener un registro de los líquidos de tuberías de proceso manejados, incluyendo sus clasificaciones. API 750 y NFPA 704 proporcionan información que puede ser útil en la clasificación de los sistemas de tuberías de acuerdo a los riesgos potenciales de los fluidos de proceso que contienen.

Se recomiendan las cuatro clases enumeradas a continuación en 6.3.4.2 a través de 6.3.4.5.

6.3.4.2 Clase 1

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Servicios - con el mayor potencial de resultar en una emergencia inmediata en caso de una fuga se produjera en la clase 1 tipo. una situación de emergencia puede ser la seguridad o el medio ambiente en la naturaleza. Ejemplos de la clase 1 de tuberías incluyen, pero no son necesariamente limitado a los que contienen el siguiente. a) servicios inflamables que pueden autorefrigerate y conducir a la rotura frágil. b) Los servicios que se pueden vaporizar rápidamente durante la liberación a presión, creando vapores que pueden acumular y formar un mezcla explosiva, como C2, C3, C4 y arroyos. Fluidos que puede vaporizar rápidamente son los que tienen atmosférica temperaturas de ebullición inferiores a (10 ° C) 50 ° F o en el que el punto de ebullición atmosférica es inferior a la de operación

temperatura (por lo general una preocupación con servicios de alta temperatura).

c) El sulfuro de hidrógeno (mayor que 3% en peso) en una corriente gaseosa.

d) cloruro de hidrógeno anhidro.

e) El ácido fluorhídrico.

f) Tubería encima o junto al agua y la tubería durante throughways públicas (consulte regulaciones del Departamento de Transporte y de la Guardia Costera de los EE.UU. para la inspección de más tuberías de agua).

g) Servicios inflamables que opera por encima de su temperatura de ignición.

6.3.4.3 Clase 2

Los servicios no comprendidos en otras clases incluirán en la clase 2. Esta clasificación incluye a la mayoría de las tuberías de proceso unitario y tuberías fuera del sitio seleccionado. Ejemplos típicos de estos servicios incluyen, pero no se limitan necesariamente a los que contienen el siguiente:

a) los hidrocarburos en el lugar que se evaporará lentamente durante la liberación, como los que operan por debajo del punto de inflamación,

b) hidrógeno, gas combustible y gas natural,

c) en el lugar de los ácidos y cáusticos fuertes.

6.3.4.4 Clase 3

Los servicios que son inflamables, pero no se evaporan de manera significativa cuando se filtran y no están ubicados en zonas de alta actividad en la clase 3. Servicios que son potencialmente dañinos para el tejido humano, pero se encuentran en zonas remotas pueden ser incluidos en esta clase. Ejemplos de Clase 3 servicio incluyen, pero no se limitan necesariamente a los que contienen el siguiente:

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a) los hidrocarburos en el lugar que no se evaporen de manera significativa durante la liberación, como los que operan por debajo del punto de inflamación;

b) los destilados y líneas de productos hacia y desde el almacenamiento y la carga;

c) las tuberías de tanques;

d) ácidos fuera de sitio y cáusticos.

6.3.4.5 Clase 4

Los servicios que son esencialmente no inflamables y no tóxicos en la clase 4, al igual que la mayoría de los servicios públicos. La inspección de la Clase 4 de la tubería es opcional y por lo general basada en las necesidades de fiabilidad e impactos de negocio en lugar de la seguridad o el impacto ambiental. Ejemplos de Clase 4 servicio incluyen, pero no se limitan necesariamente a los que contienen el siguiente:

a) de vapor y condensado de vapor;

b) el aire;

c) de nitrógeno;

d) agua, incluida el agua de alimentación de calderas, despojado de aguas ácidas;

e) de aceite lubricante, aceite de foca;

f) ASME B31.3, servicios de categoría D;

g) las tuberías y alcantarillas.

6.4 Alcance de Visual Externo y CUI Inspecciones

Inspecciones visuales externos, incluidas las inspecciones de CUI, deben llevarse a cabo a intervalos máximos indicados en la Tabla 2 para evaluar elementos como las de API 574. Por otra parte, los intervalos de inspección visual externa se puede establecer mediante una evaluación RBI válida realizada de acuerdo con API 580 . Esta inspección visual externa para el potencial CUI es también para evaluar la condición de aislamiento y se llevarán a cabo en todos los sistemas de tuberías susceptibles de CUI enumerados en API 574. Los resultados de la inspección visual deben ser documentados para facilitar las inspecciones de seguimiento.

Después de la inspección visual externa de los sistemas susceptibles, se requiere un examen adicional para la inspección de CUI. El aislamiento dañado El grado y tipo de control suplementario CUI se listan en la Tabla 3. En elevaciones más altas puede resultar en un CUI en zonas más bajas alejadas de los daños. Inspección NDE por CUI también debe llevarse a cabo como se indica en la Tabla 3 en lugares sospechosos que satisfacen los criterios de temperatura indicados en la API 574. RT o la eliminación del aislamiento y la inspección visual se requiere normalmente para esta inspección en los lugares dañados o sospechosos. Otros métodos de evaluación de ECM se pueden usar donde sea aplicable. Si el reconocimiento de las zonas dañadas o sospechosas ha

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localizado CUI significativa, áreas adicionales deben ser inspeccionados y, cuando se justifique, hasta el 100 por ciento del circuito debe ser inspeccionado.

La amplitud del programa de CUI se describe en la Tabla 3, debería considerarse como niveles objetivo para sistemas de tuberías y lugares sin experiencia de la inspección CUI. Se reconoce que varios factores pueden afectar a la probabilidad de un CUI para incluir:

a) las condiciones climáticas locales,

b) El diseño de aislamiento y mantenimiento,

c) la calidad del recubrimiento,

d) las condiciones de servicio.

Instalaciones con experiencia de la inspección CUI pueden aumentar o reducir los objetivos de inspección CUI de la Tabla 3. No se requiere una contabilidad exacta de los objetivos de inspección CUI. El propietario / usuario puede confirmar los objetivos de inspección con historial de funcionamiento u otra documentación.

Los sistemas de tuberías que se sabe que tienen una vida útil restante de más de 10 años o que estén protegidas adecuadamente contra la corrosión externa no es necesario incluir la inspección NDE recomendada en la Tabla 3. Sin embargo, el estado del sistema de aislamiento o el revestimiento exterior, como una concha de caja fría, se debe observar periódicamente por operativo u otro personal. Si se nota el deterioro, se debe informar al inspector. Los siguientes son ejemplos de estos sistemas:

a) los sistemas de tuberías con aislamiento eficaz para impedir la entrada de humedad,

b) con camisa de los sistemas de tuberías criogénicas,

c) sistemas de tuberías instalados en una caja de frío en el que la atmósfera se purga con un gas inerte,

d) los sistemas de tuberías en el que se mantiene la temperatura es suficientemente baja o suficientemente alta para evitar la presencia de agua.

La inspección visual externa en la tubería al descubierto es evaluar el estado de los sistemas de pintura y revestimiento, para comprobar la corrosión externa, y para comprobar si hay otras formas de deterioro.

6.5 Alcance de la medición de espesores de Inspección

Para satisfacer los requisitos de intervalos de inspección, cada inspección mediciones de espesores obtener lecturas de espesor sobre una muestra representativa de CML en cada circuito (ver 5.6). Este muestreo representativo debe incluir datos para todos los diferentes tipos de componentes y orientaciones (horizontales y verticales) que se encuentran en cada circuito. Este muestreo también incluirá CMLs con la fecha de renovación más temprana a partir de la inspección anterior. Los más CMLs medidos para cada circuito, la próxima fecha con más precisión la

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inspección serán proyectadas. Por lo tanto, la inspección programada de los circuitos debe obtener tantas mediciones como sea necesario.

El alcance de la inspección de los puntos de inyección está cubierto de API 574.

6.6 Alcance de la Pequeña perforación, tuberías auxiliares y rosca conexiones Inspecciones

6.6.1 PAS Inspección

PAS que las tuberías de proceso primario debe ser inspeccionado de acuerdo con todos los requisitos de este documento.

PAS que las tuberías de proceso secundario tiene diferentes requisitos mínimos, dependiendo de la clasificación de servicio. Clase 1 SBP secundaria se debe inspeccionar para los mismos requisitos que las tuberías de proceso primario. Inspección de la Clase 2 y Clase 3 SBP secundario es opcional. Deadlegs PAS (tales como bridas de nivel) en la Clase 2 y Clase 3 sistemas se deberían revisar los que la corrosión se ha experimentado o está previsto.

Deadlegs con CMLs deben ser rastreados en un circuito de tuberías separadas de la tubería de la línea principal. Estos deadlegs o puntos bajos son típicamente identificados y documentados en el acta de inspección por el inspector. Deadlegs pueden combinarse en un circuito si sus velocidades de corrosión previstos son similares. Las inspecciones deben incluir una radiografía de perfil en deadlegs de pequeño diámetro, tales como respiraderos y desagües, y UT o RT en deadlegs de mayor diámetro.

6.6.2 Auxiliar Inspección de Tuberías

La inspección de la PAS auxiliar asociado con los instrumentos y la maquinaria es opcional y la necesidad de que normalmente estaría determinada por la evaluación de riesgos. Criterios a considerar en la determinación de si la PAS auxiliar necesitará algún tipo de inspección incluyen las siguientes:

a) Clasificación,

b) posibilidad de agrietamiento ambiental o fatiga,

c) potencial de corrosión en base a la experiencia con los sistemas primarios adyacentes,

d) posibilidad de CUI.

6.6.3 conexiones roscadas de Inspección

La inspección de las conexiones roscadas será de acuerdo a los requisitos enumerados arriba para pequeño calibre y tuberías auxiliares. Al seleccionar CMLs en las conexiones roscadas, incluir sólo aquellos que pueden ser radiografiado durante las inspecciones programadas.

Conexiones roscadas asociadas con la maquinaria y sujetos a daños por fatiga deben ser

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evaluados y considerados para su posible renovación con una pared más gruesa o actualizar componentes soldados periódicamente. El calendario para dicha renovación dependerá de varias cuestiones, entre ellas las siguientes:

a) la clasificación de la tubería,

b) la amplitud y la frecuencia de la vibración,

c) cantidad de peso no compatible,

d) el espesor de pared de tubería actual,

e) si o no el sistema se puede mantener en funcionamiento,

f) la velocidad de corrosión,

g) servicio intermitente.

6.7 Inspección y mantenimiento de los dispositivos de alivio de presión (PRD)

6.7.1 Generales

PRD deberán ser probados y reparados por una organización de reparación con experiencia en mantenimiento de la válvula de alivio. PRD deben ser inspeccionados, probados y mantenidos de acuerdo con API 576 [19].

6.7.2 Proceso de Aseguramiento de la Calidad para el PRD

Cada organización de reparación de equipo deberá contar con un sistema de garantía de calidad totalmente documentado. Como mínimo, el siguiente deberá incluirse en el manual de garantía de calidad:

a) título de la página;

b) Registro de revisiones;

Tabla 2-recomendados intervalos máximos de inspección

Tipo de Grosor de Circuito Las mediciones visuales externas

Clase 1 Cinco años Cinco años

Clase 2 10 años Cinco años

Clase 3 10 años 10 años

Clase 4 Opcional Opcional

Inyección señala un Tres años por clase

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S / A b - Por clase

NOTA mediciones de espesores se aplican a los sistemas para los que CMLs han sido establecidas de conformidad con 5.6.

a intervalos de inspección de puntos de inyección / mezcla potencialmente corrosivos también pueden establecerse mediante un análisis RBI válida de acuerdo con API 580.

b Véase API RP 574 para más información sobre las interfaces S / A.

Extensión de la Tabla 3-Recomendado de Inspección CUI Siguiendo Inspección Visual

Cantidad aproximada de Seguimiento Examen cantidad aproximada de Inspección por CUI Pipe Clase NDE en zonas sospechosas en los sistemas de tuberías con ECM o levantamiento de aislamiento en zonas con dentro de los rangos de temperatura susceptible,

Aislamiento Dañado indica en API 574

1 75% 50%

2 50% 33%

3 25% 10%

4 Opcional Opcional

c) contenido de la página;

d) Declaración de la autoridad y la responsabilidad;

e) el organigrama;

f) ámbito de trabajo;

g) dibujos y controles de especificación;

h) los requisitos para el control de material y parte;

i) la reparación y el programa de inspección;

j) los requisitos para la soldadura, ECM, y el tratamiento térmico;

k) Los requisitos para la prueba de la válvula, ajuste, pruebas de estanqueidad y sellado;

l) ejemplo general de la placa de identificación de la reparación de la válvula;

m) los requisitos para la calibración de la medición y medidores de prueba;

n) los requisitos para la actualización y el control de las copias del manual de control de calidad;

o) Los formularios de muestra;

59

p) la formación y la cualificación requerida para el personal de reparación;

q) los requisitos para el manejo de las no conformidades.

Cada organización de reparación tendrá, además, un programa de entrenamiento completamente documentado que haya seguridad de que el personal de reparación están cualificados en el ámbito de las reparaciones.

6.7.3 Pruebas PRD e Inspección Intervalos

6.7.3.1 general

Dispositivos de alivio de presión deberán ser probados e inspeccionados a intervalos que son lo suficientemente frecuentes para verificar que las válvulas funcionan de forma fiable en las condiciones particulares de los servicios. Otros dispositivos de alivio de presión (por ejemplo, discos de ruptura y válvulas de vacío automático) deberán ser inspeccionados en intervalos basados en las condiciones de servicio. El intervalo de inspección para todos los dispositivos de alivio de presión se determina ya sea por el inspector, ingeniero, u otra persona calificada por el sistema de aseguramiento de la calidad propietario / usuario 's.

6.7.3.2 A menos experiencia documentada y / o una evaluación RBI indica que un intervalo más largo es aceptable, intervalos de pruebas e inspección de los dispositivos de alivio de presión en los servicios típicos de procesos no deben exceder de:

a) cinco años para los servicios de procesos típicos, y

b) 10 años para la limpieza (nonfouling) y servicios no corrosivos.

Cuando un dispositivo de alivio de presión se encuentra para ser muy sucia o pegada, la inspección y el ensayo de intervalo se reducirá a menos que una revisión muestra que se garantiza el funcionamiento fiable en el intervalo actual. La revisión debe determinar la causa de las incrustaciones o las razones para el dispositivo de alivio de presión no funciona correctamente.

7 Inspección Evaluación de datos, análisis y grabación

7.1 Tasa de Corrosión Determinación

7.1.1 El resto de Cálculos de VidaLa vida restante del sistema de tuberías se calculará a partir de la siguiente fórmula

tactual – trequired

(1)Remaining life (years) = corrosion-----------------------------------------------------------------------------------------rate[inches(mm)peryear]

where

tactual is the actual thickness, in inches (millimeters), measured at the time of inspection for a given location orcomponent as specified in 5.6.

t

required is the required thickness, in inches (millimeters), at the same location or component as the tactual

measurement computed by the design formulas (e.g. pressure and structural) before corrosionallowance and manufacturer’s tolerance are added.

60

The LT corrosion rate of piping circuits shall be calculated from the following formula:--

tinitial – tactual

La velocidad de corrosión ST de circuitos de tuberías se calculará con la siguiente fórmula: Tasa Corrosión (ST) = tprevious - táctil

donde

tinitial es el grosor, en milímetros (pulgadas), en el mismo lugar como táctil medido en la instalación inicial o en el inicio de un nuevo entorno de la velocidad de corrosión;  

tprevious es el grosor, en milímetros (pulgadas), en el mismo lugar como táctil medido durante una o más inspecciones anteriores.

Las fórmulas anteriores se pueden aplicar en un enfoque estadístico para evaluar las tasas de corrosión y los cálculos de vida restante para el sistema de tuberías. Se debe tener cuidado para asegurar que el tratamiento estadístico de los resultados de los datos refleja la situación real de los distintos componentes de la tubería. Mediciones del punto de análisis estadístico que emplea no es aplicable a los sistemas de tuberías con mecanismos de corrosión impredecibles localizados significativos.

LT y ST tasas de corrosión se deben comparar para ver lo que resulta en la vida restante más corto como parte de la evaluación de datos. El inspector autorizado, en consulta con un especialista en corrosión, deberá seleccionar la velocidad de corrosión que mejor refleja el actual proceso (véase 6.3.3 para la determinación de intervalos de las inspecciones).

7.1.2 Sistemas o cambios en el servicio de tuberías recién instaladas

Para los nuevos sistemas de tuberías y sistemas de tuberías para el que se están cambiando las condiciones de servicio, uno de los siguientes métodos se emplean para determinar la tasa probable de la corrosión de la que el espesor de pared restante en el momento de la próxima inspección se puede estimar.

a) Una velocidad de corrosión para un circuito de la tubería puede calcularse a partir de datos recogidos por el propietario / usuario en los sistemas de tuberías de productos similares en el servicio comparable y condiciones de funcionamiento comparables.

b) Si los datos para el mismo o similar servicio no están disponibles, una tasa de corrosión para un circuito de tuberías puede estimarse a partir de la experiencia propietario / usuario 's o a partir de datos publicados sobre los sistemas de tuberías en servicio comparable.

c) Si la velocidad de corrosión probable no se puede determinar por cualquiera de los métodos enumerados en el inciso a) o el artículo b), las determinaciones iniciales de medición de espesores se harán después de no más de tres meses de servicio mediante el uso de la medición de espesores no destructivos del sistema de tuberías. Dispositivos de control de la corrosión, tales como los cupones de corrosión o sondas de la corrosión, pueden ser útiles en el establecimiento de la sincronización de estas mediciones de espesor. Mediciones posteriores se efectuarán a intervalos apropiados hasta que se establezca la velocidad de corrosión.

61

7.1.3 Sistemas de tuberías existentes

Las tasas de corrosión se calcularán ya sea en un corto plazo o una base LT.

Si los cálculos indican que se ha asumido una tasa inexacta de la corrosión, se ajustará la tasa que se utilizará para el siguiente período de acuerdo con la tasa real se encuentra.

7.2 Determinación PSMA

El PSMA para el uso continuo de los sistemas de tuberías se establecerá utilizando el código aplicable. Los cálculos se pueden hacer para los materiales conocidos si todos los siguientes datos esenciales se saben para cumplir con los principios del código de aplicación:

a) los límites de temperatura superiores y / o inferiores para materiales específicos,

b) la calidad de los materiales y mano de obra,

c) los requisitos de inspección,

d) el refuerzo de aberturas,

e) los posibles requisitos de servicios cíclicos.

Para materiales desconocidos, los cálculos pueden hacerse asumiendo el material de calidad más baja y la eficiencia conjunta en el código aplicable. Cuando se vuelve a calcular la PSMA, el espesor de la pared se utilizan en estos cálculos será el espesor real según lo determinado por la inspección menos el doble de la pérdida de la corrosión estimado antes de la fecha de la próxima inspección (ver 6.3.3). Deberá tenerse en cuenta para el resto de cargas, de acuerdo con el código aplicable. Se permiten las asignaciones de códigos aplicables de la presión y las variaciones de temperatura de la PSMA proporcionan todos los criterios de código asociados están satisfechos.

Tabla 4 contiene dos ejemplos de cálculos de PSMA que ilustran el uso de la corrosión concepto de vida media.

7.3 Determinación Requerido Espesor

El espesor requerido de una tubería será el mayor entre el espesor de diseño de presión o el espesor mínimo estructural. Para los servicios de alto riesgo, el ingeniero de la tubería debe considerar el aumento del espesor requerido para proporcionar cargas imprevistas o desconocidas, o la pérdida de metal por descubrir. Ver API 574 para obtener información sobre el diseño y mínimos estructural espesores.

7.4 Evaluación de resultados de la inspección

Componentes de presión que contiene encontró que la degradación que pudiera afectar a su capacidad de carga [cargas de presión y otras cargas aplicables (por ejemplo, el peso, el viento,

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etc., por API 579-1/ASME FFS-1)] se evaluarán para la continuidad del servicio. Técnicas de aptitud para el servicio, tales como los documentados en la API 579-1/ASME FFS-1, Segunda

Edición, puede ser utilizado para esta evaluación. Las técnicas de aptitud para el Servicio utilizados serán de aplicación a la degradación específica, observó. Las siguientes técnicas pueden usarse según sea el caso.

a) Evaluar la pérdida de metal por encima de la tolerancia de corrosión, una evaluación de aptitud para el servicio se puede realizar de acuerdo con una de las siguientes secciones del API 579-1/ASME FFS-1. Esta evaluación requiere el uso de la asignación futura corrosión, que se establecerá, sobre la base de 7,1.

1) Evaluación de los metales en general Loss-API 579-1/ASME FFS-1, Sección 4.

2) Evaluación de metal Local Loss-API 579-1/ASME FFS-1, Sección 5.

3) Evaluación de la corrosión por picadura-API 579-1/ASME FFS-1, Sección 6.

b) Evaluar las ampollas y las laminaciones, una evaluación de aptitud para el servicio debe ser realizado de acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1, Sección 7. En algunos casos, esta evaluación será necesario el uso de un margen de corrosión futura, que se establecerán sobre la base de 7,1.

c) Evaluar la desalineación y concha distorsiones de soldadura, una evaluación de aptitud para el servicio debe ser realizado de acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1, Sección 8.

d) Evaluar los defectos-de crack como, una evaluación de aptitud para el servicio debe ser realizado de acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1, Sección 9.

e) Evaluar los efectos de daño de fuego, una evaluación de aptitud para el servicio debe ser realizado de acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1, Sección 11.

7.5 Análisis de tensión de Tuberías

Las tuberías se deben soportado y guiado de manera que:

a) su peso se realiza de forma segura,

b) tiene suficiente flexibilidad para la expansión o contracción térmica y

c ) que no vibra excesivamente.

Flexibilidad de tuberías es de creciente preocupación más grande es el diámetro de la tubería y mayor es la diferencia entre las condiciones de temperatura ambiente de funcionamiento y .

Tubería de análisis de tensión para evaluar la flexibilidad del sistema y la adecuación de soporte normalmente no se realiza como parte de una inspección de tuberías . Sin embargo, muchos sistemas de tuberías existentes fueron analizadas como parte de su diseño original o como parte de una re- calificación o modificación, y los resultados de estos análisis pueden ser útiles en el desarrollo de los planes de inspección . Cuando se observa el movimiento inesperado de un sistema de tuberías , por ejemplo, durante una inspección visual externa (ver 5.4.3 ) , el inspector debe discutir estas observaciones con el ingeniero de la tubería y evaluar la necesidad de realizar un análisis de estrés de tuberías.

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Tabla 4 - Dos ejemplos del cálculo de PSMA que ilustra el uso del concepto de Corrosión Half-life

Example 1

Design pressure/temperature 500 psig/400 °F (3447 kPA/204 °C)

Pipe description NPS 16, standard weight, A 106-B

Outside diameter of pipe, D 16 in. (406 mm)

Allowable stress 20,000 psi (137,900 kPa)

--Longitudinal weld efficiency, E 1.0

Thickness determined from inspection 0.32 in. (8.13 mm)

Observed corrosion rate (see 7.1.1) 0.01 in./year (0.254 mm/year)

``,,,,`,```,,````,``,,`,`,,,`,

Next planned inspection 5 years

-`-

= 5 × 0.01 = 0.05 in. (5 × 0.254 = 1.27mm)Estimated corrosion loss by date of next inspection

---`,,`,,`,`,,`MAWP In U.S. Customary (USC) units = 2SEt/D = 550 psig

In SI units = 3747 kPa

Conclusion: OK

Example 2

Next planned inspection 7 years

Estimated corrosion loss by date of next inspection = 7 × 0.01 = 0.07 in. (7 × 0.254 = 1.78mm)

MAWP In USC units = 2SEt/D = 450 psig

In SI units = 3104 kPa

Ver API 574 para obtener más información sobre el diseño de la presión, mínimo requerido y espesores mínimos estructurales, incluyendo fórmulas, problemas de ejemplo y tablas por defecto de los mínimos sugeridos.

Tubería de análisis de tensión puede identificar los componentes sometidas a mayor esfuerzo en un sistema de tuberías y predecir el movimiento térmico del sistema cuando se coloca en funcionamiento. Esta información puede ser usada para concentrar los esfuerzos de inspección en los lugares más propensos a daños por fatiga de expansión térmica (calentamiento y enfriamiento) ciclos y / o daños en la tubería de fluencia a alta temperatura. Comparando movimientos térmicos previstos con los movimientos observados puede ayudar a identificar la ocurrencia de condiciones de funcionamiento inesperados y el deterioro de las guías y soportes. La consulta con el ingeniero de la tubería puede ser necesario para explicar las desviaciones observadas de las predicciones de análisis, especialmente para los sistemas complejos que involucran a múltiples soportes y guías entre los puntos finales.

Análisis de estrés de tuberías también se puede emplear para ayudar a resolver los problemas de vibración de tubería observados. Las frecuencias naturales en los que un sistema de tuberías vibrará se pueden predecir mediante el análisis. Los efectos de guía adicionales pueden ser evaluados para determinar su capacidad de controlar la vibración mediante el aumento de las frecuencias naturales del sistema más allá de la frecuencia de las fuerzas de excitación, como la

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velocidad de rotación de la máquina. Es importante determinar que los guías añadidos para controlar la vibración no restrinjan de manera adversa la expansión térmica.

7.6 Informes y Registros para Tuberías Sistema de Inspección

7.6.1 permanentes y progresivos Registros

Los propietarios de sistemas de tuberías y los usuarios deberán mantener registros permanentes y progresivas de sus sistemas de tuberías y dispositivos de alivio de presión. Los registros permanentes se mantendrán durante toda la vida útil de cada sistema de tuberías. Como parte de estos registros, registros de inspección y mantenimiento progresistas se actualizará periódicamente para incluir nueva información pertinente a la operación, inspección, y el historial de mantenimiento del sistema de tuberías. Ver también API 574 para obtener más información de los registros del sistema de tuberías.

7.6.2 Tipos de tuberías Registros

Sistema de tuberías y de alivio de presión registros de dispositivos deberán contener cuatro tipos de información pertinentes a la integridad mecánica de la siguiente manera.

a) La fabricación, construcción y diseño de la información de que se dispone, por ejemplo, MDR, MTR, mapas de soldadura, WPS / PQR, datos de especificación de diseño, cálculos de diseño de tuberías, registros de ECM, los registros de tratamiento térmico, cálculos de dimensionamiento dispositivo de alivio de presión y de la construcción dibujos.

b) la historia-de Inspección ejemplo, informes de inspección y los datos de cada tipo de inspección llevada a cabo (por ejemplo, las mediciones internas, externas de espesor), y las recomendaciones de inspección para la reparación. Los informes de inspección deberán justificar documentalmente la fecha de cada inspección y / o examen, la fecha de la próxima inspección programada, el nombre (o iniciales) de la persona que realizó la inspección y / o examen, el número de serie u otro identificador del equipo inspeccionado , una descripción de la inspección y / o el examen realizado, y los resultados de la inspección y / o el examen. Registros RBI tubería deben estar de acuerdo con API 580.

c) reparación, modificación y re-rating Información-Por ejemplo:

1) las formas de reparación y alteración si se prepara;   2 informes que indican que los sistemas de tuberías todavía en servicio, ya sea con las deficiencias detectadas, las reparaciones temporales o recomendaciones para la reparación, son adecuadas para la continuidad del servicio hasta que las reparaciones se pueden completar.; y

documentación para revalorizarse (incluyendo cálculos para revalorizarse y nuevas condiciones de diseño

d) Requisitos de Documentación Evaluación de la condición por servicio se describen en la API se proporcionan 579-1/ASME FFS-1-específicos requisitos de documentación para el tipo de fallo que se está evaluando en la parte apropiada de la API 579-1/ASME FFS-1.

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7.6.3 Operación y Mantenimiento de Registros

Registros de operación y mantenimiento del sitio, como por ejemplo las condiciones de operación, incluyendo alteraciones en el proceso que puedan afectar la integridad mecánica, cambios en el servicio, los daños mecánicos de mantenimiento también debe estar disponible para el inspector.

7.6.4 Registros informáticos El uso de un sistema basado en ordenador para el almacenamiento, cálculo y análisis de datos debe ser considerado en vista de la volumen de datos que se generan como parte de un programa de inspección de tuberías. Los programas de ordenador son particularmente útil para lo siguiente: a) almacenar y analizar las lecturas de espesor reales; b) el cálculo de las tasas de corto y largo plazo de la corrosión, fechas de jubilación, PSMA, y los intervalos de reinspección en un grabación puntos por base la grabación de punto; c) destacando las áreas de altas tasas de corrosión, circuitos de tuberías vencidas para la inspección, la tubería cerca de la jubilación de espesor, y otra información.

7.6.5 Tubería Circuito Récords La siguiente información debe ser registrada para cada circuito de conducción en el que se encuentran CMLs: - A) los materiales de las especificaciones de construcción / tuberías; b) las presiones de operación y de diseño y temperaturas; c) ANSI nominal de la brida; d) los fluidos de proceso;

e) si el circuito es un Deadleg, punto de inyección, servicio intermitente, u otro circuito especial; f) la velocidad de corrosión y la vida de servicio restante de, al menos, el punto de inspección limitante en el circuito; g) el intervalo máximo para la inspección externa; h) el intervalo máximo de medición del espesor de la inspección; i) cualquier modo la corrosión inusual o localizada que requeriría técnicas especializadas de inspección; j) las características del circuito particulares que podrían someter a los rápidos incrementos de la corrosión en el caso de un proceso de malestar o pérdida de flujo de fluido de inyección.   7.6.6 Inspección isométricos Dibujos (ISO)

El propósito principal de ISO de inspección es identificar la ubicación de CML y para identificar la ubicación de cualquier mantenimiento recomendado. ISOs de inspección se recomienda y debe contener lo siguiente:

a) todos los componentes importantes de los circuitos de tubería (por ejemplo, todas las válvulas, codos, tees, ramas, etc.);

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b) toda la tubería secundaria para la clase 1 (o circuitos de tuberías) de alto RBI consecuencia;

c) la tubería secundaria hasta la válvula de bloqueo que se utiliza normalmente para la Clase 2 (o consecuencia RBI apropiado) tubería de la unidad;

d) todos los CMLs información adecuada para localizar los CMLs;

e) la orientación y la escala adecuada para proporcionar detalles legibles;

f) número de tuberías de circuitos y cambios;

g) la continuación los números de dibujo;

h) la identificación de las reparaciones temporales.

Inspección ISOs se recomiendan para todas las tuberías de la unidad y todas las tuberías de tuberías de rack de clase 1 (o RBI alta consecuencia) en la que se han identificado CMLs para la medición de espesores. Se pueden utilizar métodos alternativos para tubería tuberías cremallera que describe adecuadamente el sistema sin ISOs.

Inspección ISOs se recomiendan para la Clase 2 (o consecuencia RBI apropiado) en rack de tuberías con CML, excepto que los dibujos de tipo rejilla se pueden utilizar si el resto de detalles se muestran. El uso de los datos de locales o isométricos locales es aceptable para mostrar la ubicación de CML en los dibujos de la cuadrícula.

Inspección ISOs no necesita ser dibujado a escala o mostrar las dimensiones menos que sea necesario para localizar CMLs.

7.7 Recomendaciones de inspección para su reparación o reemplazo

Una lista de las recomendaciones de reparación o reemplazo (incluye recomendaciones para las no conformidades) es necesario que la integridad de tuberías de impacto, que se mantendrá vigente. El sistema de seguimiento de las recomendaciones deberá incluir:

a) acción recomendada o la reparación y la fecha de corrección,

b) la prioridad o fecha límite para la acción recomendada,

c) Código de identificación del sistema de tuberías (por ejemplo, sistema de tuberías o número de circuito) que la recomendación afecta.

- Se requiere un sistema de gestión para el seguimiento y la revisión de las recomendaciones pendientes sobre una base periódica.

7.8 Registros de Inspección de las inspecciones externas Resultados, de las inspecciones de sistemas de tuberías externas deberán documentarse. Se recomienda un formato narrativo o lista de verificación la hora de documentar los resultados de la inspección. La ubicación de las inspecciones Cui, ya

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sea por aislamiento o eliminación de ECM, debe ser identificado. La ubicación puede ser identificada por el establecimiento de un CML en la ISO inspección adecuada o con ISOs de construcción marcados en marcha e informes narrativos.

7.9 El incumplimiento de tuberías e informes de fugas

Las fugas y fallas en las tuberías que se producen como resultado de la corrosión, agrietamiento o daños mecánicos deberán ser reportados y registrados para el propietario por el usuario. Al igual que con otras fallas de tuberías, fugas y fallas en los sistemas de tuberías serán investigados para identificar y corregir la causa del fallo. Las reparaciones temporales a los sistemas de tuberías deberán documentarse en los registros de inspección.

7.10 Inspección Aplazamiento o Intervalo de revisiones

Cualquier circuito de tubería no inspeccionado en el intervalo establecido se considera vencida para la inspección, a menos que un plan de inspección alternativa aceptable es establecida por un proceso de aplazamiento o el intervalo de inspección se revisa con análisis apropiado.

Un aplazamiento es apropiado cuando el intervalo actual del circuito de tuberías todavía se considera que es correcta dado que los datos disponibles, sino una extensión de la fecha de inspección basado en un proceso de análisis de riesgos documentado es aceptable para el inspector. Aplazamientos son de un solo uso, extensiones temporales de inspección de tuberías fechas de vencimiento y no se considerarán modificaciones de intervalos de inspección.

Una revisión intervalo de inspección es apropiada cuando la revisión de la condición de la tubería y la historia indica que el intervalo de inspección actual fue demasiado conservadora o liberal. Requisitos básicos para las revisiones de intervalo son:

a) la historia y el estado de tuberías serán revisados por el inspector;

b) las revisiones de intervalo se documentarán por el inspector y deben incluir la base técnica de apoyo a la revisión de intervalo;

c) El inspector deberá aprobar una revisión de intervalo o aplazamiento.

NOTA Si hay potencialmente cualquier tipos extraños de la degradación que participan en la inspección de los sistemas de tuberías, se aconseja al inspector para buscar la guía del ingeniero o especialista en corrosión de tuberías antes de aprobar cambios en el intervalo.

8 Las reparaciones, reformas y recalificación de los sistemas de tuberías

8.1 Reparaciones y Alteraciones

8.1.1 Generales

Los principios de la ASME B31.3 o el código para que el sistema de tuberías se construyó se seguirán en la medida práctica para reparaciones en el servicio. ASME B31.3 está escrito para el diseño y construcción de los sistemas de tuberías. Sin embargo, la mayoría de los requisitos técnicos sobre el diseño, la soldadura, el examen y materiales también se pueden aplicar en la

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inspección, re-rating, reparación y modificación de los sistemas de tuberías de operación. Cuando ASME B31.3 no puede ser seguida por su cobertura de la construcción nueva (por ejemplo, revisadas o nuevas especificaciones de los materiales, los requisitos de inspección, determinados tratamientos térmicos, y las pruebas de presión), el ingeniero de la tubería o inspector se guiarán por API 570 en lugar de la estricta la conformidad con ASME B31.3. Como ejemplo de la intención, la frase "principios de ASME B31.3" se ha empleado en la API 570, en lugar de "de acuerdo con ASME B31.3."

Los principios y prácticas de la API RP 577 también se deben seguir para todas las reparaciones y modificaciones soldadas.

8.1.2 Autorización

Todas las reparaciones y modificaciones obra se hará por una organización de reparación como se define en la Sección 3, y estará autorizada por el inspector antes de su comienzo. Autorización para Trabajos de transformación de un sistema de tuberías no se puede dar sin consultar previamente a, y aprobación por el ingeniero de la tubería. El inspector designará los puntos de retención de inspección requerido durante la secuencia de reparación o alteración. El inspector podrá dar autorización general antes de las reparaciones y procedimientos limitados o de rutina, siempre que el inspector está satisfecho con la competencia de la organización de reparación.

8.1.3 Aprobación

Todos los métodos propuestos de diseño, ejecución, materiales, procedimientos de soldadura, la exploración y las pruebas deberán ser aprobados por el inspector o por el ingeniero de la tubería, según el caso. Se requiere la aprobación del propietario / usuario de la soldadura en funcionamiento.

Reparaciones de soldadura de las grietas que se produjeron en el servicio, no se debe intentar sin consultar previamente con el ingeniero de la tubería con el fin de identificar y corregir la causa de la formación de grietas. Ejemplos de ello son las grietas sospechosas de estar causado por la vibración, ciclos térmicos, los problemas de expansión térmica, y agrietamiento ambiental.

El inspector deberá aprobar todas las reparaciones y modificaciones de trabajo en puntos de espera designados y después de las reparaciones y alteraciones se han completado satisfactoriamente, de acuerdo con los requisitos de API 570.

8.1.4 Las reparaciones de soldadura (incluyendo on-stream)

8.1.4.1 Las reparaciones temporales

Para las reparaciones temporales, incluyendo en funcionamiento, un cerco completo soldada manguito hendido o recinto de tipo caja, diseñado por el ingeniero de la tubería se puede aplicar sobre el área dañada o corroído. Ver ASME PCC-2 para obtener más información sobre las reparaciones temporales a los sistemas de tuberías. Grietas longitudinales no se pueden reparar de esta manera a menos que el ingeniero de tuberías ha determinado que no se espera que las grietas se propaguen de debajo de la manga. En algunos casos, el ingeniero de la tubería tendrá que consultar con un analista de la fractura. El diseño de recintos temporales y reparaciones deberán ser aprobados por el ingeniero de la tubería.

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Si el área de la reparación está localizado (por ejemplo, picaduras o agujeros) y el SMYS del tubo no es superior a 40 000 psi (275.800 kPa), y un análisis de aptitud para el servicio muestra que es aceptable, una reparación temporal puede hacerse por filete de soldadura de un acoplamiento de división bien diseñado o parche placa sobre la zona picada o localmente adelgazado (véase 8.2.3 de las consideraciones de diseño y el Anexo C para un ejemplo). El material para la reparación deberá coincidir con el metal base menos que sea aprobado por el ingeniero de la tubería. Un parche filete soldada no se debe instalar en la parte superior de un parche filete soldada existente. Al instalar un parche filete soldado junto a un parche filete soldada existente, la distancia mínima entre el borde de la soldadura de filete no deberá ser inferior a:

  Dt

donde

D es el diámetro interior en pulgadas (milímetros);

t es el espesor mínimo requerido del parche filete soldadas en pulgadas (milímetros).

Para fugas menores, recintos diseñados adecuadamente, pueden soldarse sobre la fuga mientras que el sistema de tuberías es en servicio, siempre que el inspector está satisfecho de que un espesor suficiente permanece en las proximidades de la soldadura y el componente de la tubería puede soportar la soldadura sin la probabilidad de más material daño, tal como de servicio cáustica.

Las reparaciones temporales deben ser retirados y sustituidos por una reparación permanente adecuada en la próxima oportunidad de mantenimiento disponible. Reparaciones temporales pueden permanecer en su lugar por un período más largo de tiempo sólo si es aprobado y documentado por el ingeniero de la tubería.

8.1.4.2 Reparaciones Permanentes

Las reparaciones de defectos encontrados en componentes de tubería se pueden realizar mediante la preparación de una ranura de soldadura que elimina completamente el defecto y luego llenar la ranura con metal de soldadura depositado de conformidad con 8.2.

Áreas corroídas pueden restaurarse con metal de soldadura depositado de acuerdo con 8.2. Irregularidades de la superficie y la contaminación del reglamento será eliminado antes de la soldadura. Métodos de ECM apropiados se aplicarán después de la finalización de la soldadura.

Si es factible tomar el sistema de tuberías fuera de servicio, el área defectuosa puede ser retirado por corte de una sección cilíndrica y su sustitución por un componente de tubería que cumpla con el código aplicable.

Parches de inserción (parches ras) se pueden utilizar para reparar las zonas dañadas o corroídas si se cumplen los siguientes requisitos:

a) soldaduras de ranura de penetración completa se proporcionan;

70

b) para la Clase 1 y Clase 2 sistemas de tuberías, las soldaduras deben ser 100% radiographed o ultrasonidos a prueba utilizando procedimientos de ECM que son aprobados por el inspector;

c) los parches pueden ser de cualquier forma, pero deberán tener las esquinas redondeadas [1 pulgada (25 mm) radio mínimo].

Ver ASME PCC-2 para obtener más información sobre las reparaciones soldadas a los sistemas de tuberías.

8.1.5 Las reparaciones Nonwelding (On-stream)

Las reparaciones temporales de forma local apretó secciones o defectos circunferenciales lineales se pueden hacer en funcionamiento mediante la instalación de un recinto bien diseñado y aplicado (por ejemplo abrazadera atornillada, con forro compuesto no metálico, metálico y envolturas epoxi, u otro sin soldadura aplicada reparación temporal). El diseño debe incluir el control de las cargas de empuje axial si el componente de la tubería que se adjunta es (o puede ser) insuficiente para controlar el empuje de presión. El efecto de encerrar (trituración) fuerzas en el componente también se considerará. Ver ASME PCC-2 para obtener más información sobre los métodos no metálicos reparación con forro compuesto.

Durante plazos de entrega u otras oportunidades apropiadas, sellado de la fuga temporal y fugas dispositivos de disipación, incluidas las válvulas, se retiran y acciones pertinentes tomadas para restaurar la integridad original del sistema de tuberías. El inspector y / o ingeniero tuberías deberán participar en la determinación de los métodos y procedimientos de reparación. Dispositivos disipadores de sellado de fugas y fugas temporales pueden permanecer en su lugar por un período más largo de tiempo sólo si es aprobado y documentado por el ingeniero de la tubería.

Procedimientos que incluyen fluidos de sellado de fugas ("bombeo") para tuberías de proceso deben ser revisadas para su aceptación por el inspector o un ingeniero de tuberías. La revisión debe tener en cuenta la compatibilidad del sellador con el material de fugas; la presión de bombeo de la abrazadera (especialmente cuando se re-bombeo) y las fuerzas de aplastamiento resultantes; y; el riesgo de sellador que afecta metros aguas abajo del flujo, las válvulas de alivio o maquinaria; el riesgo de fugas y sus consecuencias en la rosca de los tornillos que causan corrosión o agrietamiento por corrosión bajo tensión de los tornillos; y el número de veces que el área del sello se repumped.

Ver ASME PCC-2 para obtener más información sobre las reparaciones sin soldadura temporales para los sistemas de tuberías.

8.2 Soldadura y Hot Tapping

8.2.1 Generales

Todas las reparaciones y modificaciones de soldadura se hará de conformidad con los principios de la ASME B31.3 o el código para la que se construyó el sistema de tuberías.   Cualquier soldadura realizada sobre componentes de tuberías en operación se llevará a cabo de acuerdo con API 2201. El inspector deberá utilizar como mínimo el "Hot Tap sugerido Lista de

71

comprobación" que figura en el API 2201 para hacer hot taps realizado en componentes de tuberías. Ver API 577 para obtener más instrucciones sobre hot tapping y la soldadura en servicio.

8.2.2 Procedimientos, Requisitos y Registros

La organización de reparación deberá utilizar soldadores y procedimientos de soldadura calificado de acuerdo con ASME B31.3 o el código para la que se construyó la tubería. Ver API 577 para obtener orientación sobre los procedimientos de soldadura y cualificaciones.

La organización de reparación debe mantener registros de los procedimientos de soldadura y calificaciones de desempeño del soldador. Estos registros deberán estar a disposición del inspector antes del inicio de la soldadura.

8.2.3 Precalentamiento y PWHT

8.2.3.1 general

Consulte la API 577 para obtener orientación sobre el precalentamiento y PWHT.

8.2.3.2 El precalentamiento

Temperatura de precalentamiento se utiliza en las reparaciones de soldadura se hará de acuerdo con el código de aplicación y procedimiento de soldadura calificado. Excepciones para reparaciones temporales deberán ser aprobadas por el ingeniero de la tubería.

El precalentamiento a no menos de 300 ° F (150 ° C) puede ser considerado como una alternativa a PWHT de alteraciones o reparaciones de los sistemas de tuberías inicialmente PWHT como un requisito del código (ver nota). Esto se aplica a la tubería construida de los aceros P-1 lista de ASME B31.3. P-3 aceros, con la excepción de los aceros de Mn-Mo, también pueden recibir el (150 ° C) 300 ° F alternativa mínimo de precalentamiento cuando la temperatura de funcionamiento del sistema de tuberías es lo suficientemente alto para proporcionar tenacidad razonable y cuando no hay peligro de identificación asociado con las pruebas de presión, apagado y arranque. El inspector debe determinar que la temperatura mínima de precalentamiento se mide y se mantiene. Después de la soldadura, la unión debe ser inmediatamente cubierta con aislante para disminuir la velocidad de enfriamiento.

NOTA precalentamiento no se puede considerar como una alternativa a la prevención del agrietamiento ambiental.

Los sistemas de tuberías construidas de otros aceros inicialmente requieren PWHT normalmente son térmico después del soldeo tratado si se realizan modificaciones o reparaciones que implican soldadura de retención de presión. El uso de la alternativa de precalentamiento es necesario consultar con el ingeniero de la tubería que se debe considerar la posibilidad de agrietamiento ambiental y si el procedimiento de soldadura proporcionará una resistencia adecuada. Ejemplos de situaciones en las que esta alternativa podría considerarse incluyen soldaduras de sellado, la acumulación de metal de soldadura de las zonas delgadas y clips de apoyo de soldadura.

8.2.3.3 PWHT

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PWHT de reparaciones del sistema de tuberías o alteraciones deberá efectuarse utilizando los requisitos aplicables de ASME B31.3 o el código para la que se construyó la tubería. Ver 8.2.2.2 para un procedimiento de precalentamiento alternativa para algunos requisitos PWHT. Excepciones para reparaciones temporales deberán ser aprobadas por el ingeniero de la tubería.

PWHT local puede ser sustituido por 360 ° de anillamiento en reparaciones locales en todos los materiales, siempre y cuando se apliquen las siguientes medidas de precaución y los requisitos.

a) La solicitud es revisada, y un procedimiento desarrollado por el ingeniero de la tubería.

b) En la evaluación de la idoneidad de un procedimiento, se tendrá en cuenta a los factores pertinentes, como el espesor del metal base, los gradientes térmicos, propiedades de los materiales, los cambios resultantes de PWHT, la necesidad de soldaduras de penetración completa, y de la superficie y los exámenes volumétricos después PWHT . Además, las cepas globales y locales y distorsiones resultantes del calentamiento de una zona restringida local de la pared de tubería serán considerados en el desarrollo y evaluación de los procedimientos PWHT.

c) Un precalentamiento de 150 ° C) 300 ° C (o más alta según lo especificado por los procedimientos de soldadura específicos, se mantiene mientras se suelda.

d) La temperatura PWHT requerida se mantendrá a una distancia de no menos de dos veces el espesor del metal base de medida a partir de la soldadura. La temperatura térmicamente después del soldeo se controlará mediante un número adecuado de termopares (un mínimo de dos) basado en el tamaño y la forma de la zona a tratar de calor.

calor e) controlado se aplicará también a cualquier conexión sucursal u otro archivo adjunto dentro del área PWHT.

f) El PWHT se lleva a cabo para el cumplimiento del código y no para la resistencia agrietamiento ambiental.

8.2.4 Diseño

Las juntas a tope serán soldaduras de ranura de penetración completa.

Componentes de tuberías deben ser reemplazadas cuando es probable que sea insuficiente la reparación. Nuevas conexiones y reemplazos deben ser diseñados y fabricados de acuerdo con los principios del código aplicable. El diseño de recintos temporales y reparaciones deberán ser aprobados por el ingeniero de la tubería.

Nuevas conexiones se pueden instalar en sistemas de tuberías proporcionan el diseño, ubicación y método de fijación se ajustan a los principios del código aplicable.

Parches soldadas Filete requieren consideraciones especiales de diseño, sobre todo en relación con la eficiencia de la soldadura conjunta y corrosión de la grieta. Parches soldadas Filete serán diseñados por el ingeniero de la tubería. Un parche se puede aplicar a las superficies externas de las tuberías, siempre que esté en conformidad con 8.1.3 y satisface uno de los siguientes requisitos:

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a) el parche propuesto proporciona resistencia de diseño equivalente a una apertura reforzado diseñado de acuerdo con el código aplicable;

b) el parche propuesto está diseñado para absorber la tensión de la membrana de la parte de una manera que está de acuerdo con los principios del código de aplicación, si se cumplen los siguientes criterios:

1) el esfuerzo de membrana admisible no se supera en la parte de tubería o el parche,

2) la tensión en el parche no se traduce en tensiones de soldadura de filete que superen las tensiones admisibles para este tipo de soldaduras,

3) un parche superposición tendrá esquinas redondeadas (véase el Anexo C).

Los diferentes componentes en el mismo sistema de tuberías o circuito pueden tener diferentes temperaturas de diseño. Al establecer la temperatura de diseño, se tendrá en cuenta para procesar la temperatura del fluido, la temperatura ambiente, la calefacción y las temperaturas de los medios de refrigeración y de aislamiento.

8.2.5 Materiales

Los materiales utilizados en la fabricación de reparación o modificación serán de reconocida calidad soldable, se ajustará al código correspondiente, y deberá ser compatible con el material original. Para conocer los requisitos de verificación de materiales, véase 5.8.

8.2.6 NDE

La aceptación de una reparación o alteración soldada incluirá ECM de acuerdo con el código y las especificaciones del propietario / usuario, a menos que se especifique lo contrario en el API 570. Los principios y prácticas del API 577 serán también seguido. Cuando se requieren exámenes superficiales y volumétricas, deberán estar de acuerdo con ASME Sección V BPVC (o equivalente).

8.2.7 Prueba de presión

Una vez finalizada la soldadura, se realizará una prueba de presión de acuerdo con 5.8 si es posible y se considere necesario por el inspector. Las pruebas de presión que normalmente se requieren después de alteraciones y reparaciones mayores. Ver ASME PCC-2 para obtener más información sobre la realización de las pruebas de presión. Cuando una prueba de presión no es necesario ni práctico, ECM se utiliza en lugar de una prueba de presión. Sustituyendo los procedimientos adecuados de ECM para una prueba de presión después de una alteración, re-rating, o la reparación se puede hacer sólo después de consultar con el inspector y el ingeniero de la tubería. Para líneas aisladas existentes que están siendo probadas a presión después de las reparaciones, re-rating, o alteraciones, no es necesario privar de aislamiento en todas las soldaduras existentes. Las pruebas de presión con tiempos de espera más largos y observaciones de los indicadores de presión pueden ser sustituidos para el aislamiento de separación cuando los riesgos asociados con la fuga debajo del aislamiento son aceptables.

Cuando no es práctico realizar una prueba de presión de una soldadura de cierre final, que se une

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a una sección nueva o de reemplazo de tuberías en un sistema existente, todos los siguientes requisitos serán saciados.

a) La tubería nueva o de reemplazo es una prueba de presión y examinados de acuerdo con el código aplicable que rige el diseño del sistema de tuberías, o si no fuera posible, las soldaduras son examinados con NDE corresponda, según lo especificado por el inspector de tuberías autorizado.

b) La soldadura de cierre es un-penetración completa soldadura a tope entre cualquier tubería o tuberías componente estándar de igual diámetro y grosor, alineada axialmente (no corte a inglete), y de materiales equivalentes. Alternativas aceptables son:

1) slip-on bridas para casos de diseño de hasta Clase 150 y 500 ° F (260 ° C); y

2) Toma de bridas o racores soldados soldados sindicatos para los tamaños NPS 2 o menos y los casos de diseño de hasta Clase 150 y 500 ° F (260 ° C).

Un espaciador diseñado para la soldadura de tubo o algún otro medio se utilizará para establecer un mínimo de 1/16 de pulgada (1,6 mm) brecha. Soldaduras de corriente debe estar por ASME B31.3 y deberán tener un mínimo de dos pasadas.

c) Cualquier cierre de soldadura a tope final deberá ser de 100% RT; o la detección de fallas por ultrasonido ángulo de haz se puede utilizar, siempre se han establecido los criterios de aceptación pertinentes.

d) MT o PT se llevarán a cabo en el paso de la raíz y la soldadura a tope completado para soldaduras y en la soldadura de filete-completado para soldaduras.

El propietario / usuario deberá especificar los examinadores de ondas de corte UT-calificados de la industria para las soldaduras de cierre que no se han probado a presión y para reparaciones de soldadura identificados por el ingeniero de la tubería o tuberías inspector autorizado.

8.3 Re-calificación

Re-calificación sistemas de tuberías por el cambio de la clasificación de temperatura o la PSMA pueden hacerse sólo después de que todos los siguientes requisitos se han cumplido.

a) Los cálculos se realizan por el ingeniero de la tubería o el inspector.

b) Todos los re-clasificaciones se establecerán de conformidad con los requisitos del código para que el sistema de tuberías se construyó o por cálculo utilizando los métodos apropiados en la última edición del código aplicable.

c) registros de inspección actuales verificar que el sistema de tuberías es satisfactoria para las condiciones de servicio previstas y que se proporcione la tolerancia de corrosión adecuado.

d) los sistemas de tuberías rerated se prueba para detectar fugas, de conformidad con el código para la que se construyó el sistema de tuberías o la última edición del código aplicable para las nuevas condiciones de servicio, a menos que los registros documentados indican una prueba de

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fuga anterior se realizó a mayor o igual a la presión de prueba para la nueva condición. Un aumento en la temperatura de calificación que no afecta a la tensión de tracción admisible no requiere una prueba de fugas.

e) El sistema de tuberías se comprueba para afirmar que la presión requerida dispositivos aliviar están presentes, se fijó en la presión adecuada, y tener la capacidad adecuada a la presión de ajuste.

f) El sistema de tuberías de re-calificación es aceptable para el inspector o un ingeniero de tuberías.

g) Todos los componentes de las tuberías en el sistema (por ejemplo, válvulas, bridas, tornillos, juntas, embalaje, y juntas de expansión) son adecuados para la nueva combinación de presión y temperatura.

h) la flexibilidad de tuberías es adecuado para los cambios de temperatura de diseño.

i) los registros técnicos apropiados se actualizan.

j) Una disminución de la temperatura mínima de funcionamiento se justifica por los resultados de pruebas de impacto, si es requerido por el código aplicable.

9 Inspección de tuberías enterradas

9.1 Generalidades

La inspección de tuberías de proceso enterrado (no regulado por el Departamento de Transporte de los EE.UU.) es diferente de otra inspección de tuberías de proceso, porque el deterioro externo significativo puede ser causado por las condiciones del suelo corrosivos y la inspección puede ser obstaculizada por la falta de acceso a las zonas afectadas de la tubería. Referencias importantes, de carácter no obligatorio para la inspección de tuberías subterráneas son API 574 y los siguientes documentos: NACE RP0169, RP0274, y RP 0275; y API 651.

9.2 Tipos y métodos de inspección

9.2.1 Por encima de grado Visual Vigilancia

Indicaciones de fugas en tuberías enterradas pueden incluir un cambio en el contorno de la superficie de la tierra, la decoloración del suelo, de ablandamiento de pavimentación de asfalto, la formación de la piscina, burbujeando charcos de agua, o olor perceptible. Inspección de la ruta de las tuberías enterradas es un método para la identificación de las áreas problemáticas.

9.2.2 Encuesta Potencial Primer intervalo

La encuesta potencial primer intervalo realizado a nivel del suelo sobre la tubería enterrada se puede utilizar para localizar los puntos de corrosión activa en la superficie de la tubería.

Células de corrosión pueden formar tanto en tubo desnudo y cubierto donde los contactos de acero desnudo el suelo. Dado que el potencial en el área de la corrosión será sensiblemente diferente de

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un área adyacente en el tubo, la localización de la actividad de la corrosión puede ser determinada por esta técnica de la encuesta.

9.2.3 Pipe Coating Encuesta de vacaciones

La encuesta vacaciones revestimiento de la tubería puede ser utilizado para localizar defectos de recubrimiento sobre tuberías revestidas enterrados, y que se puede utilizar en sistemas de tuberías de nueva construcción para asegurar que el revestimiento está intacto y libre de vacaciones. Más a menudo se utiliza para evaluar la capacidad de servicio de revestimiento para tuberías enterradas que ha estado en servicio durante un período prolongado de tiempo.  

A partir de datos de la encuesta, la efectividad revestimiento y la velocidad de deterioro de revestimiento se puede determinar. Esta información se utiliza tanto para la predicción de la actividad de la corrosión en un área específica y para la previsión de la sustitución del revestimiento para el control de la corrosión.

9.2.4 Resistividad del Suelo

La corrosión de tuberías desnudo o con poca recubierta generalmente es causado por una mezcla de diferentes suelos en contacto con la superficie de la tubería. La corrosividad de los suelos se puede determinar mediante una medición de la resistividad del suelo. Niveles más bajos de resistividad son relativamente más corrosivo que los niveles más altos, especialmente en áreas donde la tubería está expuesta a cambios significativos en la resistividad del terreno.

Las mediciones de la resistividad del terreno se deben realizar utilizando el método Wenner de cuatro pines de conformidad con la norma ASTM G57. En los casos de tubos paralelos o en las zonas de intersección de tuberías, puede ser necesario utilizar el individual-Pin Método para medir con precisión la resistividad del suelo. Para la medición de la resistividad de las muestras de suelo de los agujeros de barrena o excavaciones, una caja de suelo sirve como un medio conveniente para la obtención de resultados precisos.

La profundidad de la tubería debe ser considerado en la selección del método a utilizar y la ubicación de las muestras. Las pruebas y la evaluación de los resultados debe ser realizada por personal capacitado y con experiencia en las pruebas de resistencia del suelo.

9.2.5 Supervisión de la protección catódica

Tuberías enterradas con protección catódica debe controlarse regularmente para asegurar niveles adecuados de protección. El monitoreo debe incluir la medición y el análisis de tubería-suelo potenciales por personal capacitado y con experiencia en la operación del sistema de protección catódica periódica. Un control más frecuente de los componentes de protección catódica críticos, tales como rectificadores de corriente impresa, es necesario para garantizar el funcionamiento del sistema fiable.

Consulte la NACE RP0169 y la Sección 11 del API 651 para la orientación aplicable a la inspección y mantenimiento de los sistemas de protección catódica de tuberías enterradas.

9.2.6 Métodos de inspección

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Una serie de métodos de técnicas de examen directo están disponibles que puede aplicarse a las tuberías enterradas y una guía más extensa de estos se pueden encontrar en la API 574. Algunos métodos pueden indicar la condición externa o en la pared de la tubería, mientras que otros métodos indican sólo el interno condiciones. Ejemplos son los siguientes.

a) herramientas de inspección en línea (ILI) comúnmente conocidos como "inteligente" o "chanchos inteligentes". Este método consiste en la inserción y el viaje de un dispositivo (cerdo) a través de la tubería, ya sea mientras se encuentra en servicio o después de haber sido retirado del servicio. Una amplia gama de dispositivos están disponibles empleando diferentes métodos de inspección de la utilización de las fugas de flujo magnético (MFL, UT, óptico, láser y técnicas electromagnéticas). La cola para ser evaluado debe estar libre de restricciones que podrían causar que el dispositivo se adhiera dentro de la línea. El grado y el número de curvas en una línea podrán limitar la aplicación de algunas tecnologías. La línea debe también tienen instalaciones para el lanzamiento y la recuperación de los cerdos o tienen un acceso que permite la adición de lanzamiento temporal / recepción de capacidades.

b) Las cámaras de vídeo cámaras-Televisión están disponibles que puede ser insertado en la tubería. Estas cámaras pueden proporcionar información de inspección visual de la condición interna de la línea.

c) Excavación-En muchos casos, el único método de inspección disponibles que se pueden realizar está desenterrando la tubería con el fin de inspeccionar visualmente el estado exterior de la tubería y para evaluar su espesor y la condición interna utilizando los métodos descritos en 5.5.5. Se debe tener cuidado en la eliminación de suciedad de encima y alrededor de la tubería para evitar daños en la línea o el revestimiento de línea. Las últimas pulgadas (milímetros) de tierra deben ser removidos manualmente para evitar esta posibilidad. Si la excavación es lo suficientemente profunda, los lados de la zanja deben ser apuntaladas adecuadamente para evitar su colapso, de acuerdo con las regulaciones de OSHA, en su caso. Si el revestimiento o envoltura está deteriorada o dañada, debe ser retirado en esa zona para inspeccionar el estado del metal subyacente.   d) aplicado externamente técnicas de cribado.

Una serie de tecnologías están ahora disponibles que se pueden aplicar externamente a la tubería en una ubicación y áreas de pantalla seleccione a partir de esa posición. Estas técnicas pueden requerir alguna excavación considerable pero menos de un acceso completo descrito anteriormente. Típica de estas técnicas es LR UT a menudo referido como onda guiada UT. Estas tecnologías permiten que 15 pies o distancias más largas para ser examinados desde una instalación para proporcionar una evaluación de selección de la tubería. La distancia recorrida y el grado de detección / exactitud es una función de las condiciones tecnológicas y de tubos aplicados incluyendo el grado de corrosión, revestimientos externos e internos y las condiciones del suelo.

Otras tecnologías que emplean ultrasonidos pueden usarse para seleccionar varios pies de un lugar y son útiles para la evaluación de daños en lugares como el suelo a las interfaces de aire.

9.3 Frecuencia y Alcance de la Inspección

9.3.1 Por encima de grado Visual Vigilancia

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El propietario / usuario deberá, a intervalos de aproximadamente seis meses estudiar las condiciones de la superficie sobre y adyacente a cada ruta de la tubería (ver 9.2.1).

9.3.2 Encuesta Potencial -Pipe y el suelo

Una encuesta potencial de cerca en una línea de intervalo de protección catódica puede ser utilizado para verificar que la tubería enterrada tiene un potencial de protección en toda su longitud. Para tuberías mal revestidos donde los potenciales de protección catódica son inconsistentes, el estudio puede llevarse a cabo a intervalos de cinco años para la verificación de control de la corrosión continua.

- Para tuberías sin protección catódica o en zonas donde se han producido fugas por corrosión externa, una tubería y el suelo encuesta potencial puede llevarse a cabo a lo largo de la ruta de la tubería. La tubería debe ser excavada en los sitios donde han sido ubicados células de corrosión activos para determinar la extensión del daño a la corrosión. Un perfil de potencial continua o unreconocimiento minucioso intervalo puede ser necesaria para localizar las células de corrosión activa.

9.3.3 Pipe Coating Encuesta de vacaciones

La frecuencia de las encuestas de vacaciones de revestimiento de tubería generalmente se basa en indicios de que otras formas de control de la corrosión son ineficaz. Por ejemplo, en una tubería revestida donde hay pérdida gradual de los potenciales de protección catódica o una fuga de la corrosión externa se produce en un defecto de recubrimiento, una encuesta vacaciones revestimiento de la tubería puede ser usado para evaluar el revestimiento.

9.3.4 corrosividad del suelo

Para tuberías enterradas en longitudes superiores a 100 pies (30 m) y no protegidas catódicamente, las evaluaciones de la corrosividad del suelo deben realizarse a intervalos de cinco años. Mediciones de resistividad del suelo se pueden usar para la clasificación relativa de la corrosividad del suelo (véase 9.1.4). Los factores adicionales que pueden justificar la consideración son los cambios en la química del suelo y análisis de la resistencia a la polarización de la interfaz del suelo y las tuberías.

9.3.5 Protección Catódica

Si la tubería está protegido catódicamente, el sistema debe ser monitoreado a intervalos de conformidad con la Sección 10 de la NACE RP0169 o API 651.

9.3.6 Intervalos Externos y de Inspección Interna

Si se espera que la corrosión interna de tuberías enterradas, como resultado de la inspección en la parte de grado por encima de la línea, los intervalos y los métodos para la parte enterrada de inspección deben ajustarse en consecuencia. El inspector debe tener en cuenta y considerar la posibilidad de corrosión interna se aceleró en deadlegs. La condición externa de tuberías enterradas que no está protegido catódicamente debe determinarse por cualquiera de rascado, que puede medir el espesor de la pared, o por excavación

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de acuerdo con la frecuencia dada en la Tabla 5. La corrosión externa significativa detectada por rascado o por otros medios puede requerir excavación y Evaluación incluso si la tubería está protegida catódicamente.

Las tuberías inspeccionadas periódicamente por la excavación deberán ser inspeccionados en longitudes de 6 pies a 8 pies (2,0 m a 2,5 m) en uno o más lugares que se consideran más susceptibles a la corrosión. Tuberías excavado debe ser inspeccionado circunferencia completa para el tipo y extensión de la corrosión (picaduras o general) y el estado del revestimiento.

Si la inspección revela recubrimiento dañado o la tubería corroída, tubería adicional se excavó hasta que se identifique el nivel de la afección. Si el espesor de pared promedio es igual o menor grosor de la jubilación, el mismo será reparado o reemplazado.

Si la tubería está contenida dentro de un tubo de revestimiento, la condición de la carcasa debe ser inspeccionado para determinar si el agua y / o el suelo ha entrado en la carcasa. El inspector debe verificar lo siguiente:

a) ambos extremos de la carcasa se extienden más allá de la línea de tierra,

b) los extremos de la carcasa están selladas si la carcasa no es auto-drenaje, y

c) la tubería de presión de transporte de se recubre y envuelve correctamente.

9.3.7 Prueba de fugas Intervalos

Una alternativa o complemento a la inspección es la comprobación de fugas de líquido a una presión de al menos 10% mayor que la presión máxima de operación en intervalos de un medio de la longitud de los que se muestran en la Tabla 5 para las tuberías no catódicamente protegido y en los mismos intervalos que se muestran en la Tabla 5 para la tubería catódicamente protegido. La prueba de fuga debe mantenerse durante un periodo de 8 horas. Cuatro horas después de la presurización inicial del sistema de tuberías, la presión debe tenerse en cuenta y, si es necesario, la línea a presurizar a la presión de prueba original y aislado de la fuente de presión. Si durante el resto del período de prueba, la presión disminuye más del 5%, la tubería se debe inspeccionar visualmente el exterior y / o la inspección interna para encontrar la fuga y evaluar el grado de corrosión. Mediciones sónicas pueden ser de ayuda en la localización de fugas durante la prueba de fugas.

Tuberías enterradas también podrán ser examinados por la integridad utilizando volumétrica para la temperatura correcta o los métodos de prueba de presión. Otros métodos de prueba de fugas alternativas implican el examen de emisión acústica y la adición de un fluido trazador a la línea de presión (como el helio o hexafloride azufre). Si el trazador se añade al fluido de servicio, el propietario / usuario deberá confirmar la idoneidad para el proceso y el producto.

Tabla 5-Frecuencia de inspección para tuberías enterradas Sin Efectiva protección catódica

Soil Resistivity (ohm-cm) Inspection Interval (years)

<2,000 five

80

2000 to 10,000 10

>10,000 15

9.4 Las reparaciones de los sistemas de tuberías enterradas

9.4.1 Las reparaciones de revestimientos

Cualquier recubrimiento eliminado de los controles deberá ser renovada e inspeccionado adecuadamente. Para las reparaciones de revestimiento, el inspector debe estar seguro de que el recubrimiento cumple con los siguientes criterios:

a) tiene suficiente adherencia a la tubería para evitar la migración de la humedad debajo de la película,

b ) es suficientemente dúctil para resistir el agrietamiento ,

c ) que esté libre de huecos y vacíos en el revestimiento (vacaciones ) ,

d) tiene una resistencia suficiente para resistir el daño debido a la manipulación y el estrés del suelo ,

e) que puede soportar ningún tipo de protección catódica complementaria.

Además, las reparaciones de revestimiento pueden ser probados usando un detector de defectos de alta tensión. El detector de voltaje se ajusta al valor apropiado para el material de recubrimiento y el espesor . Cualquier vacaciones encontradas deben ser reparados y volvieron a ensayar .

9.4.2 Las reparaciones Clamp

Si hay una fuga de tubería se sujetan y enterrados de nuevo , la ubicación de la abrazadera se puede registrar en el registro de inspección y puede ser superficie marcada . Tanto el marcador y el acta se harán constar la fecha de instalación y la ubicación de la pinza . Todas las abrazaderas se consideran temporales . La tubería debe ser reparado de forma permanente en la primera oportunidad .

9.4.3 Las reparaciones soldadas

Reparaciones soldadas se harán de acuerdo a 8.2.

9.5 Registros

Los sistemas de registro de las tuberías enterradas deberán mantenerse de acuerdo con 7.6 .

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Además , se mantendrá un registro de la ubicación y la fecha de instalación de las abrazaderas temporales.

Anexo A (Informativo)

Certificación de Inspector

Examen A.1

Un examen escrito para certificar inspectores en el ámbito del API 570 se basa en el organismo de certificación inspector API 570 actual del conocimiento según lo publicado por el API.

Certificación A.2

Se emitirá una certificación API 570 inspector de tuberías autorizado cuando un solicitante ha superado con éxito el examen de certificación API 570 y que satisfaga los criterios de experiencia y educación. La educación y la experiencia, cuando se combinan, son iguales a por lo menos uno de los siguientes:

a) una licenciatura en ciencias en ingeniería o tecnología, más un año de experiencia en la supervisión de las actividades de inspección, o la realización de actividades de inspección, como se describe en el API 570;

b) un grado de dos años o un certificado en ingeniería o la tecnología, además de dos años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, inspección, o el funcionamiento de los sistemas de tuberías, de los cuales un año deberá ser en la supervisión de las actividades de inspección o la realización de la inspección actividades descritas en el API 570;

c) un diploma de escuela secundaria o su equivalente, más tres años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, inspección, o el funcionamiento de los sistemas de tuberías, de los cuales un año deberá ser en la supervisión de las actividades de inspección o el rendimiento de las actividades de inspección, como se describe en el API 570;

d) un mínimo de cinco años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, inspección, o el funcionamiento de los sistemas de tuberías, de los cuales un año deberá ser en la supervisión de las actividades de inspección, o la realización de actividades de inspección, como se describe en la API 570.

Recertificación A.3

A.3.1 Se requiere la recertificación tres años desde la fecha de emisión de la API 570 certificado inspector tuberías autorizado. Recertificación mediante examen escrito será requerido para los inspectores de tuberías autorizados que no han participado activamente como inspectores de tuberías autorizados dentro del período más reciente de certificación de tres años y para los inspectores autorizados de tuberías que no han aprobado previamente el examen. Los exámenes se hará de conformidad con todas las disposiciones contenidas en el API 570.

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A.3.2 "activamente comprometida como inspector de tuberías autorizado" se definirá como un mínimo del 20% del tiempo dedicado a la realización de las actividades de inspección o supervisión de las actividades de inspección, o el soporte de ingeniería de las actividades de inspección, como se describe en la API 570, el más reciente período de certificación de tres años.

NOTA actividades de inspección comunes a otros documentos de inspección API (NDE, mantenimiento de registros, revisión de documentos de soldadura, etc.) pueden ser considerados aquí.

A.3.3 Una vez por otro período de recertificación (cada seis años), los inspectores que participan activamente como inspector de tuberías autorizado deberá demostrar el conocimiento de las revisiones a la API 570 que se instituyó durante los seis años anteriores. Este requisito será efectiva seis años, desde la fecha inicial de certificación del inspector. Los inspectores que no han participado activamente como inspector de tuberías autorizado dentro del período más reciente de certificación de tres años deberán certificar como se requiere en A.3.1.

Anexo B (Informativo)

Las solicitudes de Interpretaciones

B.1 Introducción

API considerará solicitudes escritas de las interpretaciones de API 570. Personal API hará que tales interpretaciones por escrito, tras consultar, en caso necesario, con los funcionarios de los comités apropiados y los miembros del comité. El comité API responsable de mantener API 570 se reúne periódicamente para examinar las solicitudes escritas de las interpretaciones y revisiones, y para desarrollar nuevos criterios según lo dictado por el desarrollo tecnológico. Las actividades del Comité a este respecto se limitan estrictamente a las interpretaciones de la última edición de API 570 o para el examen de las revisiones a API 570 sobre la base de los nuevos datos o de la tecnología.

Como cuestión de política, API no aprueba, certifica, tasa, ni aprueba cualquier artículo, la construcción, el dispositivo patentado, o actividad; y, en consecuencia, se devolverán las consultas que requieren tal consideración. Por otra parte, la API no actúa como consultor en problemas de ingeniería específicos o en la comprensión o la aplicación de la normativa general. Si, sobre la base de la información de la investigación presentada, es la opinión de la comisión que el investigador debe buscar la ingeniería o la asistencia técnica, la investigación será devuelto con la recomendación de que se obtenga dicha asistencia.

Se devolverán todas las investigaciones que no proporcionan la información necesaria para la comprensión completa.

Formato Encuesta B.2

Las preguntas deberán limitarse estrictamente a las solicitudes de interpretación de la última edición de API 570 o para el examen de las revisiones a API 570 sobre la base de nuevos datos o de la tecnología. Las consultas se presentarán en el siguiente formato:

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a) Ámbito de aplicación-La investigación se realizará con una sola materia o materias estrechamente relacionadas. Se devolverá un carta investigación sobre temas no relacionados.

b) Antecedentes-La carta solicitud deberá indicar el propósito de la investigación, que será o bien para obtener una interpretación del API 570 o proponer la consideración de una revisión de API 570. La carta deberá proporcionar de forma concisa la información necesaria para la comprensión completa de la investigación (con bocetos, según sea necesario) e incluyen referencias a la edición en su caso, de revisión, los párrafos, figuras y tablas.

c) Investigación-La investigación se hará constar en un formato de pregunta precisa y condensada, la omisión de información de antecedentes superfluo y, en su caso, compuesta de tal manera que "sí" o "no" (tal vez con salvedades) sería una respuesta adecuada. Esta declaración de investigación debe ser técnica y editorialmente correctos. El investigador deberá indicar lo que él o ella cree API 570 requiere. Si en opinión del investigador es necesaria una revisión de API 570, el investigador deberá proporcionar redacción recomendada.

Presentar la solicitud de interpretación a la solicitud de la API para el sitio web de Interpretación en: http://apiti.api.org.

Solicitud B.3 para Respuestas de interpretación

Las respuestas a la solicitud anterior para la interpretación se pueden encontrar en el sitio web del CDE en http://mycommittees.api.org/ normas / reqint / default.aspx.

Anexo C (Informativo)

Ejemplos de Reparación

Reparaciones C.1

La soldadura manual utilizando el gas de metal-arco o procesos de metal-arco protegido puede ser utilizado.

Cuando la temperatura es inferior a 50 ° F (10 ° C), los electrodos de bajo hidrógeno, AWS E-xx16 o E-XX18, se utilizarán al soldar materiales conforme a ASTM A-53, los grados A y B; A-106, Grados A y B; A-333; A-334; API 5L; y otro material similar. Estos electrodos también se deben utilizar en los grados más bajos de material cuando la temperatura del material está por debajo de (0 ° C) 32 ° F. El ingeniero de la tubería debe ser consultado para casos relacionados con diferentes materiales.

Cuando se utilizan AWS E-xx16 o E-XX18 electrodos de soldadura números 2 y 3 (ver Figura C.1), las cuentas serán depositadas por comenzar en la parte inferior del ensamblaje y la soldadura hacia arriba. El diámetro de estos electrodos no debe exceder 5/32 pulgadas (4,0 mm). Electrodos mayor que 5/32 pulgadas (4,0 mm) se pueden usar en soldadura número 1 (ver Figura C.1), pero el diámetro no debe exceder 3/16 de pulgada (4,8 mm).

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Las soldaduras longitudinales (número 1 de la Figura C.1) en el manguito de refuerzo estarán provistos de una cinta adecuada o tira suave respaldo de acero (ver nota) para evitar la fusión de la soldadura a la pared lateral de la tubería.

NOTA Si el original de la tubería a lo largo de la soldadura número 1 se ha comprobado a fondo por métodos ultrasónicos y es de espesor suficiente para la soldadura, una tira de respaldo no es necesaria.

Todos los procedimientos de reparación y soldadura para líneas de corriente se ajustarán a API 2201.

Parches Pequeño Reparación C.2

El diámetro de los electrodos no debe exceder 5/32 pulgadas (4,0 mm). Cuando la temperatura del material de base está por debajo 32 - ° F (0 ° C), se utilizarán electrodos de bajo hidrógeno. Tejido de cordones de soldadura depositados con electrodos de bajo hidrógeno debe ser evitado. Todos los procedimientos de reparación y soldadura para líneas de corriente se ajustarán a API 2201. Ejemplos: parches de reparación de pequeños se muestran a continuación en la figura C.2.

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