API 510: Inspección de Recipientes a Presión

Código de inspección de recipientes a
presión: Inspección en servicio,
clasificación, reparaciones y
alteraciones
API 510
DÉCIMA EDICIÓN, MAYO 2014
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Se deberían utilizar criterios comerciales, científicos, ingenieriles y de seguridad razonables en el empleo de la
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ingenieriles y de seguridad razonables.
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Esta publicación ha sido traducida por el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI) con el permiso del
Instituto del Petróleo de Norteamérica (API). Esta versión traducida no deberá reemplazar o sustituir a la versión en
idioma Inglés, la cual permanece como la versión oficial. API no será responsable por ningún error, discrepancia, o
mal interpretación que surjan de esta traducción. No se puede realizar ninguna traducción o reproducción
adicionales de la norma API sin el consentimiento escrito previo por parte de API.
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Preámbulo
En Diciembre de 1931 API y la American Society of Mechanical Engineers (ASME) crearon el comité conjunto
API/ASME en recipientes a presión sin fuego. Este comité fue creado para formular y preparar para su publicación
un código sobre prácticas seguras en el diseño, construcción, inspección y reparaciones de recipientes a presión a
ser usados en la industria del petróleo. Nombrado API/ASME Code for Unfired Pressure Vessels for Petroleum
Liquids and Gases (llamado comúnmente Código API/ASME para recipientes a presión sin fuego o Código
API/ASME), la primera edición del código API/ASME fue aprobada para su publicación en 1934. Desde su creación,
el código API/ASME contenía la Sección I, la cual contenía prácticas recomendadas para inspección y reparación
de recipientes, y para establecer las presiones admisibles para recipientes en servicio. La Sección I reconoció y
proporcionó bases bien fundadas para manejar varios problemas asociados con la inspección y clasificación de
recipientes sujetos a corrosión. A pesar que las disposiciones de la Sección I (como en otras partes del código
API/ASME) originalmente estuvieron destinadas a recipientes a presión instalados en las plantas de la industria del
petróleo, especialmente aquellos conteniendo gases y líquidos de petróleo, esas disposiciones en realidad fueron
consideradas como aplicables a recipientes a presión en la mayoría de los servicios. El comité ASME de calderas y
recipientes a presión adoptó casi idénticas disposiciones y las publicó como apéndices mandatorios en las
ediciones de 1950, 1952, 1956 y 1959 de la Sección VIII del Código ASME de calderas y recipientes a presión.
Luego que el código API/ASME fue discontinuado en 1956, surgieron solicitudes para la edición de la Sección I
como una publicación separada, aplicable no solamente a recipientes construidos de acuerdo con cualquier edición
del código API/ASME, sino también a recipientes construidos de acuerdo con cualquier edición de la Sección VIII
del código ASME. Tal publicación parecía necesaria para asegurar a la industria que se preservaría el rumbo hacia
prácticas uniformes de mantenimiento e inspección que había proporcionado la Sección I del código API/ASME.
API 510, cuya primera publicación fue en el año 1958, está destinado a satisfacer esta necesidad.
Los procedimientos de la Sección I de la edición de 1951 del código API/ASME, como fue enmendada en la adenda
de 16 de Marzo de 1954, han sido actualizados y revisados en API 510. La Sección I del código API/ASME
contenía referencias a ciertas disposiciones de diseño o construcción, entonces esas referencias han sido
cambiadas para remitirse a las disposiciones del código API/ASME. Desde la publicación de la edición de 1960 del
National Board Inspection Code, los principios del código API/ASME han sido también incorporados por el National
Board Inspection Code.
Es la intención de API mantener esta publicación actualizada. Todos los dueños y operadores son invitados a
informar sus experiencias en la inspección y reparación de recipientes a presión cuando tales experiencias puedan
recomendar la necesidad de revisar o expandir las prácticas establecidas en API 510.
Esta edición de API 510 reemplaza a todas las ediciones previas de API 510. Cada edición, revisión, o adenda a
este código API puede ser utilizada a partir de la fecha de emisión que se muestra en la portada de esa edición,
revisión o adenda. Cada edición, revisión, o adenda a este código API entra en vigencia seis meses luego de la
fecha de emisión para equipos reclasificados, reconstruidos, reubicados, reparados, modificados (alterados),
inspeccionados y ensayados por este código. Durante los seis meses entre la fecha de emisión de la edición,
revisión, o adenda y la entrada en vigencia, el usuario deberá indicar con cual edición, revisión, o adenda el equipo
va a ser reclasificado, reconstruido, reubicado, reparado, modificado (alterado), inspeccionado y ensayado.
Nada de lo contenido en toda publicación API debe ser interpretado como garantizando algún derecho,
implícitamente o de otra manera, para la fabricación, venta, o uso de cualquier método, aparato, o producto cubierto
por una patente. Tampoco debería interpretarse cualquier cosa contenida en esta publicación como asegurando a
alguien contra la responsabilidad por infringir patentes.
para cumplir con la especificación.
requerido para cumplir con la especificación.
iii
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Este documento fue producido bajo los procedimientos de normalización API para asegurar adecuadas
notificaciones y participación en el proceso de desarrollo y es denominado como norma API. Las consultas con
respecto a la interpretación del contenido de esta publicación o comentarios relacionados con los procedimientos
bajo los cuales fue desarrollada la publicación deberían dirigirse al Director of Standards, American Petroleum
Institute, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005. Las solicitudes de permisos para reproducir o traducir todo o
cualquier parte del material aquí publicado deberían también ser dirigidas al Director.
Generalmente, las normas API son examinadas y revisadas, confirmadas o retiradas al menos cada cinco años. Se
puede agregar a este ciclo de revisión una extensión de hasta dos años por una sola vez. Se puede verificar el
estado de la publicación en el API Standards Department, teléfono (202) 682-8000. Anualmente se publica un
catálogo de las publicaciones API, por API, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005.
Se invita a las sugerencias de revisiones, las cuales deberían ser enviadas al Standards Department, API, 1220 L
Street, NW, Washington, DC 20005, [email protected]
iv
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Contenidos
1
1.1
1.2
1.3
Alcance ...................................................................................................................................................................... 1
Aplicación General .................................................................................................................................................. 1
Aplicaciones Específicas ........................................................................................................................................ 2
Conceptos técnicos reconocidos.......................................................................................................................... 2
2
Normativa de referencia .......................................................................................................................................... 3
3 Términos, definiciones, siglas y abreviaturas ..................................................................................................... 4
3.1 Términos y definiciones.......................................................................................................................................... 4
3.2 Siglas y abreviaturas ............................................................................................................................................. 14
4
4.1
4.2
4.3
4.4
4.5
4.6
4.7
Organización de inspección del dueño/usuario ................................................................................................ 15
Responsabilidades de la organización del dueño/usuario .............................................................................. 15
Ingeniero ................................................................................................................................................................. 17
Organización reparadora ...................................................................................................................................... 17
Inspector ................................................................................................................................................................. 17
Examinadores......................................................................................................................................................... 17
Otro personal .......................................................................................................................................................... 18
Auditorías a la organización de inspección ....................................................................................................... 18
5 Prácticas de inspección, exámenes y prueba de presión ............................................................................... 19
5.1 Planes de inspección ............................................................................................................................................ 19
5.2 Inspección en basada en riesgo (RBI) ................................................................................................................ 20
5.3 Preparación para la inspección ........................................................................................................................... 22
5.4 Inspección por diferentes tipos de mecanismos de deterioro y modos de falla ......................................... 23
5.5 Tipos de inspección y monitoreo de recipientes a presión ............................................................................. 25
5.6 Posiciones de monitoreo de la condición (CMLs) ............................................................................................ 30
5.7 Métodos de monitoreo de condición .................................................................................................................. 31
5.8 Prueba de presión.................................................................................................................................................. 34
5.9 Verificación y trazabilidad de materiales............................................................................................................ 36
5.10 Inspección en servicio de juntas soldadas ..................................................................................................... 37
5.11 Inspección y reparación de juntas bridadas ................................................................................................... 37
5.12 Inspección de cuerpo y tubos de intercambiadores de calor ....................................................................... 38
6
6.1
6.2
6.3
6.4
6.5
6.6
6.7
6.8
6.9
Intervalo/frecuencia y extensión de la inspección ............................................................................................ 38
General .................................................................................................................................................................... 38
Inspección durante la instalación y cambios de servicio ................................................................................ 38
Inspección basada en el riesgo (RBI) ................................................................................................................. 39
Inspección externa ................................................................................................................................................ 39
Inspección interna, en línea y para medición de espesores ........................................................................... 40
Dispositivos de alivio de presión ........................................................................................................................ 42
Aplazamiento de la fecha límite de inspección ................................................................................................. 43
Aplazamiento de la fecha límite de recomendaciones de reparación de inspección .................................. 44
Revisión de las recomendaciones de reparación de inspección ................................................................... 44
7
7.1
7.2
7.3
7.4
7.5
7.6
7.7
7.8
Evaluación, análisis, y registro de la información de inspección .................................................................. 44
Determinación de la velocidad de corrosión ..................................................................................................... 44
Cálculo de vida remanente ................................................................................................................................... 46
Determinación de la presión máxima admisible de trabajo............................................................................. 46
Análisis FFS de zonas corroídas....................................................................................................................... 47
Evaluaciones FFS ................................................................................................................................................ 49
Determinación del espesor requerido .............................................................................................................. 50
Evaluación de equipos existentes con documentación mínima .................................................................. 50
Informes y registros ............................................................................................................................................ 51
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Contenidos
8
8.1
8.2
Reparaciones, alteraciones, y reclasificación de recipientes a presión ..................................................... 52
Reparaciones y alteraciones.............................................................................................................................. 52
Reclasificación ..................................................................................................................................................... 62
9
9.1
9.2
9.3
9.4
9.5
9.6
Reglas alternativas para recipientes a presión para E&P ............................................................................. 65
Alcance y exenciones específicas .................................................................................................................... 65
Definiciones .......................................................................................................................................................... 65
Programa de inspección..................................................................................................................................... 66
Prueba de presión ............................................................................................................................................... 70
Dispositivos de alivio de presión ...................................................................................................................... 70
Registros............................................................................................................................................................... 70
Anexo A (normativo) Excepciones del Código .......................................................................................................... 71
Anexo B (normativo) Certificación del Inspector ...................................................................................................... 73
Anexo C (informativo) Ejemplo de registro de inspección de recipientes a presión ........................................... 75
Anexo D (informativo) Ejemplo de formulario de reparación, alteración o reclasificación de recipientes a
presión ........................................................................................................................................................................... 77
Anexo E (informativo) Consultas técnicas ................................................................................................................. 79
Figuras
8.1 Reclasificación de recipientes utilizando las tensiones admisibles de la última edición o adenda del
Código ASME .................................................................................................................................................... 64
8.2 Ejemplo de placa de identificación adicional .................................................................................................. 65
Tablas
7.1 Valores del factor K1 de radio esférico ............................................................................................................ 49
8.1 Límites de calificación para espesores del metal base y depositado en el método CDW ....................... 62
vi
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Código de inspección de recipientes a presión: Inspección en servicio,
clasificación, reparaciones y alteraciones
1 Alcance
1.1 Aplicación General
1.1.1
Campo de aplicación
Este código de inspección abarca la inspección en servicio, reparaciones, alteraciones y las actividades de
reclasificación de recipientes a presión y de dispositivos de alivio de presión que protegen esos recipientes. Este
código de inspección se aplica a todos los recipientes de procesos de refinerías y plantas químicas que han sido
puestos en servicio a menos que se hallen específicamente excluidos por el punto 1.2.2. Esto incluye:
a) Recipientes construidos de acuerdo a un código de construcción aplicable. ej.: Código ASME de Calderas y
Recipientes a Presión (Código ASME);
b) Recipientes construidos sin un código de construcción (recipientes no código) - un recipiente que no ha sido
fabricado de acuerdo con un código de construcción reconocido y que no cumple con ningún estándar reconocido;
c) Recipientes construidos y aprobados como especiales por la jurisdicción, basados en la aceptación por la
jurisdicción de un diseño, fabricación, inspección, ensayos, e instalación particulares;
d) Recipientes no estándar - un recipiente fabricado de acuerdo con un código de construcción reconocido pero
que ha perdido su placa de identificación o estampado.
Sin embargo, los recipientes que han sido retirados oficialmente de servicio y abandonados en su sitio (es decir que
ya no son un activo o están registrados desde un punto de vista contable o económico) ya no están cubiertos por
este código de inspección en servicio.
El código ASME y otros códigos de construcción reconocidos están escritos para la construcción de recipientes
nuevos; sin embargo, la mayoría de los requisitos técnicos para el diseño, soldadura, NDE y materiales pueden
aplicarse a la inspección, reclasificación, reparación y alteración de recipientes a presión en servicio. Si un elemento
no está de acuerdo con el código ASME debido a su orientación a la construcción de equipos nuevos; los requisitos
de diseño, material, fabricación e inspección deberán estar de acuerdo con API 510 en lugar del código de
construcción. Si los recipientes en servicio están cubiertos por los requisitos en el código ASME y API 510 o si hay
un conflicto entre los dos códigos, los requisitos de la API 510 deberán prevalecer. Como ejemplo del propósito de
API 510, la frase "los requisitos aplicables del código de construcción" ha sido utilizada en API 510 en lugar de la
frase "de acuerdo con el código de construcción."
1.1.2 Propósito
La aplicación de este código de inspección se limita a dueños/usuarios que emplean o tienen acceso a las
siguientes personas y organizaciones técnicamente calificadas:
a) una agencia o empresa de inspección autorizada;
b) una organización o empresa de reparación;
c) un ingeniero;
d) un inspector; y,
1
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API 510
e) examinadores.
Los inspectores han de ser certificados como se indica en este código de inspección (ver Apéndice B). Puesto que
otros códigos que abarcan determinadas industrias y aplicaciones de servicio general ya existen (por ejemplo NB23), la industria de refinación y petroquímica ha desarrollado este código de inspección para satisfacer sus propios
requisitos específicos para los recipientes y dispositivos de alivio de presión que se encuadran dentro de lo
enumerado en el campo de aplicación.
El propósito de este código es el de especificar el programa de inspección en servicio y monitoreo de la condición
que se necesita para determinar la integridad de los recipientes a presión y dispositivos de alivio de presión. El
programa debería proporcionar evaluaciones razonablemente precisas y oportunas para determinar si los cambios
en la condición de equipos a presión podrían comprometer el funcionamiento continuo seguro. Los dueños/usuarios
deberán responder a cualquier resultado de inspección que requiera de acciones correctivas para garantizar el
funcionamiento seguro y continuo de los recipientes a presión y sus dispositivos de alivio de presión.
1.1.3 Limitaciones
La adopción y el uso de este código de inspección no permiten su uso en conflicto con los requisitos reglamentarios
vigentes. Sin embargo, si los requisitos de este código son más estrictos que los requisitos de la reglamentación,
los requisitos de este código deberán prevalece.
1.2 Aplicaciones específicas
1.2.1 Recipientes para exploración y producción (E&P)
Todos los recipientes a presión utilizados para los servicios de exploración y producción de petróleo (E&P) [ej.
perforación, producción, acopio, transporte, procesamiento, y tratamiento del petróleo, gas natural y agua salada
asociada (salmuera)] pueden ser inspeccionados bajo las reglas alternativas establecidas en la Sección 9. Excepto
para la Sección 6, todas las secciones de este código de inspección son aplicables a los recipientes a presión en
servicio de E&P. Las reglas alternativas de la Sección 9 se destinan a servicios que pueden ser regulados por los
controles de seguridad, derrame, emisión, o de transporte de la Guardia Costera de los EE.UU.; la Oficina de
Transporte de Materiales Peligrosos del Departamento de Transporte de EE.UU. (DOT) y otras dependencias de
DOT; el Servicio de Administración de Minerales del Departamento del Interior de EE.UU.; Agencias locales y
estatales de petróleo y gas; o cualquier otra comisión reguladora.
1.2.2 Servicios excluidos y opcionales
Los recipientes excluidos de los requerimientos específicos de este código de inspección están listados en el
Anexo A. De todos modos, cada dueño/usuario tiene la opción de incluir en su programa de inspección cualquier
recipiente a presión excluido.
Para los recipientes exceptuados de acuerdo con los criterios del Código ASME Sección VIII División 1, debería
considerarse su inclusión basándose en el riesgo (probabilidad y consecuencia de una falla) determinado por el
dueño/usuario. Un ejemplo de tales recipientes podría ser evaporadores de vacío en el servicio de refinación u otros
recipientes de grandes dimensiones operando en servicio de vacío.
1.3 Conceptos técnicos reconocidos
Para el planeamiento de la inspección y la evaluación ingenieril de recipientes a presión en servicio, este código
de inspección reconoce la aplicabilidad de las metodologías de evaluación de aptitud para el servicio (FFS) e
inspección basada en el riesgo (RBI). API 579-1/ASME FFS-1 proporciona los procedimientos de evaluación
detallados para tipos de daño específicos a los que se hace referencia en este código.
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CÓDIGO DE INSPECCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN: INSPECCIÓN EN SERVICIO, CLASIFICACIÓN, REPARACIONES Y ALTERACIONES
3
API 580 proporciona directrices para llevar a cabo un programa de evaluación basada en los riesgos. API 581
provee la metodología para implementar RBI de acuerdo con los principios de API 580.
2 Normativa de referencia
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 aplica la última edición del
documento de referencia (incluyendo cualquier modificación).
API 510 Inspector Certification Examination Body of Knowledge
API Recommended Practice 571, Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry
API Recommended Practice 572, Inspection of Pressure Vessels
API Recommended Practice 576, Inspection of Pressure-relieving Devices
API Recommended Practice 577, Welding Inspection and Metallurgy
API Recommended Practice 578, Material Verification Program for New and Existing Alloy Piping Systems
API Standard 579-1/ASME FFS-1, Fitness-For-Service
API Recommended Practice 580, Risk-Based inspection
API Recommended Practice 581, Risk-Based Inspection Methodology
API Recommended Practice 582, Welding Guidelines for the Chemical, Oil, and Gas industries
API Recommended Practice 583, Corrosion Under Insulation and Fireproofing
API Recommended Practice 584, Integrity Operating Windows
API Recommended Practice 585, Pressure Equipment Integrity Incident Investigations
API Recommended Practice 939-C, Guidelines for Avoiding Sulfidation (Sulfidic) Corrosion Failures in Oil Refineries
API Recommended Practice 941, Steels for Hydrogen Service at Elevated Temperatures and Pressures in
Petroleum Refineries and Petrochemical Plants
API Recommended Practice 2201, Safe Hot Tapping Practices for the Petroleum and Petrochemical Industries
1
ASME PCC-1 Guidelines for Pressure Boundary Bolted Flange Joint Assembly
ASME PCC-2, Repair of Pressure Equipment and Piping
ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section II. Materials
ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section V. Nondestructive Examination
ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII. Rules for Construction of Pressure Vessels, Division 1
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4
API 510
ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII. Rules for Construction of Pressure Vessels, Division 2.
Alternative Rules
ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section IX. Welding and Brazing Qualifications
2
ASNT CP-189 , Standard for Qualification and Certification of Nondestructive Testing Personnel
ASNT SNT-TC-1A, Personnel Qualification and Certification in Nondestructive Testing
3
NACE MR0103 , Materials Resistant to Sulfide Stress Cracking in Corrosive Petroleum Refining Environments
NACE SP0170, Protection of Austenitic Stainless Steels and Other Austenitic Alloys from Polythionic Acid Stress
Corrosion Cracking During Shutdown of Refinery Equipment
NACE SP0472, Methods and Controls to Prevent In-service Environmental Cracking of Carbon Steel Weldments in
Corrosive Petroleum Refining Environments
4
National Board NB-23 , National Board Inspection Code
5
OSHA 29 CFR Part 1910 Occupational Safety and Health Standards
6
WRC Bulletin 412 Challenges and Solutions in Repair Welding for Power and Processing Plants
________
1
ASME International, 3 Park Avenue, Nueva York, NY 10016-5990, www.asme.org
The American Society for Nondestructive Testing, 1711 Arlingate Lane, Columbus Ohio 43228-0518, www.asnt.org.
3
NACE International (anteriormente the National Association of Corrosion Engineers), 440 South Creek Drive, Houston, Texas
77084, www.nace.org.
4
The National Board of Boiler and Pressure Vessel Inspectors, 1055 Crupper Avenue, Columbus, Ohio 43229,
www.nationalboard.org.
5
0ccupational Safety and Health Administration, 200 Constitution Avenue, NW, Washington, DC 20210, www.osha.gov
6
Welding Research Council, P.O. Box 201547, Shaker Heights, Ohio 44120, www.forengineers.org.
2
3
3.1
Términos, definiciones, siglas y abreviaturas
Términos y definiciones
A los efectos de este Código, se aplicarán las siguientes definiciones.
3.1.1
alteración
Un cambio físico en cualquier componente que tenga implicaciones de diseño que afecten a la capacidad de
contener presión de un recipiente a presión más allá del alcance descrito en los reportes de datos existentes. Lo
siguiente no debe considerarse alteración: todo reemplazo o duplicación, la adición de cualquier boquilla reforzada
menor o igual en tamaño a boquillas reforzadas existentes, y el agregado de boquillas que no requieren refuerzo.
3.1.2
código de construcción aplicable
El código, la sección del código, u otro estándar de ingeniería reconocido y generalmente aceptado, o práctica con
la cual el recipiente a presión fue construido o que se considera por parte del dueño/usuario o el ingeniero que es lo
más apropiado para la situación.
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CÓDIGO DE INSPECCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN: INSPECCIÓN EN SERVICIO, CLASIFICACIÓN, REPARACIONES Y ALTERACIONES
5
3.1.3
autorización
Es la aprobación/acuerdo para realizar una actividad específica (ej. una reparación) antes de la actividad que sea
realizada.
3.1.4
Agencia de Inspección Autorizada
Cualquiera de las siguientes:
a) La organización de inspección de la jurisdicción en la que se utiliza el recipiente a presión;
b) La organización de inspección de una compañía de seguros con licencia o registrada para asegurar
recipientes a presión;
c) La organización de inspección de un dueño o usuario de los recipientes a presión que mantiene una
organización de inspección para sus equipos y no para los recipientes destinados a la venta o reventa; o
d) Una organización independiente o un individuo que está bajo el control y dirección de un dueño/usuario y que
es reconocida o de otra manera no prohibida por la jurisdicción en la que se utiliza el recipiente a presión. El
programa de inspección del dueño/usuario deberá proporcionar los controles que son necesarios cuando se
utilizan inspectores contratados.
3.1.5
inspector autorizado de recipientes a presión
Un empleado de una agencia de inspección autorizada el cual está calificado y certificado para realizar
en API 510, se refiere a un inspector autorizado de recipientes a presión.
3.1.6
posiciones de monitoreo de condición
CMLs
Zonas designadas en recipientes a presión, donde se llevan a cabo exámenes externos periódicos con la
finalidad de evaluar la condición del recipiente. Las CMLs pueden contener uno o más puntos de examen y
utilizar múltiples técnicas de inspección basadas en el mecanismo de daño previsto para tener la más alta
probabilidad de detección. CMLs puede ser una sola área pequeña en un recipiente a presión (ejemplo: un área
de diámetro 2 in. o un plano a través de la sección de una boquilla con puntos de registro en los cuatro
cuadrantes del plano).
NOTA Los CMLs ahora incluyen pero no se limitan a lo que anteriormente se llamaba TMLS.
3.1.7
código de construcción
Es el código o estándar por el cual un recipiente fue construido originalmente, tal como API/ASME (no vigente),
Código ASME, API, o un código especial del estado/no ASME o cualquier otro código de construcción con el cual
se construyó el recipiente.
3.1.8
soldadura de deposición controlada
CDW
Cualquier técnica de soldadura utilizada para obtener el refinamiento controlado de grano y revenido de la zona
afectada por el calor subyacente en el metal base. Están incluidas varias técnicas de deposición controlada, tales
como cordón revenido y media capa (que requiere la eliminación de la mitad de la primera capa). Ver 8.1.7.4.3.
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6
API 510
3.1.9
margen por corrosión
Espesor de material adicional disponible para permitir la pérdida de metal durante la vida útil del
componente del recipiente.
3.1.10
velocidad de corrosión
La velocidad de pérdida de metal por erosión, erosión/corrosión, o la(s) reacción(es) químicas con el medio, ya sea
interno y/o externo.
3.1.11
especialista en corrosión
Una persona, aceptada para el dueño/usuario, que tiene conocimientos y experiencia en mecanismos de daño por
corrosión, metalurgia, selección de materiales y técnicas de monitoreo de corrosión.
3.1.12
corrosión bajo aislación
CUI
Se refiere a todas las formas de corrosión bajo aislación incluyendo el agrietamiento y corrosión bajo tensión y la
corrosión bajo protección contra incendios.
3.1.13
servicio cíclico
Se refiere a las condiciones de servicio que pueden producir daño por fatiga debido a cargas cíclicas debidas a la
presión, térmicas, y cargas mecánicas que no son inducidas por la presión. Otras cargas cíclicas asociadas con
vibraciones pueden surgir a partir de fuentes tales como el impacto, vórtices de flujo turbulento, resonancia en los
compresores, viento, o cualquier combinación de los mismos. Ver 5.4.4. Algunos ejemplos de recipientes en
servicio cíclico incluyen tambor de coque, tamiz molecular, y adsorbedor por cambio de presión.
3.1.14
mecanismo de daño
Cualquier tipo de deterioro encontrado en la industria de procesos de refinamiento y químicos que puede dar lugar
a discontinuidades/defectos que pueden afectar a la integridad de los recipientes (ej. corrosión, fisuración, erosión,
abolladuras y otros impactos mecánicos, físicos o químicos). Ver API 571 para obtener una lista detallada y
descripción de los mecanismos de daño.
3.1.15
defecto
Una discontinuidad, cuyo tipo o tamaño, excede los criterios de aceptación aplicables y es por lo tanto causa de
rechazo.
3.1.16
temperatura de diseño
La temperatura utilizada en el diseño del recipiente a presión definida en el código de construcción aplicable.
3.1.17
documentación
Registros que contienen descripciones de diseño específico del recipiente, capacitación de personal, planes de
inspección, resultados de la inspección, ensayos no destructivos, reparación, alteración, reclasificación y pruebas
de presión, las evaluaciones FFS, los procedimientos para llevar a cabo estas actividades, o cualquier otra
información pertinente para el mantenimiento de la integridad y fiabilidad de recipientes.
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3.1.18
ingeniero
Ingeniero de recipientes a presión.
3.1.19
punto de examen
punto de registro
punto de medición
punto de ensayo [punto de ensayo es un término que ya no se utiliza debido a que ensayo se refiere a ensayos
mecánicos o físicos (ej. ensayos de tracción o pruebas de presión)]
Un área en una CML definida por un círculo con un diámetro no mayor de 3 in. (75 mm) para recipientes a presión.
CMLs pueden contener múltiples puntos de examen, por ejemplo, una boquilla de recipiente puede ser un CML y
tener múltiples puntos de examen (ej. un punto de inspección en los cuatro cuadrantes de la CML de una boquilla).
3.1.20
exámenes
Las funciones de control de calidad (QC) realizadas por los examinadores (ej. NDEs de acuerdo con los
procedimientos aprobados NDE).
3.1.21
examinador
Una persona que asiste al inspector realizando exámenes no destructivos (NDE) específicos sobre componentes
del recipiente a presión y que evalúa de acuerdo a los criterios de aceptación, pero no evalúa los resultados de los
exámenes de acuerdo con API 510, a menos que esté específicamente capacitado y autorizado para ello por el
dueño/usuario.
3.1.22
inspección externa
Una inspección visual realizada desde el exterior de un recipiente a presión para encontrar condiciones que pueden
afectar la capacidad del recipiente para mantener la integridad en cuanto a la presión o condiciones que
comprometen la integridad de las estructuras de soporte (ej. escaleras, plataformas, soportes). La inspección
externa se puede realizar ya sea mientras el recipiente se encuentra operando o mientras el recipiente está fuera
de servicio o puede ser realizada al mismo tiempo que una inspección en línea.
3.1.23
evaluación de aptitud para el servicio (FFS)
Una metodología por la cual defectos y otras condiciones de deterioro/daños o condiciones de operación de un
recipiente a presión son evaluadas para determinar la integridad del mismo para servicio continuo.
3.1.24
corrosión generalizada
Es la corrosión que se distribuye más o menos uniformemente sobre la superficie del metal, opuesto a la corrosión
localizada.
3.1.25
zona afectada por el calor
La porción del metal de base cuya propiedades mecánicas o microestructura han sido alteradas por el calor de la
soldadura o del corte por medios térmicos.
3.1.26
punto de control
Un punto en el proceso de reparación o alteración más allá del cual no se podrá continuar el trabajo hasta que la
inspección requerida o el NDE hayan sido realizados y documentados.
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8
API 510
3.1.27
imperfecciones
Son fallas u otras discontinuidades observadas durante la inspección que pueden o no superar los criterios de
aceptación aplicables.
3.1.28
indicaciones
Una respuesta o evidencia resultante de la aplicación de un examen no destructivo que puede ser no relevante, o
que pueden considerarse discontinuidades o defectos tras un análisis posterior.
3.1.29
examinador industrial calificado para ultrasonidos con haz angular
Una persona que posea una calificación de API (ejemplo: API-QUTE/QUSE Detection and Sizing Tests) en
ultrasonidos (UT) con haz angular, o una calificación equivalente aprobada por el dueño/usuario.
NOTA: se definen reglas de equivalencia en la página web de API ICP.
3.1.30
en servicio
Designa un recipiente a presión que se ha puesto en operación, lo opuesto a recipientes de construcción nueva
antes de ser puestos en operación o recipientes dados de baja. Un recipiente a presión que no está en operación
debido a una parada en el proceso se considera un recipiente a presión en servicio.
NOTA No incluye recipientes a presión que aún están en construcción o en transporte hacia el sitio donde se pondrá en servicio
o los recipientes a presión que han sido retirados de servicio. Se incluyen recipientes a presión que están temporalmente fuera
de servicio, pero todavía montados en un sitio de trabajo. Una etapa en la vida de un recipiente entre la instalación y su retiro de
servicio.
3.1.31
inspección en servicio
Todas las actividades de inspección asociadas con un recipiente a presión una vez que se ha puesto en servicio
y antes de que este sea retirado permanentemente del servicio.
3.1.32
inspección
La evaluación externa, interna o en línea (o cualquier combinación de las tres) de la condición de recipientes a
presión por el inspector autorizado o su personal designado de acuerdo con este código.
3.1.33
código de inspección
Una referencia al código API 510.
3.1.34
aplazamiento de la inspección
Un proceso de trabajo documentado usando evaluación del riesgo para postergar, por un período de tiempo
determinado más allá de la fecha establecida, una inspección. Ver 6.7.
3.1.35
plan de inspección
Una estrategia que define cómo y cuándo un recipiente a presión o un dispositivo de alivio de presión serán
inspeccionados, reparados y/o mantenidos. Ver 5.1.
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9
3.1.36
inspector
Es el título abreviado para un inspector autorizado de recipientes a presión calificado y certificado de acuerdo
con este código.
3.1.37
ventana operativa de integridad
IOW
Establece los límites para las variables de proceso (parámetros) que pueden afectar la integridad del equipo si la
operación del proceso se desvía de los límites establecidos para una cantidad de tiempo predeterminada. Ver
4.1.4.
3.1.38
inspección interna
Una inspección realizada desde el interior de un recipiente a presión utilizando técnicas visuales y/o NDE.
3.1.39
jurisdicción
Una dependencia del gobierno legalmente constituida que puede adoptar reglas relacionadas con recipientes a
presión.
3.1.40
corrosión localizada
Corrosión que en gran medida está confinada a un área limitada de la superficie del metal de un recipiente a
presión.
3.1.41
reparación mayor
Cualquier trabajo no considerado una alteración en el cual se remueve y se reemplaza una parte importante de
los límites de presión que no es una conexión (ej. reemplazo de parte del cuerpo o reemplazo de un cabezal). Si
alguno de los resultados del trabajo de reparación resulta en un cambio en la temperatura de diseño, la
temperatura mínima permitida (MAT), o la presión máxima admisible de trabajo (MAWP), el trabajo deberá ser
considerado una alteración y se deberán cumplir los requerimientos de reclasificación.
3.1.42
gestión de cambios
MOC
Un sistema de gestión documentado para la revisión y aprobación de los cambios (tanto físicos como de
proceso) en recipientes a presión antes de la implementación del cambio. El proceso de MOC incluye la
participación del personal de inspección el cual puede ser necesario para alterar los planes de inspección como
resultado del cambio.
3.1.43
reporte de datos del fabricante
Un documento que contiene datos e información del fabricante del recipiente a presión que certifica que los
materiales de construcción del recipiente cumplen con ciertos requisitos de propiedades de los materiales,
tolerancias, etc., y que están de acuerdo con las normas especificadas.
3.1.44
presión máxima admisible de trabajo
MAWP
Es la presión manométrica máxima permitida en la parte superior de un recipiente a presión en su posición de
operación para una temperatura determinada. Esta presión se basa en cálculos utilizando el espesor mínimo (o
promedio en áreas con picaduras) para todos los elementos críticos del recipiente, (sin considerar el espesor
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API 510
destinado para corrosión) y ajustada por las cargas aplicables de presión hidrostática y las distintas a la presión,
(ejemplo: viento, sismos, etc.). MAWP puede referirse ya sea al diseño original o una MAWP reclasificada
obtenida a través de una evaluación de FFS.
3.1.45
temperatura mínima de diseño del metal/temperatura mínima admisible
MDMT/MAT
La temperatura más baja permitida del metal para un material dado a un espesor especificado basada en su
resistencia a la fractura frágil. En el caso de MAT, puede ser una sola temperatura, o un rango temperaturas de
operación como función de la presión. Es generalmente la temperatura más baja a la cual una carga significativa
puede ser aplicada a un recipiente a presión según se define en el código de construcción aplicable (ejemplo:
Código ASME, Sección VIII: División 1, párrafo UG-20(b)). Podría también ser obtenida a través de una
evaluación FFS.
3.1.46
límite de no presión
Componentes del recipiente que no contienen la presión del proceso (ej. bandejas, anillos de bandejas, tuberías
de distribución, deflectores, anillos de soporte de aislación no utilizados como rigidizadores, clips, pescantes,
etc.).
3.1.47
en línea
Una condición en la que un recipiente a presión no ha sido preparado para una inspección interna. Ver
inspección en línea.
3.1.48
inspección en línea
Una inspección realizada desde el exterior de un recipiente a presión mientras está en funcionamiento usando
procedimientos NDE para establecer la aptitud de los límites de presión para su operación continua.
3.1.49
inspecciones vencidas
Las inspecciones a los recipientes en servicio que todavía están en operación, que no se han realizado en las
fechas límite documentadas en el plan de inspección, y que no han sido postergadas por un proceso de
aplazamiento documentado. Ver 6.7.
3.1.50
recomendaciones para inspecciones vencidas
Recomendaciones para la reparación o para otros fines de integridad mecánica de recipientes que aún están en
funcionamiento que no han sido completadas en las fechas límite documentadas, que no han sido postergadas
por un proceso de aplazamiento documentado. Ver 6.8.
3.1.51
dueño/usuario
Un dueño/usuario de recipientes a presión que ejerce el control sobre la operación, ingeniería, inspección,
reparación, alteración, pruebas de presión y la reclasificación de esos recipientes a presión.
3.1.52
placas de revestimiento
Placas de metal que son soldadas en la parte interior de la pared del recipiente con el propósito de proteger el
material original de la interacción con los fluidos del proceso. Normalmente, las placas son de una aleación más
resistente a la corrosión o a la erosión que la pared del recipiente y proporcionan resistencia adicional a la
corrosión/erosión. En algunos casos, se utilizan placas de un material de construcción similar a la pared del
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recipiente para periodos de funcionamiento específicos en los que las tasas de corrosión y/o erosión son
predecibles.
3.1.53
tratamiento térmico posterior a la soldadura
PWHT
El tratamiento que consiste en calentar una soldadura completa o un recipiente a una temperatura elevada
especificada después de completar la soldadura con el fin de aliviar los efectos perjudiciales del calor de la
soldadura, tal como reducir las tensiones residuales, reducir la dureza, estabilizar químicamente y/o modificar
ligeramente las propiedades.
3.1.54
límite de presión
La porción del recipiente a presión que contiene los elementos que retienen la presión, unidos o ensamblados
para formar un recipiente estanco a la presión y que contiene un fluido (ej. típicamente el cuerpo, los cabezales,
y las conexiones, excluyendo elementos tales como soportes, faldones, clips, etc., que no retienen la presión).
3.1.55
prueba de presión
Una prueba realizada en los recipientes a presión que han estado en servicio y que han sufrido una alteración o
una reparación en sus límites de presión con el fin de demostrar que los componentes de presión todavía
cumplen con el código de construcción original. La prueba de presión puede ser hidrostática, neumática, o una
combinación de ellas. Las pruebas de presión a presiones menores a la especificada en los códigos de
construcción realizadas para determinar si hay fugas en el sistema son mencionadas generalmente como
pruebas de hermeticidad.
3.1.56
recipiente a presión
Un contenedor diseñado para soportar presión interna o externa. Esta presión puede ser establecida por una
fuente externa, por la aplicación de calor desde una fuente directa o indirecta, o por cualquier combinación de
éstos. Esta definición incluye intercambiadores de calor, enfriadores de aire, generadores de vapor sin fuego
(calderas) y otros recipientes de generación de vapor que utilizan el calor de la operación o del proceso u otra
fuente de calor indirecto. (Los límites específicos y las excepciones de los equipos cubiertos por este código de
inspección se dan en la Sección 1 y en el Anexo A)
3.1.57
ingeniero de recipientes a presión
Una persona aceptada para el dueño/usuario que tiene los conocimientos y la experiencia en las disciplinas de
ingeniería relacionadas con la evaluación de las características mecánicas y de materiales que afectan la
integridad y confiabilidad de los recipientes a presión. El ingeniero de recipientes a presión, consultando con los
especialistas adecuados, debería considerarse como una mezcla de todas las entidades necesarias para evaluar
correctamente los requisitos técnicos. Siempre que se utiliza el término "ingeniero" en este código, se refiere a un
ingeniero de recipientes a presión.
3.1.58
procedimiento
Un documento que especifica o describe cómo una actividad se va a realizar. Puede incluir métodos a ser
empleados, equipos o materiales a utilizar, las calificaciones del personal involucrado y la secuencia de trabajo.
3.1.59
aseguramiento de la calidad
Todas las acciones planificadas, sistemáticas y preventivas necesarias para determinar que los materiales, los
equipos o los servicios cumplirán con los requisitos especificados de manera que el equipo funcione de manera
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API 510
satisfactoria en servicio. Los contenidos de un manual de Aseguramiento de la Calidad de inspección se
describen en el punto 4.1.2.
3.1.60
control de calidad
QC
Aquellas actividades físicas que se realizan para comprobar el cumplimiento de las especificaciones del plan de
control de calidad.
3.1.61
reparación
El trabajo necesario para restaurar un recipiente a una condición adecuada para un funcionamiento seguro en las
condiciones de diseño. Si alguno de los trabajos de reparación resulta en un cambio en la temperatura de diseño,
en la MDMT o en la MAWP, el trabajo se deberá considerar una alteración y los requerimientos para
reclasificación deberán ser satisfechos. Cualquier operación de soldadura, corte o amolado en un componente
que contiene presión que no es considerada una alteración, se considera como una reparación.
3.1.62
organización reparadora
Cualquiera de las siguientes que realiza reparaciones de acuerdo con este código de inspección:
a) el poseedor de un certificado de autorización ASME válido que autoriza el uso apropiado de la estampa del
símbolo del código ASME;
b) el poseedor de un certificado de otro código reconocido que autoriza el uso apropiado de la estampa del
símbolo del código;
c) el poseedor de una estampa-R válida expedida por el National Board para reparación de recipientes a presión;
d) el poseedor de una estampa-VR válida expedida por el National Board para reparación y mantenimiento de
válvulas de alivio;
e) un dueño o usuario de recipientes a presión y/o válvulas de alivio que repara su propio equipo de acuerdo con
este código;
f) un contratista cuyas calificaciones son aceptables para el dueño o usuario de recipientes a presión;
g) un individuo u organización que está autorizado por la jurisdicción legal para reparar recipientes a presión o
hacer mantenimiento de dispositivos de alivio de presión.
3.1.63
espesor requerido
El espesor mínimo sin el margen por corrosión para cada elemento de un recipiente a presión basado en los
cálculos apropiados de diseño y la tensión admisible, considerando cargas de presión, mecánicas y
estructurales. Alternativamente, el espesor requerido puede re-evaluarse y ser revisado utilizando un análisis de
aptitud del servicio de acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1.
3.1.64
reclasificación
Un cambio ya sea en el la temperatura nominal de diseño, la MDMT o la MAWP de un recipiente. La temperatura
de diseño y la MAWP de un recipiente pueden ser aumentadas o disminuidas debido a una reclasificación. La
reducción (derating) por debajo de las condiciones originales de diseño es una forma permitida para propor cionar
un margen por corrosión adicional.
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3.1.65
inspección basada en riesgo
RBI
Un proceso de evaluación y gestión de riesgos que tiene en cuenta la probabilidad y la consecuencia de una falla
debida al deterioro del material, y que está enfocado en la planificación de la inspección para evitar la pérdida de
la contención de los equipos a presión en las instalaciones de procesos debida a dicho deterioro del material .
Estos riesgos son gestionados principalmente a través de la inspección con el fin de incidir en la probabilidad de
falla pero también pueden ser gestionados a través de varios métodos distintos para controlar la probabilidad y
consecuencia de una falla.
3.1.66
examen no destructivo de barrido
Métodos de examen diseñados para encontrar las zonas con menor espesor o todos los defectos en un área
específica de un recipiente a presión, tales como el perfil radiográfico de boquillas, técnicas de barrido (scan)
ultrasónicas, y/o otra técnica de examen no destructivo adecuado (NDE) que revele el alcance y la extensión de
la corrosión localizada u otro deterioro cambio.
3.1.67
mismo servicio o similar
Una designación en la que dos o más recipientes a presión se instalan en paralelo, con servicios comparables o
idénticos, y su proceso y las condiciones del medio han sido constantes durante un período de años sobre la
base de criterios de inspección que evaluaron que los mecanismos y las velocidades de deterioro sean
semejantes.
EJEMPLO 1 Servicio en paralelo: Un proceso o parte de un proceso conectado en paralelo que tiene una configuración
comparable con similitudes análogas y reconocidas fácilmente.
EJEMPLO 2 Servicio idéntico: Una designación donde hay acuerdo en que la configuración, el proceso y régimen de
funcionamiento, la metalurgia, y las condiciones del medio son todos iguales, de manera que se espera que las
características de degradación sean las mismas.
3.1.68
banda de revestimiento
Bandas de placas metálicas que son soldadas a la parte interior de la pared del recipiente con el propósito de
proteger el material original de la interacción con los fluidos del proceso. Normalmente, las bandas son de
aleaciones más resistentes a la corrosión o a la erosión que la pared del recipiente y proveen una resistencia
adicional a la corrosión/erosión. Es similar a las placas de revestimiento, excepto porque se utilizan bandas
angostas en lugar de placas más grandes.
3.1.69
fragilización térmica
La reducción en la tenacidad debido a un cambio metalúrgico que puede ocurrir en algunos aceros d e baja
aleación (ejemplo: 2 ¼ Cr- 1 Mo) como resultado de la exposición por tiempo prolongado en rangos de
temperatura de aproximadamente 650°F a 1100°F (345°C a 595°C).
3.1.70
reparaciones temporales
Reparaciones hechas a los recipientes a presión para restaurar la integridad suficiente para continuar operando
de manera segura, hasta que se realicen las reparaciones permanentes. Ver 8.1.6.1.1.
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API 510
3.1.71
ensayos
En este documento, ensayos generalmente se refiere ya sea a las pruebas de presión, sean estas hidrostáticas,
neumáticas o una combinación hidrostática/neumática, o a los ensayos mecánicos para determinar datos tales
como dureza del material, resistencia y tenacidad. Ensayos, sin embargo, no se refiere a NDE usando técnicas
tales como examen por líquidos penetrantes (PT), examen por partículas magnéticas (MT), examen por
ultrasonidos (UT), examen radiográfico (RT), etc.
3.1.72
prueba de estanqueidad
Una prueba de presión que se lleva a cabo en recipientes a presión después de las actividades de
mantenimiento o reparación para demostrar que el equipo está libre de fugas y que se realiza a una presión de
prueba determinada por el dueño/usuario la cual no es mayor que la MAWP.
3.1.73
temperatura de transición
La temperatura a la que un material cambia su comportamiento de dúctil a frágil.
3.2
Siglas y abreviaturas
A los efectos de este código, se aplican las siguientes siglas y abreviaturas.
Código ASME
CML
CDW
CUI
E&P
ET
FFS
GMAW
GTAW
IOW
MAT
MAWP
MDMT
MOC
MT
NDE
PMI
PT
PWHT
QA
QC
RBI
RT
SMAW
UT
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Código ASME de calderas y recipientes a presión, incluyendo sus adendas y casos código
posición de monitoreo de la condición
soldadura de deposición controlada
corrosión bajo aislación
exploración y producción
examen por corrientes inducidas
aptitud para el servicio
soldadura de arco con electrodo metálico y protección gaseosa
soldadura de arco con electrodo de tungsteno y protección gaseosa
ventana operativa de integridad
temperatura mínima admisible
presión máxima admisible de trabajo
temperatura mínima de diseño del metal
gestión de cambios
examen por partículas magnetizables
examen no destructivo
identificación positiva de material
examen por líquidos penetrantes
tratamiento térmico posterior a la soldadura
aseguramiento de la calidad
control de calidad
inspección basada en el riesgo
examen radiográfico
soldadura de arco con electrodo revestido
examen por ultrasonidos
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4
15
Organización de inspección del dueño/usuario
4.1
4.1.1
Responsabilidades de la organización del dueño/usuario
General
Un dueño/usuario de recipientes a presión deberá ejercer el control del programa de inspección de los recipientes a
presión y los dispositivos de alivio de presión, de las frecuencias de inspección y mantenimiento, y es responsable
del funcionamiento de una agencia de inspección autorizada de acuerdo con lo establecido en este código. La
organización de inspección del dueño/usuario deberá además controlar las actividades relacionadas con la
clasificación, reparaciones, alteraciones y evaluaciones de ingeniería de sus recipientes a presión y dispositivos de
alivio.
4.1.1
Sistemas y procedimientos del dueño/usuario
Una organización del dueño/usuario es responsable de desarrollar, documentar, implementar, ejecutar, y evaluar
los sistemas de inspección de los recipientes a presión y los dispositivos de alivio de presión, y los sistemas de
inspección/reparación y procedimientos que cumplen con este código de inspección. Estos sistemas y
procedimientos estarán contenidos y mantenidos en un sistema de gestión de la calidad de la inspección/reparación
y deberá incluir por lo menos lo siguiente:
a) Organización y estructura para el personal de inspección.
b) Documentación de los procedimientos QA de inspección.
c) Documentación e informe de los resultados de inspecciones y ensayos.
d) Desarrollo y documentación de los planes de inspección.
e) Desarrollo y documentación de las evaluaciones basadas en riesgo aplicadas a las actividades de inspección.
f) Establecimiento y documentación de los intervalos de inspección adecuados.
g) Acciones correctivas para los resultados de las inspecciones y ensayos.
h) Auditoría interna para el cumplimiento con el manual QA de inspección.
i) Revisión y aprobación de los planos, cálculos de diseño, evaluaciones de ingeniería, y especificaciones para las
reparaciones, alteraciones y reclasificaciones.
j) Asegurar el cumplimiento continuo de todos los requisitos de la jurisdicción para la inspección, reparaciones,
alteraciones, y reclasificación de los recipientes a presión.
k)n Informar al inspector sobre todo cambio del proceso u otras condiciones que puedan afectar la integridad del
recipiente a presión.
l) Requisitos de entrenamiento para el personal de inspección en relación con las herramientas de inspección,
técnicas y conocimientos técnicos básicos.
m) Controles necesarios para que se utilicen solamente soldadores y procedimientos calificados en todas las
reparaciones y alteraciones.
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API 510
n) Controles necesarios para que todas las reparaciones y alteraciones sean realizadas de acuerdo con este código
de inspección y las especificaciones aplicables.
o) Controles necesarios para que se utilice únicamente personal y procedimientos NDE calificados.
p) Controles necesarios a fin de que en las reparaciones y alteraciones sólo se utilicen materiales que cumplan con
el código de construcción aplicable.
q) Controles necesarios para que todas las mediciones en la inspección, NDE y equipos de ensayos estén
debidamente mantenidos y calibrados.
r) Controles necesarios para que el trabajo de organizaciones contratistas de inspección o reparación cumplan con
los mismos requisitos que los de la organización del dueño/usuario.
s) Requisitos de auditoría interna para el sistema de control de calidad de los dispositivos de alivio de presión.
t) Controles necesarios para garantizar que los inspectores tengan la agudeza visual necesaria para llevar a cabo
sus tareas de inspección asignadas.
La gerencia deberá tener requisitos apropiados y procedimientos de trabajo que aseguren que los inspectores
tengan un examen de la vista anual para verificar que son capaces de leer las letras estándar J-1 en las cartillas
estándar de prueba Jaeger para visión cercana.
4.1.3
Gestión de cambios (MOC)
El dueño/usuario es responsable de la implementación y ejecución de un procedimiento MOC efectivo que revise y
controle los cambios en el proceso y en los equipos. Un proceso de revisión MOC eficaz es vital para el éxito de
cualquier programa de gestión de integridad de recipientes a presión ya que permite al grupo de inspección
1) ser capaz de abordar las cuestiones relativas a la idoneidad del diseño de recipientes a presión y la condición
actual de los cambios propuestos,
2) anticipar los cambios en la corrosión u otro tipo de daños, y
3) actualizar el plan de inspección y los registros para tener en cuenta esos cambios.
Cuando la integridad de los recipientes a presión puede verse afectada, el procedimiento de MOC deberá incluir la
inspección apropiada, materiales/corrosión, y la experiencia en ingeniería mecánica y conocimientos con el fin de
identificar eficazmente los problemas de diseño de equipos a presión y prever cuales cambios podrían afectar la
integridad del recipiente a presión. El grupo de inspección deberá estar involucrado en el procedimiento de
aprobación de los cambios que puedan afectar a la integridad de recipientes a presión. Los cambios en los equipos
o el proceso se deberán incluir en el procedimiento MOC para asegurar su efectividad.
4.1.3
Ventana operativa de integridad (IOWs)
El dueño/usuario debería implementar y mantener un programa efectivo para la creación, implementación y
seguimiento de las ventanas operativas de integridad. Las IOWs se implementan para evitar superar los parámetros
de proceso que pueden tener un impacto no previsto en la integridad de los equipos a presión. Los planes y los
intervalos de inspección futuros se han basado históricamente en la velocidad de corrosión medida previamente
como resultado de las condiciones de operación anteriores. Sin un IOW y un programa de control de procesos
efectivo, a menudo no hay advertencia de condiciones de operación cambiantes que puedan afectar a la integridad
de los equipos o la validación del plan de inspección actual. Las desviaciones y los cambios en las tendencias
dentro de los límites establecidos de la IOW deberían motivar la atención del personal de inspección/ingeniería de
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17
manera que ellos puedan modificar o crear nuevos planes de inspección dependiendo de cuanto se hayan
superado los parámetros de proceso.
Las IOWs deberían establecerse para los parámetros de proceso (tanto físicos como químicos) que puedan afectar
la integridad de los equipos si no se controlan adecuadamente. Ejemplos de los parámetros del proceso incluyen
temperaturas, presiones, velocidades de fluido, pH, caudales, químicas o velocidades de inyección de agua,
concentración de componentes corrosivos, composición química, etc. Los IOWs para los parámetros clave del
proceso pueden tener establecidos tanto los límites superior como inferior, según sea necesario. También se debe
proporcionar especial atención al monitoreo de IOWs durante arranques, paradas y alteraciones significativas en el
proceso. Ver API 584 para obtener más información en temas que pueden ayudar en el desarrollo de un programa
de IOW.
4.2 Ingeniero
El ingeniero es responsable frente al dueño/usuario de las actividades relacionadas con el diseño, revisión de
ingeniería, análisis o evaluación de los recipientes sometidos a presión y dispositivos de alivio de presión como se
indica en el presente código de inspección.
4.3 Organización reparadora
La organización reparadora es responsable frente al dueño/usuario y deberá proporcionar los materiales, equipos,
control de calidad y mano de obra necesarias para mantener y reparar los recipientes y los dispositivos de alivio de
presión de acuerdo con los requerimientos de este código de inspección. Ver definición de organización reparadora
en 3.1.62.
4.4 Inspector
El inspector es responsable ante el dueño/usuario para asegurar que la inspección, los NDE, y las pruebas de
presión cumplen con los requerimientos del código API 510. El inspector deberá participar directamente en las
actividades de inspección, especialmente en las inspecciones visuales, las cuales en la mayoría de los casos
requerirán actividades de campo, para asegurar que se siguen los procedimientos y planes de inspección, pero
puede ser asistido en la realización de las inspecciones por otras personas apropiadamente entrenadas y
capacitadas que no sean inspectores (ej. examinadores o personal operativo). Sin embargo, todos los resultados de
los NDE deberán ser evaluados y aceptados por el inspector quien luego realizará recomendaciones adecuadas
para reparaciones, reemplazos o aptitud para el servicio continuo. Los inspectores deberán estar certificados de
acuerdo con las disposiciones del Anexo B. El inspector puede ser un empleado del dueño/usuario o ser contratado
por el dueño/usuario.
4.5 Examinadores
4.5.1 El examinador deberá realizar los NDE de acuerdo con los requisitos del trabajo, los procedimientos NDE, y
a las especificaciones del dueño/usuario.
4.5.2 El examinador no necesita certificación como inspector API 510 y no tiene que ser un empleado del
dueño/usuario. El examinador sí necesita estar capacitado y ser competente en los procedimientos de los NDE que
estén siendo usados y puede ser requerido, por el dueño/usuario que demuestre su competencia teniendo una
certificación en esos procedimientos. Ejemplos de certificaciones que pueden ser requeridas incluyen ASNT SNTTC-1A, ASNT CP-189, CGSB, y AWS QC1. Los inspectores que llevan a cabo sus propios exámenes con técnicas
NDE también deberán estar apropiadamente calificados de acuerdo con los requisitos del dueño/usuario.
4.5.3 El empleador del examinador deberá mantener registros de las certificaciones de los examinadores
empleados, incluyendo las fechas y los resultados de las calificaciones del personal. Estos registros deberán estar
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disponibles para el inspector quien es responsable ante el dueño/usuario de determinar que todos los
examinadores NDE están calificados adecuadamente para el trabajo que ellos realizan.
4.6 Otro personal
Personal de operación, mantenimiento, ingeniería (procesos o mecánica), u otro personal que tenga conocimiento
especializado relacionado con determinados recipientes sometidos a presión deberán ser responsables de advertir
prontamente al inspector o al ingeniero de cualquier condición inusual que pueda afectar la integridad del recipiente,
tales como las siguientes:
a) cualquier acción que requiere MOC;
b) operaciones por fuera de un IOW definido;
c) cambios en el proveedor de la materia prima y otros fluidos de proceso que podrían aumentar la velocidad de
corrosión relacionada con el proceso o introducir nuevos mecanismos de daño;
d) recipientes con fallas, las acciones de reparación realizadas, e informes de análisis de fallas;
e) métodos de limpieza y descontaminación utilizados u otros procedimientos de mantenimiento que puedan afectar
la integridad recipiente a presión;
f) informes de experiencias que puedan merecer la atención en otras plantas que han experimentado fallas en
recipientes de presión de servicios similares o iguales;
g) toda condición inusual que se pueda producir (ej. ruidos, fugas, vibraciones, movimientos, daños de la aislación,
deterioro externo del recipiente, deterioro de la estructura de soporte, corrosión significativa de pernos, etc.);
h) toda evaluación de ingeniería, incluyendo evaluaciones de FFS, que puedan requerir acciones en el momento o
a futuro para mantener la integridad mecánica hasta la próxima inspección.
4.7
Auditorías a la organización de inspección
Cada organización del dueño/usuario debería ser auditada periódicamente para determinar si la agencia de
inspección autorizada está cumpliendo con los requisitos de este código inspección. El equipo de auditoría debe
consistir en personal experimentado y competente en la aplicación de este código. El equipo de auditoría
generalmente debe ser de otro complejo industrial del dueño/usuario, de la oficina central, o de una organización de
tercera parte experimentada y competente en programas de inspección de plantas petroquímicas y de refinación, o
una combinación de tercera parte y otro complejo industrial del dueño/usuario. Sin embargo, también se
recomiendan auditorías internas periódicas por el personal de la organización de inspección del complejo industrial
directamente involucrado.
En general el equipo de auditoría debería determinar si:
a) se cumplen los requisitos y principios de este código de inspección;
b) las responsabilidades del dueño/usuario están siendo cumplidas correctamente;
c) están en marcha los planes de inspección documentados de los recipientes a presión cubiertos;
d) los intervalos y el alcance de las inspecciones son adecuados para los recipientes a presión cubiertos;
e) los tipos usuales de inspecciones y su supervisión se están aplicando adecuadamente;
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f) el análisis, evaluación y registro de los datos de la inspección, son adecuados;
g) las reparaciones, alteraciones, reclasificaciones, y las evaluaciones de ingeniería cumplen con este código;
El dueño/usuario debería recibir un informe con las conclusiones del equipo de auditoría. Cuando se encuentran no
conformidades, la agencia de inspección autorizada del dueño/usuario deberá implementar las acciones correctivas
necesarias. Cada organización necesita establecer un sistema para el seguimiento y la finalización de las acciones
correctivas generadas a partir de las conclusiones de la auditoría. La resolución de los resultados de la auditoría
debería estar disponible para el equipo de auditoría para su revisión. Esta información también debería ser revisada
durante las auditorías posteriores.
5 Prácticas de inspección, exámenes y prueba de presión
5.1 Planes de inspección
5.1.1
General
Se deberá establecer un plan de inspección para todos los recipientes a presión y dispositivos de alivio de presión
dentro del alcance de este código.
5.1.2
Desarrollo de un plan de inspección
5.1.2.1 El plan de inspección deberá ser desarrollado por el inspector o por el ingeniero. Se deberá consultar a un
especialista en corrosión cuando sea necesario identificar los mecanismos potenciales de daño y los lugares
específicos en los que estos mecanismos pueden ocurrir. Ver 5.4.1.
5.1.2.2 El plan de inspección se desarrolla a partir del análisis de diversas fuentes de información. El equipo
deberá ser evaluado basado en mecanismos de daño actuales o potenciales. Los métodos y la extensión de los
NDE deberán ser evaluados para asegurar que las técnicas especificadas puedan Identificar adecuadamente los
mecanismos de daño y la extensión y severidad del mismo. Las examinaciones deben ser programadas a
intervalos que consideren:
a) tipo de daño;
b) velocidad de avance del daño;
c) tolerancia del equipo al tipo de daño;
d) probabilidad del método NDE para identificar el daño;
e) intervalos máximos definidos en los códigos y normas;
f) extensión del examen anterior;
g) la historia operativa reciente, incluyendo desviaciones del IOW;
h) registros MOC que puedan afectar los planes de inspección; y
i) Evaluaciones RBI (donde estén disponibles).
5.1.2.3 El plan de inspección deberá será desarrollado utilizando las fuentes más apropiadas de información,
incluyendo lo que indica la Sección 2 de este código de inspección. Los planes de inspección deberán ser revisados
y examinados según sea necesario cuando se detecten variables que pueden afectar los mecanismos de daño y/o
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las velocidades de deterioro, tales como las contenidas en los informes de inspección o documentos MOC. Ver API
572 para obtener más información sobre temas que puedan ayudar en el desarrollo de planes de inspección.
5.1.3
Contenido mínimo de un plan de inspección
El plan de inspección deberá contener las tareas de inspección y la programación necesarias para monitorear los
mecanismos de daño y asegurar la integridad mecánica de los equipos (recipientes a presión o dispositivos de
alivio de presión). El plan debería:
a) definir el tipo (s) de inspección necesario (ej. interna, externa);
b) identificar la fecha de la próxima inspección para cada tipo de inspección;
c) describir las técnicas de inspección y NDE;
d) describir el alcance y la localización de la inspección y NDE;
e) describir los requisitos necesarios de limpieza superficial para la inspección y la examinación;
f) describir los requisitos de cualquier prueba de presión requerida (ej. tipo de prueba, presión de prueba, y
duración); y
g) describir toda reparación planificada previamente.
Pueden ser utilizados los planes de inspección genéricos basados en estándares y prácticas de la industria. El plan
de inspección puede o no existir en un único documento, sin embargo los contenidos del plan deberían ser de fácil
acceso desde todos los sistemas informáticos de inspección.
5.1.3
Contenido adicional del plan de inspección
Los planes de inspección también pueden contener otros detalles para ayudar a la comprensión de los
fundamentos del mismo y su ejecución. Algunos de estos detalles pueden incluir:
a) Descripción los tipos de daños esperados o experimentados en el equipo;
b) Definición de la localización del daño; y
c) Definición de cualquier requisito especial de ingreso.
5.2 Inspección en basada en riesgo (RBI)
5.2.1
General
La RBI puede ser usada para determinar los intervalos de inspección y el tipo y la extensión de las futuras
inspecciones/examinaciones. Una evaluación RBI determina el riesgo por combinación de la probabilidad y la
consecuencia de fallas en el equipo.
Cuando un dueño/usuario elige realizar una evaluación RBI, esta deberá incluir una evaluación sistemática tanto
de la probabilidad de falla como de la consecuencia de falla conforme a API 580. API 581 detalla una
metodología RBI que tiene todos los elementos claves definidos en API 580, Sección 1.1.1. Identificar y evaluar
los mecanismos de daño potenciales, la condición actual del equipo y la eficacia de las inspecciones pasadas,
son pasos importantes para evaluar la probabilidad de falla de un recipiente a presión. Identificar y evaluar los
fluidos de proceso, los daños potenciales, el deterioro por el medio, el deterioro del equipo, y el tiempo de
inactividad del equipo son pasos importantes para evaluar las consecuencias de la rotura de un recipiente a
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presión. Identificar las IOWs para las variables claves de proceso es un complemento útil de la RBI, así como
cualquier otro método de planificación y programación de las inspecciones. Ver 4.1.4.
5.2.2
Evaluación de la probabilidad
La evaluación de probabilidad deberá estar basada en todas las formas de daño que razonablemente se podría
esperar que afecten a un recipiente en cualquier servicio particular. Ejemplos de estos mecanismos de falla
incluyen: pérdidas internas o externas de metal derivadas de la corrosión localizada o generalizada, todas las
formas de fisuración o agrietamiento, y cualquier otra forma de daños metalúrgicos, de corrosión, o deterioro
mecánico, (ej. fatiga, fragilización, creep, etc.) Además deberán ser evaluadas la eficacia de las prácticas d e
inspección, las herramientas y técnicas usadas para encontrar los mecanismos de daño potenciales. Otros
factores que deberían ser considerados en una evaluación de probabilidad incluyen:
a) idoneidad de los materiales de construcción;
b) condiciones de diseño del recipiente, en relación con condiciones de operación;
c) idoneidad del código y normas de diseño utilizadas;
d) eficacia de los programas de monitoreo de corrosión;
e) la calidad los programas QA/QC de mantenimiento e inspección;
f) los requerimientos tanto estructurales como de retención de presión.
g) las condiciones operativas, tanto en el pasado como las proyectadas.
Los datos de fallas en el equipo también serán una información importante para esta evaluación.
5.2.3
Evaluación de las consecuencias
La consecuencia de un escape depende del tipo y la cantidad de fluido de proceso contenido en el equipo. La
evaluación de las consecuencias deberá considerar los incidentes potenciales que pueden ocurrir como
consecuencia del escape del fluido, del tamaño y el tipo de escape, (incluye explosión, fuego, o exposición
tóxica.) La evaluación también deberá determinar los incidentes potenciales que pueden ocurrir como
consecuencia del escape del fluido, que puede incluir: efectos en la salud; daño ambiental; daños al equipo, y
tiempo de inactividad del equipo.
5.2.4
Documentación
Es esencial que todas las evaluaciones RBI sean exhaustivamente documentadas conforme a API 580, Sección 17,
definiendo claramente todos los factores que contribuyen tanto a la probabilidad como a la consecuencia de una
falla en servicio del equipo. Después de realizada una evaluación RBI, los resultados pueden ser usados para
establecer el plan de inspección del equipo y definir mejor lo siguiente:
a) los métodos, herramientas y técnicas más adecuados de inspección y NDE;
b) la extensión del NDE (ej. porcentaje del recipiente a examinar);
c) el intervalo para inspecciones internas, externas y en línea;
d) la necesidad de la prueba de presión después que se produjo el daño o después de que la reparación haya sido
completada; y
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e) los pasos de prevención y mitigación para reducir la probabilidad y consecuencias de una falla del recipiente. (ej.
reparación, cambios en el proceso, inhibidores, etc.)
5.2.5
Frecuencia de evaluaciones RBI
Cuando las evaluaciones RBI son usadas para establecer intervalos de inspección del recipiente, la evaluación
deberá ser actualizada después de cada inspección del equipo como se define en API 580, Sección 15. La
evaluación RBI también deberá ser actualizada cada vez se produzcan cambios en el proceso o cambios en los
equipos que puedan afectar significativamente velocidades de deterioro o mecanismos de daño y en cualquier
momento en que ocurra un daño inesperado debido a un mecanismo de falla.
5.3 Preparación para la inspección
5.3.1
General
Las precauciones de seguridad son importantes en las actividades de inspección y m antenimiento del recipiente
a presión debido a que algunos fluidos de proceso son dañinos para la salud humana. Además, los recipientes a
presión son espacios confinados y las actividades en su interior implican la exposición a todos los peligros de
ingreso a espacios confinados. Las regulaciones aplicables (ej. aquellas administradas por OSHA) gobiernan
muchos aspectos del ingreso a un recipiente y se deberán seguir. Además, los procedimientos de seguridad de
dueño/usuario deberán ser revisados y seguidos. Recurrir a API 572, Sección 8 para mayor información en
seguridad de inspección.
5.3.2
Equipos
Todas las herramientas, equipos y elementos de protección personal deberían ser revisados antes de ser usados
en las tareas sobre el recipiente (inspección, NDE, prueba de presión, reparaciones y alteraciones). Los equipos
de NDE y los de la organización reparadora estarán sujetos a los requerimientos de seguridad eléctrica del
dueño/usuario. Otros elementos que pudieran ser necesarios para realizar el trabajo en el recipiente, tales como
tablones, andamios y escaleras portátiles, deberían ser revisados antes de ser utilizados. Los elementos de
protección personal deberán ser utilizados cuando sean requeridos por las regulaciones, por el dueño/usuario, o
por la organización reparadora.
5.3.3
Comunicación
Antes de iniciar cualquier actividad de inspección y mantenimiento del recipiente (ej. NDE, pruebas de presión,
reparación o alteración), el personal debería obtener el permiso para trabajar en las cercanías (inter na o externa)
del personal operativo responsable del recipiente a presión. Cuando las personas están en el interior del
recipiente, todas las personas que trabajan alrededor del recipiente deberían ser informados de que hay gente
trabajando en el interior del recipiente. Las personas que trabajan en el interior del recipiente deberían ser
informadas cuando un trabajo se va a hacer en el interior o exterior del recipiente mientras ellos se encuentran
en el interior del recipiente.
5.3.4
Ingreso al recipiente
Antes de ingresar a un recipiente, el recipiente deberá estar aislado completamente de todas las fuentes de
líquidos, gases, vapores, radiación, y electricidad. El recipiente deberá ser drenado, purgado, limpiado, ventilado,
y la atmósfera interior deberá ser ensayada por presencia de gases antes de ingresar.
Los procedimientos para asegurar la ventilación continua y segura, las precauciones para garantizar la seguridad
para salir y evacuación de emergencia del personal del recipiente deben ser claros y comprensibles para todos
los que entran en el recipiente. La documentación de estas precauciones se requiere antes de cualquier entrada
al recipiente. Antes de entrar en un recipiente, las personas deberán obtener el permiso del personal responsable
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de la operación del recipiente. Cuando se requieran, los elementos de protección personal deberán ser usados
para proteger los ojos, pulmones y otras partes del cuerpo de los riesgos específicos que puedan existir en el
interior del recipiente. Se deberán seguir todos los procedimientos de entrada segura requeridos por los
operadores de la planta y los de la Jurisdicción aplicables.
El inspector es responsable de asegurarse a sí mismo/a que todos los procedimientos de seguridad aplicables,
reglamentos y permisos de entrada a espacios confinados se están siguiendo antes de su entrada al recipiente.
Se fomenta que el inspector verifique que todas las conexiones al recipiente que podrían representar un posible
peligro para los que están dentro del recipiente durante las actividades de inspección hayan sido correctamente
desconectadas o bloqueadas.
5.3.5
Revisión de registros
Antes de realizar cualquiera de las Inspecciones requeridas por API 510, los inspectores deberán familiarizarse
con la historia previa de los recipientes por los que son responsables. En particular, deberían revisar los
resultados de las inspecciones previas, las reparaciones anteriores, el plan de la inspección actual, así como las
evaluaciones de ingeniería, y / u otras inspecciones en servicio similares.
Se proporciona una revisión general de los tipos de daños y las mecanismos de fallas experimentadas por los
equipos a presión en API 571 y API 579-1 / ASME FFS-1, Anexo G.
5.4 Inspección por diferentes tipos de mecanismos de deterioro y modos de falla
5.4.1 Los recipientes a presión son susceptibles a diversos tipos de daño por varios mecanismos. Las técnicas de
inspección que existen para cada uno de los mecanismos de deterioro potenciales para cada recipiente a presión
deberían ser parte de los planes de inspección. API 571 describe mecanismos de daño comunes y técnicas de
inspección para identificarlos. Algunos ejemplos de mecanismos se indican a continuación.
a) Pérdida de metal general o localizada:
1) Sulfuración y corrosión a alta temperatura por H2S/H2
API 939-C;
2) Oxidación
Remitirse a API 571, secciones 4.4.2 y 5.1.1.5y a
Remitirse a API 571, sección 4.4.1 ;
3) Corrosión inducida microbiológicamente
4) Corrosión por ácido nafténico
5) Erosión/erosión-corrosión
6) Corrosión galvánica
7) Corrosión atmosférica
Remitirse a API 571, sección 4.3.8;
Remitirse a API 571, sección 5. 1.1.7;
Remitirse a API 571, sección 4.2.14;
Remitirse a API 571, sección 4.3.1;
Remitirse a API 571, sección 4.3.2;
8) Corrosión bajo aislación (CUI)
Remitirse a API 571, sección 4.3.3;
9) Corrosión por agua de refrigeración
Remitirse a API 571, sección 4.3.4;
10) Corrosión por condensado de agua de caldera
11) Corrosión del suelo
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Remitirse a API 571, sección 4.3.5;
Remitirse a API 571, sección 4.3.9;
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API 510
12) Corrosión por bisulfito de amonio y cloruros
13) Corrosión por dióxido de carbono
Remitirse a API 571, secciones 5. 1. 1.2 y 5.1.1.3;
Remitirse a API 571, sección 4.3.6.es
b) Fisuras superficiales conectadas:
1) Agrietamiento debido a fatiga mecánica
2) Agrietamiento debido a fatiga térmica
Remitirse a API 571, sección 4.2.16;
Remitirse a API 571, sección 4.2.9;
3) Agrietamiento por corrosión bajo tensiones cáustica - Remitirse a API 571, sección 4.5.3;
4) Agrietamiento por corrosión bajo tensiones politónica - Remitirse a API 571, sección 5. 1.2.1;
5) Agrietamiento por corrosión bajo tensiones por sulfuros - Remitirse a API 571, sección 5.1.2.3;
6) Agrietamiento por corrosión bajo tensiones por cloruros - Remitirse a API 571, Sección 4.5.1.
c) Agrietamiento Subsuperficial:
1) Agrietamiento inducido por Hidrógeno - Remitirse a API 571, sección 4.4.2;
2) Agrietamiento por sulfuro de hidrógeno húmedo - Remitirse a API 571, sección 5. 1.2.3.
d) Microfisuración por alta temperatura/formación de micro huecos y eventual macro fisuración:
1) Ataque por Hidrógeno a alta temperatura
Remitirse a API 941, sección 6;
2) Rotura por creep/tensiones a alta temperatura
Remitirse a API 941, sección 4.2.8;
e) Cambios Metalúrgicos:
1) Grafitización
Remitirse a API 571, sección 4.2.1;
2) Fragilización térmica
Remitirse a API 571, sección 4.2.3.;
3) Fragilización por hidrógeno
Remitirse a API 571, sección 4.5.6.;
f) Ampollado:
1) Ampollado por hidrógeno
Remitirse a API 571, sección 5.1.2.3.
5.4.2 La presencia o el daño potencial en un recipiente depende del material de construcción, el diseño, la
construcción y las condiciones de servicio. El inspector debería estar familiarizado con estas condiciones y con las
causas y características de los posibles defectos y/o mecanismos de daño.
5.4.3 En la especificación API 571 puede encontrarse información más detallada y más mecanismos de daño
relacionados con la corrosión, fisuración, etc.; incluyendo los factores críticos, apariencia, y las técnicas de
inspección y monitoreo típico. En API 572 se describen las Prácticas recomendadas de inspección adicionales para
diversos mecanismos de daño.
5.4.4 Los recipientes en servicio cíclico (ciclos de presión, temperatura, o combinaciones de presión y
temperatura) deberían ser evaluados por fallas potenciales por fatiga y tener inspecciones planificadas apropiadas.
Las siguientes consideraciones deberían ser evaluadas en caso de recipientes en servicio cíclico.
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a) Los criterios de diseño por fatiga del código de construcción original y cualquier precaución especial y/o detalle
de fabricación (ej. soldaduras amoladas al ras, límites a las entallas en soldaduras, refuerzos integrales, exámenes
por partículas magnetizables/líquidos penetrantes en la superficie de las soldaduras, examen volumétrico de
soldaduras, etc.).
b) Los tipos de internos del recipiente, los accesorios externos, las conexiones (ej. accesorios unidos por soldadura
de filete, ponchos de refuerzo de conexiones), entallas en uniones soldadas longitudinales y circunferenciales,
reparaciones, modificaciones, y daños (ej. abolladuras, hinchamientos, ranuras, etc.), y su potencial para provocar
agrietamiento por fatiga debido al incremento de las tensiones en esos lugares. Puede ser necesario un análisis de
ingeniería para determinar los lugares con tensiones elevadas para su posterior evaluación y para planificar las
inspecciones.
c) El potencial de corrosión interna o externa (ej. CUI) y corrosión por el medio/bajo tensiones y su potencial efecto
sobre la vida a la fatiga del recipiente.
d) La frecuencia apropiada de inspección y NDE para detectar grietas de fatiga (ej. detección por ultrasonidos de
haz angular de fallas externas, examen por partículas magnetizables fluorescentes vía húmeda externo y/o interno,
examen por ultrasonidos con técnica de difracción del tiempo de vuelo TOFD); y la necesidad de realizar
mediciones de fuera de redondez y mediciones de crestas y valles en cordones de soldadura.
Ejemplos típicos de recipientes de servicio cíclico son tambor de coque, tamiz molecular, y adsorbedor por cambio
de presión
5.5 Tipos de inspección y monitoreo de recipientes a presión
5.5.1
Tipos de inspección y monitoreo
Los diferentes tipos de Inspecciones o monitoreo son apropiados dependiendo de las circunstancias y el tipo de
recipiente a presión. Ellos incluyen los siguientes:
a) inspección interna,
b) inspección en línea,
c) inspección externa,
d) inspección para medición de espesores,
e) inspección por corrosión bajo aislación,
f) monitoreo por el operador.
Las inspecciones deberán ser conducidas de acuerdo con el plan de inspecciones de cada recipiente. Remitirse a
la Sección 6 por los intervalos/frecuencias y la extensión de la inspección. La corrosión y otros daños identificados
durante las inspecciones deberán ser caracterizados, dimensionados, y evaluados según la Sección 7 con las
desviaciones del plan siendo aprobados por el inspector o ingeniero de recipientes a presión.
5.5.2
Inspección interna de recipientes a presión
5.5.2.1 General
La inspección interna deberá ser realizada por un inspector de acuerdo con el plan de inspección; otro personal
debidamente calificado (ej. examinador NDE) puede ayudar al inspector (pero no reemplazarlo) en la inspección
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interna, cuando sea aprobado y bajo la dirección del inspector autorizado. La inspección interna se lleva a cabo
desde el interior del recipiente y deberá proporcionar un control minucioso de las superficies que retienen presión
interna para detectar evidencia de daños. Las inspecciones desde entradas de hombre o puertas de inspección
pueden sustituir las inspecciones internas sólo cuando el recipiente es demasiado pequeño para entrar con
seguridad o todas las superficies internas se pueden ver con claridad y examinar adecuadamente desde la entrada
de hombre o puertas de inspección. Las técnicas de Inspección visual remota pueden ayudar a la verificación de las
superficies internas.
El objetivo principal de la inspección interna es encontrar daño que no se puede encontrar mediante el monitoreo
externo periódico de CMLs durante las inspecciones en línea.
Las técnicas específicas NDE [ej. ensayo de partículas magnéticas fluorescentes vía húmeda, mediciones de
campo de corriente alterna, examen por corrientes Eddy (ET), PT, etc.] Pueden ser requeridos por el dueño/usuario
para encontrar daños específicos al recipiente o a las condiciones de servicio y cuando sean necesarias se deberán
especificar en el plan de inspección. API 572, sección 9.4 proporciona más información sobre las inspecciones
internas de recipientes a presión y se debería utilizar cuando se realiza esta inspección. Además remitirse a API
572, Anexo B por mayor información sobre la inspección interna de columnas/torres.
5.5.2.2
Internos de recipientes a presión
Cuando los recipientes están equipados con internos removibles puede ser necesario remover los internos, en
grado suficiente para permitir la inspección de las superficies contenedoras de presión. Los internos no tienen que
ser removidos completamente siempre y cuando exista una seguridad razonable de que los daños en las regiones
inaccesibles debido a la presencia de los internos no se están produciendo a un grado mayor del que se encuentra
en las partes accesibles del recipiente.
5.5.2.3
Depósitos internos y revestimientos
El inspector, en consulta con el especialista en corrosión, debería determinar cuándo es necesario eliminar los
depósitos o revestimientos internos para realizar las inspecciones adecuadas. Cada vez que para los depósitos
debidos a la operación, como el coque, se permite normalmente que puedan permanecer en la superficie del
recipiente, es importante determinar si estos depósitos protegen adecuadamente el recipiente y no causan el
deterioro de la superficie.
Pueden ser necesarias exámenes localizados en áreas seleccionadas, con el depósito cuidadosamente eliminado,
para determinar el estado de la superficie del recipiente.
Los revestimientos internos (ej.: refractarios, bandas de revestimiento, placas de revestimiento, recubrimientos)
deberían ser examinados cuidadosamente. Si los revestimientos internos están en buenas condiciones y no hay
razones para sospechar que se está produciendo daño debajo de ellos, no es necesario removerlos durante la
inspección interna. Si el revestimiento parece estar dañado, hinchado, o está agrietado, puede ser aconsejable
eliminar partes del mismo para investigar el estado del revestimiento y la superficie del recipiente por debajo de él.
Pueden ser aconsejables técnicas externas de NDE para explorar en busca de daños por debajo de los
revestimientos. Remitirse a API 572, sección 4.3 y las secciones 9.4.7 a 9.4.9 para más información sobre la
inspección de revestimientos de recipientes a presión.
5.5.3
Inspección en línea de recipientes a presión
5.5.3.1 La inspección en línea puede ser requerida por el plan de inspección. Todas las inspecciones en línea
deberían ser realizadas por el inspector o un examinador de acuerdo con el plan de inspección. Todos los trabajos
de inspección en línea realizados por un examinador deberán estar autorizados y aprobados por el inspector.
Cuando se especifican inspecciones en línea sobre los límites de presión, se deberán especificar las técnicas
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apropiadas NDE para detectar los mecanismos de daño sospechados y los tipos de discontinuidades asociados,
identificados en el plan de inspección.
5.5.3.2 La inspección puede incluir una serie de técnicas de examen para evaluar los mecanismos de daños
asociados con el servicio. Las técnicas utilizadas en inspecciones en línea se eligen por su capacidad para
identificar determinados mecanismos de daño desde el exterior y su capacidad para realizarse en las condiciones
de servicio del recipiente de presión (ej. temperaturas del metal). El examen de medición de espesor descrito en
5.5.5 sería típicamente parte de una inspección en línea.
Existen limitaciones inherentes al aplicar técnicas externas de NDE tratando de localizar daños internos. Las
cuestiones que pueden afectar esas limitaciones incluyen:
a) el tipo de material de construcción (aleación);
b) el tipo de material principal (placa, tubo, fundición);
c) uniones soldadas;
d) conexiones, cunas de apoyo, placas de refuerzo;
e) accesorios internos;
I) revestimiento interior o clad;
g) acceso físico y temperatura del equipo, así como también
h) las limitaciones inherentes a la técnica NDE seleccionada para detectar el mecanismo de daño.
5.5.3.3 La inspección en línea puede ser aceptada en lugar de la inspección interna de recipientes bajo las
circunstancias específicas definidas en 6.5.2. En situaciones en que la inspección en línea es aceptada, dicha
inspección se puede realizar ya sea mientras el recipiente está despresurizado o bajo presión.
5.5.4
Inspección externa de recipientes a presión
5.5.4.1 General
5.5.4.1.1 Las Inspecciones visuales externas son realizadas normalmente por un inspector; sin embargo, otro
personal calificado puede realizar la inspección externa cuando sea aceptado por el inspector. En tales casos, las
personas que realizan la inspección externa de acuerdo con API 510 deberán ser entrenadas adecuadamente y
calificadas por el dueño/usuario.
5.5.4.1.2 Las Inspecciones externas se realizan para comprobar el estado de la superficie exterior del recipiente,
el sistema de aislación, la pintura, el recubrimiento, los soportes, y la estructura asociada, y para controlar si hay
fugas, puntos calientes, vibraciones, libertad de expansión, y la alineación general del recipiente en sus soportes.
Durante la inspección externa, se debería poner especial atención a las soldaduras utilizadas para fijar los
componentes (ej. placas de refuerzo y sujetadores) para determinar presencia de grietas u otros defectos.
Cualquier evidencia de fugas debería ser investigada de manera que se pueda establecer su origen. Normalmente,
los orificios testigo en las placas de refuerzo deberían permanecer abiertos para proporcionar evidencia visual de
fugas, así como para evitar la acumulación de presión detrás de la placa de refuerzo.
5.5.4.1.3 Los recipientes deberán ser examinados para detectar indicaciones visibles de abultamientos, fuera de
redondez, combaduras y deformación. Si se sospecha o se observa cualquier deformación en un recipiente, las
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dimensiones generales del mismo deberán ser verificadas para determinar la magnitud de la deformación. API 572,
sección 9.3 proporciona más información sobre la inspección externa de los recipientes a presión y se debería
utilizar cuando se realiza esta inspección. Cualquier personal que observe deterioro en un recipiente debería
informar eso al Inspector.
5.5.4.2
Inspección de recipientes enterrados
Los recipientes enterrados deberán ser inspeccionados para determinar el estado de la superficie externa. El
intervalo de inspección se deberá basar en una evaluación la eficacia del sistema de protección catódica (si es que
existe) y en la velocidad de corrosión obtenida a partir de uno o más de los siguientes métodos:
a) durante la actividad de mantenimiento sobre la tubería de conexión de material similar,
b) a partir del exámenes periódicos de probetas de prueba de corrosión enterradas de manera similar y del mismo
material,
c) a partir de porciones representativas del recipiente real, o
d) de un recipiente en circunstancias similares.
La excavación sobre los recipientes enterrados con el propósito de la inspección debería tener en cuenta el daño
potencial de los sistemas de recubrimiento y/o protección catódica. Los recipientes enterrados en servicio para
hidrocarburos livianos deberían ser evaluados con inspección basada en el riesgo para ayudar a determinar la
frecuencia y los planes de inspección, así como la necesidad de protección catódica, el mantenimiento del sistema
de revestimiento, y otras actividades de mitigación. Las técnicas de barrido, mediciones de espesores por UT y/o
otros métodos NDE de barrido apropiado para determinar la condición de la superficie externa deberían llevarse a
cabo en el recipiente desde el lado interno para monitorear la corrosión externa. Remitirse a API 571, sección 4.3.9
sobre la corrosión del suelo en las inspecciones de los recipientes enterrados.
5.5.5
Inspección de espesores
5.5.5.1 Las mediciones de espesores se realizan para verificar el espesor de los componentes del recipiente. Esta
información se utiliza para determinar la velocidad de corrosión y la vida remanente del recipiente. Las mediciones
de espesores la deberá realizar un examinador o el inspector según lo indicado y programado en el plan de
inspección.
5.5.5.2 A pesar que la medición de espesores no es obligatoria mientras el recipiente está en línea, el monitoreo
en línea mediante la medición de espesores es el método primario para monitorear la velocidad de corrosión.
5.5.5.3 El inspector deberá revisar los resultados de la inspección de espesores para buscar posibles anomalías,
y debería consultar al especialista en corrosión en caso que la velocidad de corrosión a corto plazo cambie
significativamente respecto de la última velocidad determinada, con el fin de determinar la causa. Respuestas
apropiadas a velocidades de corrosión aceleradas podrían incluir mediciones adicionales de espesores, barridos
por ultrasonidos UT en las áreas sospechosas, monitoreo de la corrosión/proceso, y la revisión del plan de
inspección de los recipientes.
5.5.5.4 El dueño/usuario tiene la responsabilidad de asegurar que todos los individuos que realizan las
mediciones de espesores estén entrenados y calificados de acuerdo con el procedimiento aplicable utilizado
durante el examen. Ver API 572, sección 9.2 para más información de las técnicas de medición de espesores.
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5.5.6
29
Inspección de corrosión bajo aislación (CUI)
5.5.6.1 Rango de temperatura susceptible a la CUI
La inspección por CUI deberá ser considerada para recipientes aislados externamente y aquellos que prestan
servicio de manera intermitente u que operan dentro del siguiente rango de temperaturas:
a) 10°F (-12°) y 350°F (175°C) para aceros al carbono y de baja aleación,
b) 140°F (60°C) y 350°F (185°C) para aceros inoxidables austeníticos,
c) 280°F (138°C) y 350°F (185°C) para aceros inoxidables dúplex.
5.5.6.2
Áreas susceptibles en equipos para CUI
En aceros al carbono y de baja aleación, la CUI usualmente causa corrosión localizada. En los aceros inoxidables
austeníticos y dúplex, CUI usualmente se presenta como corrosión bajo tensiones por cloruros. Durante el
desarrollo del plan de inspección para CUI, el inspector debería considerar las áreas que son más susceptibles a
CUI. En recipientes, las áreas más susceptibles incluyen:
a) anillos sobre la aislación o rigidizadores;
b) conexiones y entradas de hombre;
c) otros componentes que penetren en la aislación (ej. fijaciones de escaleras, soportes de tubería);
d) aislación dañada con áreas con posibilidad de entrada de agua;
e) áreas con sellado de la aislación deteriorado;
f) cabezales superior e inferior;
g) otras áreas que tiendan a atrapar agua.
Si se detecta CUI, el inspector debería inspeccionar las demás áreas susceptibles del recipiente. Ver CUI en API
583 para información más detallada.
5.5.6.3
Remoción de la aislación
Aun cuando la aislación parezca estar en buenas condiciones desde el exterior, el daño por CUI se puede estar
produciendo por debajo de la misma. La inspección por CUI puede hacer necesario remover parte o toda la
aislación (ej. remover ventanas seleccionadas de la aislación). Si la cubierta externa se encuentra en buenas
condiciones y no hay razón para sospechar de daño por CUI debajo de la misma, no es necesario removerla para
la inspección del recipiente.
Las consideraciones sobre la necesidad de remover la aislación incluyen, pero no están limitadas a:
a) consecuencias de pérdidas por CUI;
b) historia de CUI en recipientes o equipos comparables;
c) condición visual del recubrimiento externo y de la aislación;
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d) evidencia de pérdidas (ej. manchas);
e) equipo en servicio intermitente;
f) condición/antigüedad del recubrimiento externo debajo de la aislación, de ser aplicable;
g) potencial del tipo de aislación de absorber/retener más agua (ej. silicato de calcio vs. vidrio celular);
h) la habilidad de aplicar NDE especializados que puedan localizar de manera efectiva CUI sin remover la aislación.
De manera alternativa, durante la inspección interna, se pueden realizar mediciones de espesores desde el lado
interno en aquellas áreas que sufren problemas de CUI, pero el inspector debería tener en cuenta que la CUI es a
menudo altamente localizada y por ello puede ser difícil de detectar desde el interior del recipiente.
5.5.7
Supervisión por el operador
Los operadores que realizan sus rondas como parte de sus tareas normales deberían ser aconsejados para
informar al inspector todo hecho inusual asociado con recipientes a presión o dispositivos de alivio de presión.
Tales hechos incluyen: vibraciones, evidencia de pérdidas, ruidos inusuales, deterioro de la aislación, dispositivos
de alivio que se abrieron, deformaciones, abolladuras, excursiones de temperatura, presencia de óxido o manchas
que salen de debajo de la aislación, o de otros atascos o rendijas (sangrado de óxido), etc.
5.6
Posiciones de monitoreo de la condición (CMLs)
5.6.1
Generalidades
Las CMLs son áreas designadas sobre los recipientes a presión donde se realizan los exámenes periódicos para
monitorear la presencia y la velocidad del daño. La elección del tipo de CMLs y la ubicación de los mismos deberán
considerar la susceptibilidad a la corrosión localizada y el tipo de daño específico según el servicio como se
describe en 5.4. Ejemplos de CMLs incluyen las posiciones para la medición de espesores, para exámenes por
fisuras por corrosión bajo tensiones, y para exámenes por ataque por hidrógeno a altas temperaturas.
5.6.2
Monitoreo de las CML
5.6.2.1 Cada recipiente deberá ser monitoreado mediante la realización de un número representativo de
exámenes en las CMLs para satisfacer los requisitos de una inspección interna y/o en línea. Por ejemplo se debería
medir y registrar los espesores de los componentes más importantes del recipiente (cuerpo, cabezales, secciones
cónicas) y de un muestreo representativo de las conexiones. Se deberían calcular la velocidad de corrosión, la vida
remanente y el intervalo para la próxima inspección para determinar cuál es el componente limitante. Las CMLs con
las mayores velocidades de corrosión y menores vidas remanentes deberán estar incluidas en las siguientes
inspecciones planificadas.
5.6.2.2 Los recipientes con alto potencial de consecuencias en caso de falla, y aquellos sujetos a mayores
velocidades de corrosión, corrosión localizada y alta velocidad de daño por otros mecanismos, tendrán
normalmente más CMLs y serán monitoreados con mayor frecuencia. La velocidad de corrosión/daño deberá ser
determinada por sucesivas mediciones y se deberá establecer apropiadamente el intervalo para la próxima
inspección.
5.6.2.3 En los casos donde se requiere medición de espesores en las CMLs, el espesor mínimo en cada CML
puede ser localizado por medio de mediciones ultrasónicas o radiografía. También pueden ser utilizadas técnicas
electromagnéticas para identificar áreas adelgazadas que luego pueden ser medidas por ultrasonido o radiografía.
Además, cuando se espera corrosión localizada o esta es un problema, es importante que los exámenes se lleven
a cabo utilizando métodos de barrido tales como perfil radiográfico, técnicas de barrido ultrasónico y/o cualquier
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31
otra técnica NDE que permita determinar la magnitud y la extensión de la corrosión localizada. Cuando el barrido se
realice con ultrasonido, el mismo consiste en tomar diferentes mediciones de espesores en la CML buscando
adelgazamientos localizados.
5.6.2.4 El menor espesor o un valor promedio de varias mediciones realizadas dentro de la zona del punto de
examen, deberán ser registrados y utilizados para calcular la velocidad de corrosión. Si se necesitan grillas
detalladas de espesores en una CML específica para llevar a cabo evaluaciones FFS por pérdida de metal,
remitirse a las partes 4 y 5 de API 579-1/ASME FFS-1 para la preparación de tales grillas de espesores.
5.6.2.5 Las CMLs y los puntos de examen deberían ser registradas de manera permanentemente (ej. marcados
en los planos utilizados en la inspección y/o directamente en el equipo) para permitir realizar mediciones periódicas
en los mismos CMLs. Repetir las mediciones en la misma posición mejora la precisión del cálculo de la velocidad
de daño.
5.6.3
Selección y ubicación de las CML
5.6.3.1
La decisión sobre el tipo, número y ubicación de las CMLs debería considerar los resultados de
inspecciones anteriores, el patrón de corrosión, el tipo de corrosión y daño que se esperan y la consecuencia
potencial de una pérdida de contención. Las CMLs deberían distribuirse apropiadamente en el recipiente de forma
tal de proveer un adecuado monitoreo de los componentes principales y las conexiones. La medición de espesores
en las CMLs está destinada a establecer las velocidades de corrosión, tanto uniforme como localizada, en las
diferentes secciones del recipiente. Para recipientes a presión susceptibles de sufrir corrosión localizada, se debería
consultar a un especialista en corrosión sobre la ubicación y el número de CMLs apropiados.
En recipientes a presión con cualquiera de las siguientes características debería elegirse mayor cantidad de CMLs:
a) alto riesgo de que se produzca una emergencia o impacto ambiental en el caso de una fuga, a menos que se
conozca la velocidad de corrosión interna y sea relativamente uniforme y baja;
b) velocidades de corrosión más altas de lo esperado o experimentado;
c) alto potencial de corrosión localizada.
En recipientes a presión con cualquiera de las siguientes tres características pueden elegirse menor cantidad de
CMLs
a) bajo riesgo de que se produzca una emergencia o impacto ambiental en el caso de una fuga,
b) contenido relativamente no corrosivo,
c) velocidades de corrosión generalmente uniformes.
5.6.3.2 Se pueden eliminar CMLs o se puede reducir su número significativamente cuando la probabilidad de falla
es baja (ej. servicio limpio no corrosivo de hidrocarburos). Se debería consultar a un especialista en corrosión en
circunstancias donde se reducirá o se eliminará significativamente un número de CMLs.
5.7 Métodos de monitoreo de condición
5.7.1
Selección de la técnica de Inspección
5.7.1.1 General
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API 510
En la selección de la(s) técnica(s) para usar durante una inspección de recipientes a presión, se deberían
considerar los distintos tipos de daños que se pueden encontrar en recipientes. El inspector debería consultar con
un especialista en corrosión o un ingeniero para ayudar a definir el tipo de daño, la técnica NDE y el alcance del
examen. Ejemplos de técnicas NDE que pueden usarse incluyen lo siguiente:
a) MT para fisuras y otras discontinuidades alargadas que se extienden en la superficie del material para materiales
ferromagnéticos. ASME Sección V, artículo 7, proporciona una guía sobre la realización de MT.
b) Examen por líquidos penetrantes fluorescentes o visibles para detectar fisuras, porosidad o cráteres que se
extienden en la superficie del material, y para tener una idea general sobre otras discontinuidades superficiales,
especialmente en materiales no magnéticos. ASME Sección V, Artículo 6, proporciona una guía sobre la realización
de PT.
c) Ensayo radiográfico para detectar discontinuidades internas tales como porosidad, inclusiones por escoria de
soldadura, fisuras, y el espesor de los componentes. ASME Sección V, artículo 2, proporciona una guía sobre la
realización de RT.
d) Medición de espesores y detección de discontinuidades por ultrasonido, para determinar el espesor de los
componentes y para la detección de fisuras internas o superficiales, y otras discontinuidades alargadas. ASME
Sección V, artículos 4, 5, y 23 proporciona una guía sobre la realización de examen ultrasónico.
e) Técnica de examen por flujo disperso de corriente alterna para detectar agrietamiento superficial y
discontinuidades alargadas.
f) Técnica ET para la detección de la pérdida de metal localizada, fisuras y discontinuidades alargadas. ASME
Sección V, artículo 8, proporciona una guía sobre la realización de ET.
g) Ensayo metalográfico de campo con réplicas para la identificación de cambios metalúrgicos.
h) Ensayo de emisión acústica para la detección de defectos estructuralmente significativos. ASME Sección V,
Artículo 12, proporciona una guía sobre la realización de ensayos de emisión acústica.
i) Termografía infrarroja para determinar la temperatura de los componentes.
j) Ensayo de presión para la detección de defectos a través del espesor. ASME Sección V, Artículo 10, proporciona
una guía sobre cómo realizar el ensayo de pérdidas.
k) Mediciones de dureza y microdureza utilizando equipo portátil para identificar variaciones en las propiedades
mecánicas debidas a cambios en el material.
l) Técnicas avanzadas de examen de retrodispersión por ultrasonidos para detectar ataque por hidrógeno a alta
temperatura mencionado en API 941, sección 6.
Remitirse a API 572 para más información de técnicas de examen y a API 577 para más información de sobre la
aplicación de técnicas para examinar la calidad de las uniones soldadas.
5.7.1.2
Preparación superficial
Es importante una preparación superficial adecuada para una buena inspección visual y para la aplicación
satisfactoria de cualquier método NDE como los mencionados anteriormente. El tipo de preparación depende de las
circunstancias particulares y la técnica NDE, pero puede ser necesaria la preparación de la superficie por medio de
cepillo de alambre, arenado, agua a presión, desbaste, pulido, ataque químico o la combinación de ellos.
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5.7.1.3
33
Examinadores UT por haz angular
El dueño/usuario deberá especificar que los examinadores UT por haz angular estén calificados cuando el
dueño/usuario requiera lo siguiente:
a) detectar fisuras en la superficie interior (ID) cuando se inspecciona desde la superficie exterior (OD); o,
b) en caso que sea necesario detectar, caracterizar y/o dimensionar los defectos a través de la pared.
Como ejemplo de la utilización de examinadores calificados en la técnica UT por haz angular se incluye el
monitoreo desde la superficie externa de defectos interiores conocidos, para examinar en caso de sospecha por
defectos internos, y para recolectar datos para las evaluaciones FFS.
5.7.2
Métodos de medición de espesores
5.7.2.1 La corrosión puede causar una pérdida uniforme (una pérdida de metal generalizada, relativamente
uniforme de una porción de una superficie) o puede causar pérdidas localizadas (que ocurren solo en áreas
específicas aisladas, o puede causar picaduras (pérdida de metal evidentemente irregular). La corrosión
uniforme puede ser difícil de detectar visualmente y por ello son usualmente necesarias mediciones de
espesores para determinar su extensión. La corrosión localizada y las superficies con picaduras pueden ser más
delgadas de lo que aparentan visualmente, y cuando exista duda sobre la localización de la superficie original o
la profundidad de pérdida de metal, también pueden ser necesarias las mediciones de espesor. Las mediciones
se pueden obtener como sigue:
a) Cualquier técnica adecuada NDE, tal como ultrasonidos o perfil radiográfico, se puede utilizar en tanto permita
determinar el espesor mínimo. Cuando un método de medición produce una incertidumbre considerable, otras
técnicas de medición de espesores se pueden emplear, tales como ultrasonidos con barridos A, B, o C.
b) La profundidad de la corrosión puede ser determinada midiendo desde las superficies no corroídas dentro del
recipiente cuando tales superficies están en la vecindad de la zona corroída
c) Los instrumentos de medición de espesor por ultrasonidos generalmente son el medio más preciso para las
mediciones de espesores. Después de la medición de espesores por ultrasonido se recomienda la adecuada
reparación del aislamiento y el recubrimiento en las CMLs para reducir la posibilidad que se produzca corrosión
bajo aislación. Cuando sea factible, se puede considerar el uso alternativo de técnicas radiográficas para la
obtención del perfil de corrosión, las cuales no requieren remover la aislación.
5.7.2.2 El barrido por ultrasonidos o la técnica de perfil radiográfico se prefieren cuando la corrosión es
localizada o el espesor remante es aproximado al espesor requerido.
5.7.2.3 Se debería utilizar un procedimiento de corrección cuando la temperatura del metal (normalmente por
encima de 150°F [65°C]) afecta la exactitud de las mediciones de espesores obtenidas. Se deberían utilizar
instrumentos, acoplantes y procedimientos adecuados, de manera de asegurar mediciones precisas a esas altas
temperaturas. Normalmente, los procedimientos implican la calibración con probetas calientes o el ajuste de las
mediciones por un factor de corrección por temperatura.
5.7.2.4 Los inspectores deberían tener presente las posibles fuentes de falta de exactitud en las medic iones y
hacer todo lo posible para eliminar su incidencia. Como regla general, cada una de las técnicas NDE tendrá
límites prácticos con respecto su exactitud. Los factores que pueden contribuir a reducir la exactitud de las
mediciones ultrasónicas incluyen los siguientes:
a) incorrecta calibración del instrumento;
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b) revestimientos externos o incrustaciones;
c) rugosidad superficial excesiva;
d) oscilación excesiva de la sonda (en superficies curvas);
e) defectos sub-superficiales, tales como laminaciones;
f) efectos por temperatura [a temperaturas superiores a 150 °F (65° C)];
g) pantalla pequeña del detector de fallas;
h) medir el doble del espesor en materiales delgados.
5.8 Prueba de presión
5.8.1
General
Referirse al Artículo 5.1 en ASME PCC-2 para más información de la prueba de presión.
5.8.2
Cuándo realizar una prueba de presión
5.8.2.1 Las pruebas de presión no se realizan normalmente como parte de una inspección de rutina. La prueba
de presión es generalmente requerida después de una alteración o una reparación mayor. Luego de completarse
las reparaciones (que no sean reparaciones mayores), las pruebas de presión deberán ser realizadas si el
inspector estima que esta es necesaria y especifica su realización en el plan de inspección. Alternativas de las
pruebas de presión se describen en 5.8.8.
5.8.2.2 La prueba de presión se realiza generalmente en el recipiente completo. Sin embargo, en caso de ser
práctico, se pueden realizar pruebas de componentes o secciones del recipiente en lugar del recipiente completo
(ej. una nueva conexión). Se debería consultar a un ingeniero cuando se desarrolle una prueba de presión en
componente/sección de un recipiente, para asegurar que esta es apropiada para el fin previsto.
5.8.3
Determinación de la presión de prueba
5.8.3.1 En caso de requerirse una prueba código, la presión mínima debería estar de acuerdo a las reglas del
código aplicable (código de construcción utilizado para determinar la MAWP). Con este fin, la presión mínima de
prueba para los recipientes que han sido reclasificados utilizando la tensión admisible de diseño publicada en la
adenda 1999 o posteriores del Código ASME Sección VIII División I, caso Código 2290, o caso Código 2278, es
del 130% de la MAWP y corregida por temperatura. La presión de prueba mínima para los recipientes
reclasificados utilizando la tensión admisible de diseño del Código ASME Sección VIII División I, publicado antes
de la adenda edición de 1999, es de 150% de la MAWP y corregida por temperatura. La presión mínima de
prueba para los recipientes diseñados utilizando el Código ASME Sección VIII División 1, es la siguiente:
Presión de prueba en psig (MPa) = 1,5 MAWP x (S pruebatemp/Sdiseñotemp), antes de la adenda de 1999.
Presión de ensayo en psig (MPa) = 1,3 MAWP x (S pruebatemp/Sdiseñotemp), adenda de 1999 y posterior.
Donde:
Spruebatemp es la tensión admisible a la temperatura de prueba en ksi (MPa)
Sdiseñotemp es la tensión admisible a la temperatura de diseño en ksi (MPa)pruebas
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5.8.3.2 En caso de realizarse una prueba no código luego de alguna reparación, la presión de prueba puede
ser determinada por el dueño/usuario. Las pruebas de presión de estanqueidad son determinadas por el
dueño/usuario, pero generalmente no tienen el propósito de verificar la resistencia de las reparaciones.
5.8.4
Preparación para la prueba de presión
5.8.4.1 Antes de realizar una prueba de presión, se deberían tomar precauciones y procedimientos adecuados
para garantizar la seguridad del personal que participa en la prueba de presión. La inspección visual de los
componentes de recipientes con presión no debería realizarse hasta que la presión en el recipiente sea igual o
menor que la MAWP. Esta recomendación es especialmente importante para los recipientes a presión en
servicio.
5.8.4.2 Cuando la presión de ensayo sea superior a presión de ajuste de el/los dispositivo(s) de alivio de la
presión, el/los dispositivo(s) de alivio de presión deberían ser removidos. Una alternativa para no quitar los
dispositivos de alivio de presión es utilizar clamps para mantener sujetado el disco de la válvula. Está prohibida la
aplicación de una carga adicional sobre el resorte de la válvula girando el tornillo de compresión. Otros
accesorios, tales como vidrios de indicadores, manómetros, y discos de ruptura, que pueden ser incapaces de
soportar la presión de prueba deberían ser removidos u obstruidos con bridas ciegas. Una vez realizada la
prueba de presión, los dispositivos de alivio de presión y accesorios retirados u enclavados durante la prueba de
presión deberán ser reinstalados o reactivados.
5.8.5
Prueba hidrostática de presión
5.8.5.1 Antes de realizar una prueba hidrostática, el diseño de las estructuras de los soportes y las fundaciones
deberían ser revisadas para asegurase que puedan soportar el peso durante la prueba. Para todos los
componentes y otros componentes que puedan experimentar la presión de prueba debería verificarse que estén
diseñados para la presión de prueba especificada; de otra manera ellos se deberían aislar de la prueba con
bridas ciegas.
5.8.5.2 Las pruebas hidrostáticas de presión en equipos que posean componentes de aceros inoxidables de la
serie 300 deberían realizarse con agua potable o condensado de vapor que contengan una concentración inferior
de 50 ppm de cloruros. Después de la prueba, el recipiente debería drenarse totalmente, y luego secarse. El
inspector debería verificar que la calidad del agua cumpla con lo especificado, y además el drenado y secado del
recipiente (todos los venteos superiores deberían estar abiertos durante el drenaje). Si no hay disponible agua
potable o si el drenado y secado inmediatos a la prueba no son posibles, se debería considerar el uso de agua
con una baja concentración de cloruros (ej. condensado de vapor), mayores PH (>10) y la adición de inhibidores,
de manera de reducir el riesgo de picaduras, corrosión bajo tensiones por cloruros, y corrosión inducida
microbiológicamente. Para tuberías de aceros inoxidables austeníticos sensitizados sujetos a corrosión bajo
tensiones politónica, se debería considerar el uso de una solución acuosa alcalina para la prueba de presión (ver
NACE RPO 0170).
5.8.6
Prueba neumática de presión
Una prueba neumática (incluyendo la combinación hidroneumática) puede ser realizada cuando la prueba
hidráulica es impracticable debido a la limitación de la estructura de apoyo o fundación, a la presencia de
revestimientos refractarios, o por razones de proceso. Cuando se aplique, antes de realizar la prueba, los
potenciales riesgos que pudieran sufrir las personas o las instalaciones deberán ser examinados por el ingeniero.
Como mínimo, al realizar cualquier prueba neumática se deberán aplicar las precauciones de inspección
contenidas en el Código ASME. El ingeniero debería preparar un procedimiento de prueba neumática siguiendo
los pasos enumerados en ASME PCC-2, artículo 5.1.
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5.8.7
API 510
Temperatura de prueba y consideraciones de fractura frágil
5.8.7.1 A temperatura ambiente, los aceros al carbono, de baja aleación, y otros aceros ferríticos, pueden ser
susceptibles a fractura frágil. Se ha atribuido una cantidad de fallos a la rotura frágil de los aceros expuestos a
temperaturas por debajo de su temperatura de transición y a presiones mayores al 20% de la presión de pru eba
hidrostática requerida. La mayoría de las fracturas frágiles se produjeron en la primera aplicación de un elevado
nivel de tensiones (la primera prueba o sobrecarga). El potencial de fractura frágil deberá ser evaluado antes de
la prueba de presión, y especialmente en caso de prueba neumática debido a la mayor energía interviniente. Se
debería prestar especial atención al realizar la prueba de presión en aceros de baja aleación, especialmente 2 ¼
Cr 1 Mo, debido a que estos pueden ser susceptibles a fragilización térmica, y en todo otro metal que pueda
ser susceptible a fragilización debido a los mecanismos de deterioro listados en API 571, o debido a elevadas
tensiones triaxiales, elevados espesores, o consideraciones geométricas.
5.8.7.2 Para minimizar el riesgo de fractura frágil durante la prueba de presión, la temperatura del metal debería
ser mantenida por lo menos 30°F (17°C) por encima de la MDMT o MAT para recipientes con espesor mayor de
2 in. (5 cm), y 10°F (6°C) por arriba de la MDMT o MAT para recipientes con espesor de 2 in. (5 cm) o menos. La
temperatura de prueba no deberá estar por encima de 120°F (50°C) a menos que haya información de las
características frágiles del material que indique que se necesita una temperatura de prueba mayor.
5.8.7.3 Cuando se realice prueba hidrostática a aceros inoxidables austeníticos macizos o clad, la temperatura
del agua no debería exceder 120°F (50°C) para prevenir posible corrosión bajo tensiones por cloruros.
5.8.8
Alternativas a la prueba de presión
5.8.8.1 Se deberán especificar y llevar a cabo NDE apropiados (ej. RT, UT, PT, MT, etc.) cuando no se vaya a
realizar una prueba de presión luego de una alteración o de una reparación mayor. Los NDE que sustituyen a
una prueba de presión después de una alteración o una reparación mayor solo pueden realizarse después de ser
aprobados por el ingeniero y por el inspector. En tales casos, es recomendable realizar una evaluación FFS para
identificar el tamaño crítico(s) de discontinuidad para especificar el criterio de aceptación de las técnicas NDE.
Remitirse a ASME PCC-2, artículo 5.2 por guías sobre el uso de NDE en lugar de pruebas de presión para
reparaciones y alteraciones.
5.8.8.2 En los casos donde la inspección por UT se utiliza para examinar soldaduras en lugar de la prueba de
presión, el dueño/usuario deberá especificar el uso de examinadores industriales calificados para ultrasonidos
con haz angular. Para el uso de UT en reemplazo de RT, se deberá seguir lo indicado en el Caso Código 2235 o
el Código ASME Sección VIII, División 2, 7.5.5.
5.9 Verificación y trazabilidad de materiales
5.9.1 Durante las reparaciones y alteraciones de recipientes a presión, el inspector deberá verificar que todos
los materiales nuevos (incluyendo tanto los aceros al carbono como todas las aleaciones) cumplen con las
especificaciones de materiales. A criterio del dueño/usuario o del inspector esta evaluación puede realizarse por
una verificación al 100% de los materiales, 100% de identificación positiva de material (PMI) o por un muestreo
en un porcentaje de los materiales en función de la criticidad de cada servicio. Los ensayos PMI pueden ser
realizados por el inspector o por el examinador utilizando métodos apropiados tales como espectroscopia de
emisión óptica o fluoroscopia de rayos X. El inspector o el examinador deberán estar capacitados y calificados
para realizar ensayos PMI. API 578 tiene guía adicional para los programas de verificación de materiales.
5.9.2 Si un componente de un recipiente experimenta corrosión acelerada o podría fallar debido a que un
material equivocado fue utilizado en lugar del material especificado, el inspector deberá considerar la necesidad
de una verificación adicional de los materiales existentes en el recipiente a presión u otros recipientes a presión
en el mismo servicio. La extensión de esta nueva verificación dependerá de varios factores, incluyendo las
consecuencias de la falla y la probabilidad de otras equivocaciones con los materiales.
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5.10 Inspección en servicio de juntas soldadas
5.10.1 La inspección de la calidad de las soldaduras es normalmente realizada como parte de los requisitos
para la construcción de equipos nuevos, reparaciones y alteraciones. Sin embargo, las soldaduras y las zonas
afectadas por el calor son inspeccionadas frecuentemente como parte de las actividades de inspección en
servicio, para detectar corrosión y/o fisuración inducida por el servicio. Cuando se detecta corrosión preferencial
o fisuración en la soldadura, se deberían inspeccionar soldaduras adicionales para determinar la extensión del
daño. API 577 provee guía adicional en inspección de soldaduras.
5.10.2 Algunas veces los perfiles radiográficos y los exámenes por ultrasonidos pueden revelar lo que parece
ser una discontinuidad en una soldadura existente. Si se detectan discontinuidades tipo fisura cuando el
recipiente está en servicio, se puede realizar inspección adicional para evaluar la magnitud de las mismas. Se
debe tratar de determinar si las discontinuidades tipo fisura se deben a la soldadura de fabricación original o
fueron causadas por un mecanismo de fisuración relacionado con el servicio.
5.10.3 Las discontinuidades tipo fisura y la fisuración por el medio deberán ser evaluadas por un ingeniero
(remitirse a API 579-1/ASME FFS-1, parte 9) y/o un especialista en corrosión. La corrosión preferencial en las
juntas soldadas deberá ser evaluada por el inspector.
5.11 Inspección y reparación de juntas bridadas
5.11.1 Las juntas bridadas se deberían inspeccionar para detectar evidencias de pérdidas, tales como
manchas, depósitos o goteos. Las pérdidas del proceso sobre los bulones de las bridas pueden resultar en
corrosión o agrietamiento por el medio. Este examen debería incluir aquellas bridas cubiertas con protectores
contra salpicaduras o guarda bridas. Aquellas que han sido sujetadas con clamps e inyectadas con sellante
deberían inspeccionarse para detectar fugas en los bulones. Los bulones sujetos a esas pérdidas pueden
corroerse o fisurarse (ej.: fisuración cáustica). En caso de considerar la re-inyección se debería realizar un
examen ultrasónico de los bulones para asegurar su integridad.
5.11.2 Las caras accesibles de las bridas deberían examinarse para detectar deformaciones y para determinar
el estado de las superficies de apoyo de las empaquetaduras. Las superficies de asiento de las empaquetaduras
que estén dañadas y que puedan dar lugar a una fuga deberían ser reconstituidas antes de ponerse de nuevo en
servicio. Debería prestarse especial atención a las caras de las bridas en servicios de hidroprocesado con alta
temperatura/alta presión ya que son propensos a fugas en las juntas durante la puesta en marcha y en servicio.
Si las bridas se encuentran excesivamente deformadas o dobladas, sus marcas y sus espesores deberían
cotejarse con los requisitos de ingeniería antes de tomar una acción correctiva. Remitirse a ASME PCC-1,
Apéndice D como guía para la evaluación de las caras de las bridas.
5.11.3 Los espárragos de las bridas deberían ser examinados visualmente para detectar corrosión, y para
verificar el engrane de su rosca. Los espárragos deberían engranar completamente. Cualquier espárrago que no
engrane completamente se considera aceptable si falta engranar no más de un solo un filete de rosca.
5.11.4 Se debería verificar la identificación (marcado) de una muestra representativa de nuevos espárragos y
empaquetaduras instaladas para determinar si cumplen con la especificación del material. El marcado se
identifica en las normas ASME y ASTM aplicables. Los espárragos dudosos deberían ser verificados o
renovados. Si se encuentran espárragos sin marcado, debería llamarse la atención a los involucrados en QA/QC
del vendedor/proveedor para adoptar medidas correctivas, pero pueden utilizarse si se verifica que es la
especificación apropiada y se corrige el marcado.
5.11.5 Las bridas de servicios alta presión y/o alta temperatura que se han encajonado o que perdieron en
funcionamiento durante el periodo de operación previo deberían recibir especial atención durante las paradas de
inspección y mantenimiento para determinar cuáles son las acciones correctivas adecuadas para evitar nuevas
fugas.
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38
API 510
5.11.6 Se puede encontrar información adicional sobre la inspección de uniones bridadas en ASME PCC-1,
Artículo 3.5.
5.12 Inspección de cuerpo y tubos de intercambiadores de calor
Remitirse a API 572, Anexo A para más información sobre la inspección de diferentes tipos de intercambiadores
de calor y ASME PCC-2, Artículo 3.12 como guía para la inspección y reparación del cuerpo y tubos de
intercambiadores de calor.
6 Intervalo/frecuencia y extensión de la inspección
6.1 General
6.1.1 Para asegurar la integridad de un recipiente, todo recipiente a presión y los dispositivos de alivio de
presión deberán ser inspeccionados en los intervalos/frecuencias establecidos en esta sección
6.1.2 La inspección adecuada deberá proporcionar la información necesaria para determinar que todas las
secciones o componentes esenciales del equipo son seguros para operar hasta la próxima inspección
programada. Los riesgos asociados con paradas operativas y 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 deberían ser evaluados
cuando se está planificando una inspección interna.
6.2 Inspección durante la instalación y cambios de servicio
6.2.1
Instalaciones de recipientes
6.2.1.1 Los recipientes de presión deberán ser inspeccionados por un inspector al momento de la instalación. El
propósito de esta inspección es verificar que el equipo es seguro para operar, que no hayan ocurrido daños
inaceptables durante su transporte al lugar de instalación, y para iniciar los registros en planta de inspección del
equipo. Esta inspección también proporciona una oportunidad para recopilar la información deseada de partida y
obtener las lecturas iniciales de espesor en los CMLs designados. Como mínimo la inspección debería incluir lo
siguiente:
a) verificar que la información de la placa de identificación es correcta y coincide con el reporte de datos del
fabricante y con los requisitos de diseño;
b) verificar que el equipo está instalado correctamente; que los soportes son adecuados y seguros, que el
equipamiento exterior tal como escaleras y plataformas estén asegurados, que la aislación está instalada
correctamente, que las bridas y otras conexiones mecánicas están montadas correctamente y que el recipiente
está limpio y seco; y
c) verificar que los dispositivos de alivio de presión cumplen los requisitos de diseño (dispositivos y presión de
ajuste correctos) y están correctamente instalados.
Si ocurrió daño, documentarlo y recomendar las reparaciones apropiadas o las evaluaciones de ingeniería
necesarias para asegurar que el recipiente sea apto para el servicio.
6.2.1.2 La inspección interna en campo de nuevos recipientes no es requerida siempre que la documentación
apropiada (ej. reporte de datos del fabricante) asegure que los recipientes cumplen con los diseños y los
requisitos especificados.
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6.2.2
39
Cambio de servicio del recipiente
6.2.2.1 Si las condiciones de servicio de un recipiente cambian (ej. fluido de proceso, presión máxima de
operación, y temperatura máxima y mínima de operación), los intervalos de inspección se deberán establecer
para las nuevas condiciones de servicio.
6.2.2.2 Si cambian el propietario y la ubicación de un recipiente, el recipiente deberá ser inspeccionado interna
y externamente antes de volver a utilizarlo. Esta inspección debería incluir exámenes que sean el punto de
partida para todo examen futuro planificado como resultado del nuevo servicio (ej. si el recipiente va a ser
utilizado en un servicio donde exista potencial de corrosión bajo tensión, entonces es recomendable para tener
como punto de partida un examen por fisuración en soldaduras). Además, las condiciones permitidas de servicio
y el intervalo de inspección deberán ser establecidos para el nuevo servicio. El inspector también debería
asegurar que se encuentre archivada la documentación del recipiente (información de seguridad de proceso) .
6.2.2.3 En algunos casos (ej. movimiento a una nueva ubicación de recipientes construidos con el Código
ASME, Sección VIII, División 2), puede ser requerido un nuevo análisis o una revisión/revalidación de las
especificaciones de diseño del usuario.
6.3 Inspección basada en el riesgo (RBI)
6.3.1 Una evaluación RBI puede ser utilizada para establecer los intervalos de inspección apropiados para
inspecciones internas, en línea e inspecciones externas, así como intervalos de inspección y ensayo para los
dispositivos de alivio de presión. La evaluación RBI puede permitir que se excedan los intervalos de inspección
previamente establecidos en 6.4 y 6.5 incluyendo la inspección de 10 años y la mitad de vida remanente como
límite para las inspecciones internas y en línea, y de cinco años como límite para las inspecciones externas.
6.3.2 Cuando el intervalo RBI para la inspección interna o en línea supera el límite de 10 años, la evaluación
RBI deberá ser revisada y aprobada por el ingeniero y por el inspector en intervalos no mayores de 10 años o
más a menudo si se justifica por los cambios de procesos, equipos, o cambios considerables.
6.3.3 Cuando un RBI se utilice para extender el intervalo de inspección interna o en línea, ésta evaluación
debería incluir una revisión del historial de inspecciones y el potencial de atascamiento de los dispositivos de
alivio de presión del recipiente.
6.3.4
Las evaluaciones RBI deberían estar en conformidad con las prácticas recomendadas de API 580.
6.4 Inspección externa
6.4.1 A menos que sea justificado mediante una evaluación RBI, a cada recipiente instalado por encima del
suelo se le deberá realizar una inspección visual externa en un intervalo que no exceda el menor de cinco años o
el intervalo requerido para la inspección interna o en línea. Es preferible que esta inspección se realice mientras
el recipiente esté en operación. El intervalo lo establece el inspector o el ingeniero de acuerdo con el sistema QA
del dueño/usuario.
6.4.2 Los intervalos de inspecciones externas para los recipientes en servicio no continuo son los mismos que
para los recipientes en servicio continuo, debido a que el medio externo no cambia durante el tiempo fuera de
servicio del equipo. Con los equipos retirados y abandonados en el lugar el dueño/usuario puede necesitar que
se realicen inspecciones externas para asegurarse que el deterioro de la aislación, los soportes de los equipos y
otros elementos relevantes no se hayan deteriorado hasta el punto donde se conviertan en un peligro para el
personal.
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40
API 510
6.5 Inspección interna, en línea y para medición de espesores
6.5.1
Intervalo de Inspección
6.5.1.1 A menos que sea justificado mediante una evaluación RBI, el período entre inspecciones internas, en
línea, o para medición de espesores no deberá exceder de la mitad de la vida remanente del recipiente o 10
años, lo que sea menor. Cuando la vida remanente sea menor a cuatro años, el intervalo de inspección puede
ser toda la vida remanente hasta un máximo de dos años. El intervalo lo establece el inspector o el ingeniero de
acuerdo con el sistema QA del dueño/usuario.
6.5.1.2 Para los recipientes a presión que están en servicio no continúo, el intervalo se basa en el número de
años de servicio efectivo (recipientes en operación) en lugar de años calendario, siempre que, cuando está fuera
de servicio el recipiente es:
a) aislado de los fluidos de proceso, y
b) no expuesto a medios internos corrosivos (ej. purgado con gas inerte o lleno con hidrocarburos no corrosivos).
Los recipientes que están en servicio no continuo y no están protegidos adecuadamente contra ambientes
corrosivos pueden experimentar un aumento de la corrosión interna mientras están parados. Las velocidades de
corrosión deberían ser revisadas cuidadosamente antes de establecer los intervalos de inspección interna o en
línea.
6.5.1.3 Un método alternativo para establecer el intervalo de inspección requerida es mediante el cálculo de la
MAWP proyectada de cada componente del recipiente como se describe en 7.3. Este procedimiento puede ser
iterativo, involucrando la selección de un intervalo de inspección, la determinación de la pérdida esperada de
material por corrosión durante el intervalo y el cálculo de la MAWP proyectada. El intervalo de inspección está
dentro del máximo permitido siempre que la MAWP proyectada del componente limitante no sea inferior a la
menor MAWP de la placa de identificación o resultante de una reclasificación, más la presión hidrostática
aplicable. A menos que sea realizada una evaluación RBI, el máximo intervalo de inspección utilizando este
método es también de 10 años.
6.5.2
Inspección en línea en reemplazo de las inspecciones internas
6.5.2.1 A criterio del inspector, una inspección en línea puede sustituir a una inspección interna en las
situaciones siguientes:
a) cuando el tamaño o configuración hace que la entrada al recipiente para inspección interna sea físicamente
imposible.
b) cuando el ingreso para la inspección interna sea físicamente posible y se cumplan todas las condiciones
siguientes:
1) la velocidad de corrosión generalizada de un recipiente es conocida y menor de 0.005 in. (0.125 mm)
por año;
2) la vida remanente del recipiente es mayor de 10 años;
3) el carácter corrosivo del contenido, incluido el efecto de los componentes trazadores, ha sido
establecido por al menos cinco años en el mismo servicio o servicio similar;
4) no se descubre ninguna condición dudosa durante la inspección externa;
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41
5) la temperatura de operación del cuerpo de acero del recipiente no supera los límites inferiores de
temperatura para el rango de rotura por creep del material del recipiente mencionados en API 5791/ASME FFS, parte 4, tabla 4.1;
6) el recipiente no está sujeto a la fisuración por el medio o daño por hidrógeno debido al fluido
manejado;
7) el recipiente no tiene un revestimiento interior no integralmente unido, tal como bandas de
revestimiento o placas de revestimiento.
6.5.2.2 Si no se cumplen los requisitos de 6.5.2. 1 b), la próxima inspección deberá ser una inspección interna.
Como una alternativa a los límites anteriores, una inspección en línea se puede realizar si una evaluación RBI
(por 6.3) determina que el riesgo asociado con el recipiente es aceptablemente bajo y la efectividad de la/s
técnica/s de NDE externos es adecuada para el mecanismo de daño esperado. Esta evaluación debería incluir
una revisión de las condiciones del proceso pasado y las condiciones probables del proceso futuro.
6.5.2.3 Cuando un recipiente ha sido inspeccionado internamente, los resultados de esta inspección pueden ser
utilizados para determinar si una inspección en línea puede sustituir a una inspección interna en un recipiente a
presión similar que opera en condiciones iguales o similares de servicio.
6.5.2.4 Lo siguiente puede ser aplicado cuando se comparan recipientes a presión que tienen igual o similar
servicio.
a) Cuando un recipiente ha sido inspeccionado internamente, los resultados de la inspección pueden ser
utilizados para determinar si una inspección en línea puede sustituir a una inspección interna en otro recipiente a
presión operando en el mismo servicio y condiciones.
b) Cuando dos o más recipientes a presión se instalan en serie y no se introduce o no se forma de otra manera
un contaminante potencialmente corrosivo que pueda afectar la integridad del recipiente en un punto intermedio
al conjunto, y si las condiciones de operación son las mismas en cualquier parte del conjunto, y siempre que se
disponga de suficiente historial de corrosión, la inspección de uno de los recipientes (preferiblemente el más
afectado) puede tomarse como representativa del conjunto.
c) La evaluación de riesgos o el análisis RBI pueden ser útiles cuando se considera extender la aplicabilidad del
mismo servicio al determinar los requisitos de inspección interna y en línea basados en la comparación de un
recipiente a presión con otros recipientes a presión y el número de recipientes a presión para ser inspeccionados
dentro de un grupo.
6.5.2.5 Cuando se lleva a cabo una inspección en línea, el tipo y alcance del NDE deberían ser especificados
en el plan de inspección. Esto podría incluir mediciones ultrasónicas de espesor, radiografía, u otros medios
apropiados NDE para medir el espesor del metal y/o evaluar la integridad de los límites de presión (ej. pared y
soldaduras del recipiente). Cuando se lleva a cabo una inspección en línea, el inspector deberá tener acceso
suficiente a todas las partes del recipiente (cabezales, cuerpo y boquillas) de manera que pueda ser realizada
una evaluación precisa de la condición del recipiente.
6.5.3
6.5.2.1
Inspección en línea en reemplazo de las inspecciones internas
Recipientes multi-zonas
Para recipientes grandes con dos o más zonas con diferentes velocidades de corrosión, cada zona puede ser
tratada de forma independiente para determinar los intervalos de inspección o para sustituir la inspección interna
con una en línea. Cada zona deberá ser inspeccionada en función del intervalo para esa zona.
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API 510
6.6 Dispositivos de alivio de presión
6.6.1
General
Los dispositivos de alivio de presión deberán ser ensayados y reparados por una organización reparadora
calificada y con experiencia en el mantenimiento de válvulas de alivio de acuerdo a las definiciones de 3.1.62.
Los dispositivos de alivio de presión deberían ser inspeccionados, ensayados y mantenidos de acuerdo con API
576.
6.6.2
Proceso de aseguramiento de la calidad (QA)
6.6.2.1 Cada organización reparadora deberá tener sistema QA totalmente documentado. Como mínimo, se
deberá incluir lo siguiente en el manual QA:
a) portada;
b) registro de revisiones;
c) índice;
d) declaración de autoridades y responsabilidades;
e) organigrama;
f) alcance del trabajo;
g) controles de planos y especificaciones;
h) requisitos para el control de materiales y partes;
i) programa de reparaciones e inspecciones;
j) requisitos para soldadura, NDE, y tratamiento térmico;
k) requisitos para los ensayos de válvulas, ajuste, pruebas de fugas, y sellos;
l) ejemplo general de placa de identificación de reparación;
m) requisitos para la calibración de instrumentos de medición y ensayos;
n) requisitos para la actualización y control de las copias del manual QC;
o) ejemplos de formularios;
p) requisitos de entrenamiento y calificación para el personal de reparaciones;
q) requisitos para el manejo de las no conformidades;
r) requisitos de auditorías en taller para asegurar que el cumplimiento a los procedimientos QA.
6.6.2.2 Cada organización reparadora deberá tener además un programa de capacitación completamente
documentado el cual deberá asegurar que el personal de reparaciones esté calificado dentro del alcance de las
reparaciones.
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6.6.3
43
Intervalos de ensayos e inspecciones
6.6.3.1 Los dispositivos de alivio de presión deberán ser ensayados e inspeccionados a intervalos que sean lo
suficientemente frecuentes para verificar que los mismos funcionan de forma confiable en sus condiciones de
servicio particulares. Otros dispositivos de alivio de presión, (ej. discos de ruptura y válvulas rompa vacío)
deberán ser inspeccionados a intervalos basados en las condiciones de servicio. El intervalo de inspección para
todos los dispositivos de alivio de presión es determinado ya sea por el inspector, por el ingeniero, o por otra
persona calificada por el sistema QA del dueño/usuario.
6.6.3.2 A menos que exista experiencia documentada y/o una evaluación RBI indique que es aceptable un
intervalo mayor, los intervalos de ensayo e inspección para los dispositivos de alivio de presión en los servicios
de procesos típicos no deberían exceder:
a) 5 años para los servicios de procesos típicos, y
b) 10 años para servicios limpios (que no produzcan atascamientos) y no corrosivos dispositivos
6.6.3.3 Cuando un dispositivo de alivio de presión se encuentra con incrustaciones severas o atascado
completamente, la inspección y los intervalos de inspección deberán ser reevaluados para determinar si el
intervalo debería ser acortado. La revisión debería tratar de determinar la causa de las incrustaciones o las
razones por las que el dispositivo de alivio de presión no funciona correctamente.
6.7
Aplazamiento de la fecha límite de inspección
Las tareas de inspección de los equipos y dispositivos de alivio de presión (no establecidos por RBI) que no se
pueden realizar en la fecha fijada pueden aplazarse evaluando previamente los riesgos, por un período de tiempo
determinado, cuando sea apropiado. Se deberá realizar un procedimiento de aplazamiento el cual defina el proceso
de aplazamiento en base al riesgo, incluyendo un plan de acción correctiva y fecha de aplazamiento, y las
aprobaciones necesarias si la inspección de una pieza de un equipo a presión debe aplazarse más allá del intervalo
establecido. Dicho procedimiento debería incluir:
1) presencia del personal adecuado de equipos a presión de la empresa, incluyendo el inspector y el
representante de la gerencia del dueño/usuario;
2) todos los controles de operación requeridos que sean necesarios para el periodo de funcionamiento
extendido;
3) la necesidad de inspección apropiada no intrusiva con NDE, según sea necesario, para justificar la
extensión temporaria; y
4) la documentación apropiada del aplazamiento en los registros del equipo.
No obstante lo anterior, el intervalo de inspección o servicio de un dispositivo de alivio de presión puede ser
postergado por el inspector, sin otras aprobaciones, basado en una revisión satisfactoria del historial del equipo y
un análisis de riesgos adecuado, cuando el período de tiempo durante el cual el ítem a ser postergado no supere el
10% del intervalo de inspección/servicio o seis meses, lo que sea menor.
Para equipos con intervalos determinados mediante RBI, la evaluación del riesgo existente debería ser actualizada
para determinar el cambio en el riesgo que pueda existir por no hacer la inspección planeada originalmente. Un
proceso de aprobación similar al utilizado para los equipos con intervalos no-RBI se debería utilizar para
documentar el cambio en los niveles de riesgo.
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API 510
Los aplazamientos necesitan ser completados y documentados antes de que el equipo sea operado más allá de la
fecha de vencimiento de la inspección programada y la gerencia del dueño/usuario sea puesta al tanto del aumento
del riesgo (si existe) por operar por tiempos que exceden fecha de la inspección programada. Los equipos a presión
operados más allá de la fecha de vencimiento de la inspección sin un aplazamiento documentado y aprobado no
están permitidos por este código. El aplazamiento de las inspecciones programadas debería ser la excepción
ocasional, y no ocurrir con frecuencia.
6.8
Aplazamiento de la fecha límite de recomendaciones de reparación de inspección
Las recomendaciones de reparación de inspección que no se puedan completar en su fecha límite se pueden
aplazar por un período determinado de tiempo, si es apropiado, por un cambio documentado en la fecha requerida
de realización. El aplazamiento de la fecha límite deberá ser documentado en los registros de inspección y tener el
consentimiento del personal de inspección de equipos a presión, entre ellos el inspector y el supervisor de
inspección. Las recomendaciones de inspección que no se hayan completado dentro de la fecha límite requerida
sin un cambio de fecha documentado y aprobado, no están permitidos por este código y son considerados como de
fecha vencida. El aplazamiento de las recomendaciones de inspección debería ser la excepción ocasional y no
ocurrir con frecuencia. El equipo debe permanecer dentro de los límites de los espesores mínimos requeridos
determinados en este código o por otra evaluación de ingeniería durante el periodo de aplazamiento.
6.9 Revisión de las recomendaciones de reparación de inspección
Las recomendaciones del inspector pueden ser cambiadas o eliminadas después de la revisión por el ingeniero de
recipientes a presión o por la supervisión de inspección. Si ese es el caso, en los registros de inspección se
deberán registrar los motivos, la fecha del cambio/eliminación, y el nombre de la persona que hizo la revisión.
7 Evaluación, análisis, y registro de la información de inspección
7.1 Determinación de la velocidad de corrosión
7.1.1
Recipientes a presión existentes
7.1.1.1 La velocidad de corrosión para mecanismos de daño de adelgazamiento se determina por la diferencia
entre dos mediciones de espesores dividida por el intervalo de tiempo entre las mediciones. La determinación de
la velocidad de corrosión puede incluir información de espesores recogida en más de dos mediciones diferentes.
El uso adecuado de las velocidades de corrosión de corto versus largo plazo deberá ser determinado por el
inspector. Las velocidades de corrosión de corto plazo se determinan típicamente por las dos mediciones de
espesor más recientes mientras que las velocidades de largo plazo utilizan la medición más reciente y la primera
medición realizada al comienzo de la vida del equipo. Estas diferentes velocidades de corrosión ayudan a
identificar nuevos mecanismos de corrosión y a diferenciarlos de aquellos que han estado actuando en el largo
plazo.
La velocidad de corrosión de largo plazo (LT) se deberá calcular a partir de la siguiente fórmula:
La velocidad de corrosión de corto plazo (ST) deberá ser calculada a partir de la siguiente fórmula:
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Donde:
tinicial es el espesor inicial en la misma CML del tactual. Es el primer espesor medido en esta CML o el espesor
al inicio de una nueva velocidad de corrosión por el medio, en in. (mm);
tactual es el espesor actual en una CML, en in. (mm), medido durante la inspección más reciente;
tprevio es el espesor anterior medido durante la inspección anterior. Es en el mismo lugar que tactual medido
durante una inspección anterior, en in. (mm).
7.1.1.2 Al evaluar las velocidades de corrosión como parte de la evaluación de la información, el inspector, en
consulta con un especialista en corrosión, deberá seleccionar la velocidad de corrosión que mejor refleje las
condiciones actuales. Debería considerarse lo siguiente al evaluar cuál velocidad de corrosión se debe utilizar
en una zona corroída para el cálculo de la vida remanente y de la fecha límite de la próxima inspección:
a) si el mecanismo de daño es por corrosión generalizada o localizada;
b) las zonas sujetas al impacto del fluido, fluido erosivo, o condiciones erosivas-corrosivas;
c) tiempo estimado de iniciación del problema de la corrosión (si no es desde la operación inicial) como base
para la medición de la pérdida de espesor de pared y el intervalo de tiempo apropiado para determinar la
velocidad de corrosión;
d) el posible punto donde se produjo el cambio(s) de proceso que puede haber causado la corrosión (como
mojado con agua, entrada de cloruros en el proceso, o pH más bajo);
e) el efecto de la formación de óxidos ya sea en la protección del componente de la corrosión o de la pérdida de
tal protección (tal como una mayor velocidad de flujo que elimina de la pared del recipiente la capa de óxido
protectora);
f) el potencial de corrosión acelerada en zonas estancadas (tales como aquellas en las cuales puede acumula rse
sulfuro de hierro);
g) operación continua dentro de la IOW.
7.1.2
Instalación de recipientes a presión nuevos o cambios en el servicio
Para un recipiente nuevo o para un recipiente para el que se están cambiando las condiciones de servicio, se
deberá utilizar uno de los métodos siguientes para determinar la velocidad de corrosión probable del recipiente.
La vida remanente y el intervalo de inspección pueden ser estimados a partir de esta velocidad.
a) Se puede calcular una velocidad de corrosión a partir de los datos recogidos por el dueño/usuario en equipos
que operan en el mismo o similar servicio. Si los datos sobre los equipos que operan en el mismo o similar
servicio no están disponibles, considerar las otras alternativas.
b) La velocidad de corrosión puede ser estimada por un especialista en corrosión.
c) La velocidad de corrosión puede ser estimada a partir de información publicada para los equipos en el mismo
o similar servicio.
d) Si la velocidad de corrosión probable no se puede determinar por ninguno de los anteriores, se deberá realizar
una determinación en línea luego de aproximadamente tres a seis meses de servicio utilizando dispositivos de
monitoreo de la corrosión adecuados o mediciones del espesor actual del recipiente. Las determinaciones
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posteriores se deberán realizar a intervalos apropiados hasta que se establezca una velocidad de corrosión
confiable. Si luego se determina que se asumió una velocidad de corrosión inexacta, la velocidad de corrosión en
los cálculos de vida remanente se deberá cambiar por la velocidad de corrosión real.
7.2 Cálculo de vida remanente
7.2.1
La vida remanente del recipiente (en años) se deberá calcular a partir de la siguiente fórmula:
Donde:
tactual es el espesor actual en una CML, en in. (mm), medido durante la inspección más reciente;
trequerido es el espesor requerido en la misma CML o componente, en in. (mm), en que se midió el tactual. Se calcula
mediante las fórmulas de diseño (ej. presión y estructurales) y no incluye el margen por corrosión ni las tolerancias
del fabricante.
7.2.2 Se puede usar un análisis estadístico en los cálculos de la velocidad de corrosión y la vida remanente para
las secciones del recipiente a presión. Esta aproximación estadística puede ser aplicada para la evaluación de la
sustitución de una inspección interna (ver 6.5.2.1b) o para determinar el intervalo de inspección interna. Se deberá
tener cuidado para asegurar que el tratamiento estadístico de los resultados refleje la condición real de la sección
del recipiente especialmente aquellas partes sujetas a corrosión localizada. El análisis estadístico no debería
aplicarse a recipientes con corrosión localizada aleatoria pero significativa. El método de análisis deberá ser
documentado.
7.3 Determinación de la presión máxima admisible de trabajo
7.3.1 La MAWP para el uso continuo de un recipiente a presión se deberá basar en cálculos realizados utilizando
la última edición aplicable del Código ASME o del código de construcción con el cual el recipiente fue construido. La
MAWP resultante de esos cálculos no deberá ser mayor que la MAWP original a menos que se realice una
reclasificación de acuerdo con 8.2.
7.3.2 Los cálculos se pueden realizar solamente si los siguientes detalles esenciales cumplen con los requisitos
aplicables del código utilizado: diseño de cabezales, cuerpo, y refuerzos de conexiones; especificaciones de
material; tensiones admisibles; eficiencias de juntas soldadas, criterios de aceptación de inspecciones; y
requerimientos de servicio cíclico.
7.3.3 En servicios corrosivos, el espesor de pared utilizado en esos cálculos deberá ser el espesor real
determinado en la inspección (ver 5.6.2) menos dos veces la pérdida de espesor por corrosión estimada antes de la
fecha de la próxima inspección, definido por:
Donde
Cvelocidad es la velocidad de corrosión gobernante en in. (mm) por año;
Iinterna es el intervalo hasta la próxima inspección interna o en línea, en años;
tactual es el espesor actual en la CML, en in. (mm), medido durante la última inspección.
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47
7.3.4 Deberán tomarse múltiples mediciones de espesor cuando el espesor actual determinado por la inspección
del componente es mayor o menor que el espesor informado por el fabricante en el informe de ensayos del material
o en el reporte de datos del fabricante, especialmente si el componente fue construido por procesos de conformado.
El procedimiento de medición de espesores deberá ser aprobado por el inspector. Se deberán tener en cuenta
márgenes de espesor para otras cargas de acuerdo con las disposiciones aplicables del Código ASME.
7.4
7.4.1
Análisis FFS de zonas corroídas
General
El espesor actual y la velocidad de corrosión máxima para cualquier parte de un recipiente puede ser modificado
en cualquier inspección considerando lo siguiente:
7.4.2
Evaluación de áreas adelgazadas localmente:
7.4.2.1 Para un área corroída de tamaño considerable el espesor de pared puede ser promediado sobre una
longitud que no exceda lo siguiente:
- Para recipientes con diámetros interiores menores o iguales a 60 in. (150 cm), la mitad del diámetro del recipiente
o 20 in. (50 cm), el que sea menor;
- Para recipientes con diámetros interiores mayores que 60 in. (150 cm), un tercio del diámetro del recipiente o 40
in. (100 cm), el que sea menor
7.4.2.2 A lo largo de la longitud designada, las lecturas de espesores deberían estar igualmente espaciadas. Para
áreas de tamaño considerable, puede ser necesario evaluar múltiples líneas en el área corroída para determinar
cuál longitud tiene el menor espesor promedio. Los siguientes criterios deben cumplirse para poder utilizar un
promedio de espesores:
- la región de pérdida de metal tiene contornos relativamente suaves sin muescas (es decir, la concentración de
tensiones localizadas es despreciable),
- el equipo no trabaja dentro del rango de creep,
- el componente no trabaja en servicio cíclico,
- deberían ser incluidas un mínimo de 15 mediciones de espesores en el grupo de datos,
- la lectura mínima debe ser incluida en el cálculo del promedio de espesores;
- la lectura mínima no puede ser menor que el 50% del espesor requerido.
7.4.2.3 Si las tensiones circunferenciales gobiernan (típico para la mayoría de los recipientes), las lecturas de
espesor se toman a lo largo de una línea longitudinal. Si las tensiones longitudinales gobiernan (debido a las cargas
de viento, el apoyo en cunas en recipientes horizontales, u otros factores), las lecturas de espesor se toman a lo
largo de una línea circunferencial (un arco).
7.4.2.4 Al realizar el cálculo del espesor promedio de cerca de discontinuidades estructurales (ej. una boquilla,
sección de transición cónica, y la conexión de brida), los límites para el promedio de espesores se deberán
considerar por separado para el área de la ventana de refuerzo (u otra área de altas tensiones localizadas) y la
zona exterior/adyacente a la ventana de refuerzo (u otra área de altas tensiones localizadas).
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48
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a) Al realizar el cálculo del espesor promedio cerca de una conexión, la longitud designada no se deberá extender
dentro de los límites del refuerzo como se define en el código de construcción. Se deberá considerar todo refuerzo
adicional incluido en el diseño de refuerzo de la boquilla (ej. un diámetro más grande de refuerzo para soportar
consideraciones de carga de tuberías o las cargas de viento).
b) Las consideraciones técnicas para el cálculo de un promedio de espesor dentro de la ventana de refuerzo para
discontinuidades estructurales se proporcionan en API 579-1/ASME FFS-1, Parte 4.
7.4.2.5 Cuando se realice el cálculo de la vida remanente en 7.2, el menor valor promedio de todas las longitudes
en el área corroída se utiliza como tactual.
7.4.3
Evaluación de picaduras
Durante la inspección en curso, se pueden ignorar las picaduras muy dispersas, siempre y cuando todas las
siguientes condiciones sean verdaderas:
a) El espesor remanente en la parte más profunda de la picadura es mayor que la mitad del espesor requerido (1/2
trequerido),
b) La superficie total de las picaduras que son más profundas que el margen por corrosión no excede 7 in.2 (45
cm2) dentro de cualquier círculo de diámetro 8 in. (20 cm),
c) La suma de las dimensiones de las picaduras que son más profundas que el margen por corrosión a lo largo de
cualquier línea recta de 8 in. (20 cm) no excede de 2 in. (5 cm).
Se puede utilizar API 579-1/ASME FFS-1, Parte 6 para evaluar los diferentes modos de crecimiento de picaduras,
estimar las velocidades de propagación de picaduras, y evaluar los problemas potenciales de la remediación de
picaduras frente al reemplazo de componentes. La profundidad máxima y la extensión de las picaduras están
relacionados en los gráficos de evaluación nivel 1 de picaduras de API 579-1/ASME FFS-1, los cuales se pueden
usar para evaluar la extensión de picaduras permitida antes de la próxima inspección.
7.4.4
Métodos alternativos de evaluación para adelgazamiento
7.4.4.1 Se puede evaluar como alternativa a los procedimientos indicados en 7.4.2 y 7.4.3, para componentes con
un adelgazamiento por debajo del espesor requerido, el empleo de los métodos de diseño por análisis del código
ASME Sección VIII, División 2, Apéndice 4, o API 579-1/ASME FFS-1, Anexo B. Estos métodos también pueden
utilizarse para evaluar áreas en las que se ha realizado desbaste para eliminar defectos. Para minimizar los efectos
de concentración de tensiones, es importante asegurarse de que no haya esquinas o bordes agudos en las zonas
en que se ha realizado desbaste.
7.4.4.2 Al utilizar el código ASME Sección VIII, División 2, apéndice 4, el valor de la tensión utilizada en el diseño
original del recipiente a presión deberá ser sustituido por el valor Sm de la División 2, si la tensión de diseño es
menor o igual a 2/3 de la resistencia a la fluencia mínima especificada a temperatura. Si la tensión de diseño
original es mayor que 2/3 de la resistencia a la fluencia mínima especificada a temperatura, entonces se deberá
sustituir Sm por 2/3 de la resistencia a la fluencia mínima especificada. Cuando se va a utilizar esta aproximación,
un ingeniero deberá realizar este análisis.
7.4.5
Ajustes de la eficiencia de junta
Cuando la superficie del recipiente se corroe lejos de una soldadura y la eficiencia de la junta es menor de 1.0, se
puede hacer un cálculo por separado utilizando un factor de unión de junta apropiado (típicamente 1.0). Para este
cálculo, la superficie en una soldadura incluye 1 in. (2,5 cm) a cada lado de la soldadura (medida desde la punta del
pie) o dos veces el espesor requerido a cada lado de la soldadura, lo que sea mayor.
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7.4.6
49
Áreas Corroídas en los cabezales del recipiente
7.4.6.1 El espesor requerido en zonas corroídas de cabezales semielípticos y toriesféricos se puede determinar
de la siguiente manera:
a) en la zona del radio de acuerdo del cabezal, utilice la fórmula apropiada de cabezal del código de construcción.
b) en la parte central del cabezal, utilice la fórmula de cabezal hemisférico del código de construcción. La porción
central del cabezal se define como el centro del cabezal con un diámetro igual al 80% del diámetro del cuerpo.
7.4.6.2 Para los cabezales toriesféricos, el radio a utilizarse en la fórmula de cabezal hemisférico, es el radio de la
corona (igual al diámetro exterior del cuerpo para los cabezales toriesféricos estándar, aunque se han permitido
otros radios).
7.4.6.3 Para los cabezales semielípticos, el radio a usar en la fórmula de cabezal hemisférico deberá ser el radio
esférico equivalente radio K1 x D, donde D es el diámetro del cuerpo (igual al diámetro interior) y K1 se da en la
Tabla 7.1. En la Tabla 7.1, h es la mitad de la longitud del eje menor (igual a la altura interior del cabezal
semielíptico medido desde la línea tangente). Para muchos cabezales semielípticos, D/2h = 2.0.
Tabla 7-1- Valores del factor K1 de radio esférico
D/2h
K1
3,0
1,36
2,8
1,27
2,6
1,18
2,4
1,08
2,2
0,99
2,0
0,90
1,8
0,81
1,6
0,73
1,4
0,65
1,2
0,57
1,0
0,50
NOTA: El radio esférico equivalente es igual a K1 x D;
la relación de ejes es igual a D/2h. Se permite la
interpolación para valores intermedios
7.5 Evaluaciones FFS
Los componentes retenedores de presión en los cuales se ha encontrado daño que pueda afectar a su capacidad
de soportar carga [cargas de presión y otras cargas aplicables (ej. peso, viento, etc.) según API 579-1/ASME FFS1] deberán ser evaluados para continuar en servicio. La evaluaciones FFS, tales como las documentadas en API
579-1/ASME FFS-1, pueden ser utilizadas para esta evaluación y deben ser aplicables a los daños específicos
observados. Las siguientes técnicas pueden utilizarse como una alternativa a las técnicas de evaluación en 7.4.
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a) Para evaluar la pérdida de metal en exceso del margen por corrosión, se puede realizar una evaluación de FFS
de acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1, Partes 4, 5 ó 6, según corresponda. Esta evaluación requiere el uso de un
margen por corrosión a futuro, el cual deberá ser establecido en base a la Sección 6 de este código inspección.
b) Para evaluar las ampollas, daños HIC/SOHIC y laminaciones, se debería realizar una evaluación FFS de
acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1, parte 7 y Parte 13, respectivamente. En algunos casos, esta evaluación
requerirá el uso de un margen de corrosión a futuro, el cual deberá ser establecido en base a la Sección 6 de este
código inspección.
c) Para evaluar desalineación en soldaduras y deformaciones del cuerpo, se debería realizar una evaluación FFS
de acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1, Parte 8.
d) Para evaluar defectos tipo fisura, se debería realizar una evaluación FFS de acuerdo con API 579-1/ASME FFS1, Parte 9. Cuando se utilizan técnicas de ultrasonidos con haz angular para determinar el tamaño de los defectos,
se deberá utilizar un examinador industrial calificado para ultrasonidos con haz angular.
e) Para evaluar el potencial de daño por creep en los componentes que operan en el régimen de creep, se debería
realizar una evaluación FFS de acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1, Parte 10.
f) Para evaluar los efectos de daño por fuego, se debería realizar una evaluación FFS de acuerdo con API 5791/ASME FFS-1, Parte 11.
g) Para evaluar daños en los componentes por indentaciones y rayado, se debería realizar una evaluación FFS de
acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1, Parte 12.
7.6 Determinación del espesor requerido
El espesor requerido deberá basarse en la presión, y consideraciones mecánicas y estructurales, utilizando las
fórmulas de diseño y tensiones admisibles apropiadas del código. Para los servicios con elevadas consecuencias
potenciales en caso de producirse una falla, el ingeniero debería considerar el aumento del espesor requerido por
encima del espesor mínimo calculado, para considerar cargas imprevistas o desconocidas, las pérdidas de metal
no conocidas, o resistencia al abuso normal.
7.7 Evaluación de equipos existentes con documentación mínima
Para recipientes a presión que no tienen placa de identificación y muy poca o ninguna documentación de diseño y
construcción, se pueden utilizar los siguientes pasos para verificar la integridad operativa:
1) Llevar a cabo una inspección para determinar la condición del equipo incluyendo un control dimensional
completo de todos los componentes necesarios para determinar el espesor mínimo requerido y la idoneidad del
diseño del equipo [es decir, cabezales cuerpo(s), transiciones, aberturas, ponchos de refuerzo, soportes de
apoyo, etc.].
2) Definir los parámetros de diseño y preparar planos.
3) Realizar cálculos de diseño basados en códigos y normas aplicables. No utilice los valores de tensiones
admisibles del Código ASME vigente (basado en el factor de diseño de 3.5) para los recipientes diseñados a
una edición o adenda del Código ASME anterior a la adenda de 1999 y que no fueron diseñados según el Caso
Código ASME 2290 o el Caso Código 2278. Para los recipientes diseñados a una edición o adenda del Código
ASME anterior a la adición de 1999 y que no fueron diseñados según el Caso Código ASME 2290 o el Caso
Código 2278, use los valores de tensiones admisibles del Código ASME anterior a 1999 (basadas en un factor
de diseño de 4.0 o 5.0). Ver el Código ASME, Sección VIII, División 1, párrafo UG-10 (c) como guía para la
evaluación de materiales no identificados. Si no se sigue UG-10 (c), entonces para aceros al carbono utilice las
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tensiones admisibles del SA-283 Grado C y para aleaciones y materiales no ferrosos, use análisis de
fluoroscopía de rayos X para determinar el tipo de material sobre el cual basar los valores de tensión admisible.
Cuando se desconoce la extensión de la inspección radiográfica realizada originalmente, use una eficiencia de
junta de 0,7 para soldaduras a tope Tipo No. (1), y 0,65 para soldaduras a tope tipo No. (2), y 0,85 para cuerpos,
cabezales y boquillas sin costura o considerar la realización de radiografía si se necesita una mayor eficiencia
de junta. (Tener en cuenta que la realización de radiografía de soldaduras en un recipiente con un diseño y
documentación de construcción mínimos o nulos puede resultar en la necesidad de una evaluación FFS y
reparaciones importantes)
4) Colocar la placa de identificación mostrando la MAWP y temperatura, MAT, y fecha.
5) Realizar una prueba de presión tan pronto como se pueda, según lo requerido por el código de construcción
utilizado para los cálculos de diseño.
7.8 Informes y registros
7.8.1 Los dueños y usuarios de recipientes a presión deberán mantener registros permanentes y progresivos de
sus recipientes a presión y dispositivos de alivio de presión. Los registros permanentes serán mantenidos durante
toda la vida útil de cada elemento del equipo; los registros progresivos se actualizarán periódicamente para incluir la
nueva información sobre inspección, y el historial de mantenimiento del equipo y los dispositivos de alivio de
presión, así como también toda la información de operación que pueda afectar la integridad del equipo.
7.8.2 Los registros del recipiente a presión y de los dispositivos de alivio de presión deberán contener cuatro tipos
de información correspondientes a la integridad mecánica. Esos cuatro tipos y algunos ejemplos útiles de cada uno
incluyen lo siguiente:
a) Información de construcción y diseño. Por ejemplo, número de serie del equipo u otra identificación, reportes de
datos del fabricante, planos para fabricación, formularios U-1 u otros formularios de construcción, fotos o calcos de
la placa de identificación, curvas de tratamientos térmicos, especificaciones de datos de diseño, cálculos de diseño
del recipiente, cálculos de dimensionamiento de los dispositivos de alivio de presión y los planos de construcción.
b) Historial de inspecciones. Por ejemplo, los informes de inspección y los datos de cada tipo de inspección
realizada (ej. internas, externas, mediciones de espesor), y las recomendaciones de inspección. Los informes de
recomendaciones de inspección para inspección de reparaciones deberán documentar la fecha de cada inspección
y/o examen, la fecha de la próxima inspección programada, el nombre de la persona que realizó la inspección y/o el
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. Los registros RBI del recipiente a presión
deberían estar de acuerdo con API 580, Sección 17. Los registros deberían indicar también el estado de cada
recomendación de inspección, incluyen la razón por la cual una recomendación de inspección no fue
implementada.
c) Información de reparaciones, alteraciones, y reclasificación. Por ejemplo:
1) formularios de reparaciones y alteraciones, como el que se muestra en el Anexo D;
2) informes que indican que el equipo esta aun en servicio, ya sea con las deficiencias detectadas, con
reparaciones temporales o que las recomendaciones para la reparación son adecuadas para la continuidad del
servicio hasta que las reparaciones pueden ser completadas; y
3) la documentación de reclasificación (incluyendo cálculos de reclasificación, nuevas condiciones de diseño y
evidencia de estampado).
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API 510
d) Los requisitos de documentación de la evaluación FFS se describen en API 579-1/ ASME FFS-1, Parte 2.8. Los
requisitos de documentación específicos para el tipo de fallo que se está evaluando se proporcionan en el capítulo
correspondiente de la API 579-1/ ASME FFS-1.
7.8.3 Registros de operación y mantenimiento en sitio, como por ejemplo las condiciones de operación,
incluyendo alteraciones operacionales que puedan afectar la integridad mecánica, y los daños mecánicos por
mantenimiento, deberían también estar disponibles para el inspector. Remitirse a API 572, Anexo C para ver
ejemplos de formularios.
8 Reparaciones, alteraciones, y reclasificación de recipientes a presión
8.1 Reparaciones y alteraciones
8.1.1
General
Todas las reparaciones y alteraciones a recipientes a presión deberán ser realizadas por una organización
reparadora de acuerdo con los principios aplicables del Código ASME o del código de construcción o reparación
aplicable y de acuerdo con el plan de reparación específico del equipo preparado por el inspector o el ingeniero.
Las reparaciones a los dispositivos de alivio de presión deberían estar de acuerdo con API 576 y el manual QA
aprobado de válvulas de alivio. La organización reparadora deberá seguir todos los requisitos aplicables de
seguridad como se indica en 5.3.
8.1.2
Autorización
Todas las reparaciones y alteraciones a recipientes a presión deberán ser autorizadas por el inspector antes que
el trabajo sea iniciado por una organización reparadora. No se puede dar la autorización para alteraciones de
recipientes a presión que cumplen con el Código ASME Sección VIII Divisiones 1 y 2 ni para reparaciones a
recipientes a presión que cumplen con el Código ASME Sección VIII Divisiones 1 y 2, hasta que también un
ingeniero haya aprobado el trabajo. El inspector definirá los puntos de control que sean requeridos para
reparaciones y alteraciones. El inspector puede dar una autorización general previa para reparaciones limitadas
o de rutina en un recipiente a presión determinado siempre que el inspector esté satisfecho con la competencia
de la organización reparadora y que las reparaciones sean del tipo que no requerirá una prueba de presión [ej.
recubrimiento con metal de soldadura en caso de corrosión en un recipiente que no requiera tratamiento térmico
(PWHT)].
8.1.3
Aprobación
8.1.3.1 Antes de realizar cualquier reparación o alteración, todos los métodos propuestos de diseño, ejecución,
materiales, procedimientos de soldadura, NDE, y los ensayos deberán ser aprobados por el inspector. Para
alteraciones, reparaciones mayores y reparaciones temporarias, se requiere la aprobación del inspector y del
ingeniero. El inspector puede establecer los puntos de control a ser implementados durante la ejecución del trabajo.
8.1.3.2 El inspector deberá aprobar todos los trabajos de reparación y alteración especifica en los puntos de
control establecidos, y después de la finalización del trabajo de acuerdo con el plan de reparación.
8.1.4
Diseño
Las nuevas boquillas, conexiones, o partes de reemplazo de repuesto deberán cumplir con los requisitos de diseño
del código de construcción aplicable. El diseño de las piezas de reemplazo y nuevas boquillas deberá emplear los
mismos criterios de tensión admisible que el utilizado para el diseño del recipiente. El diseño, ubicación y modo de
fijación deberán cumplir con los requisitos del código de construcción aplicable. Cuando el daño a las partes de un
recipiente sea tan grande que las reparaciones no las pueden restaurar a las condiciones de diseño, las partes
deberán ser reemplazadas. Un ingeniero deberá aprobar todas las instalaciones de boquillas.
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8.1.5
53
Materiales
El material utilizado en las reparaciones o alteraciones deberá ser conforme al código de construcción aplicable. El
marcado del material, las prácticas de control de materiales y los informes de ensayos de materiales
proporcionados al dueño/usuario deberán cumplir con el código de construcción aplicable. Los materiales utilizados
para las reparaciones y alteraciones soldadas deberán ser de calidad soldable reconocida y ser compatibles con el
material original. No se deberán soldar aceros al carbono o aleados con contenido de carbono mayor a 0,35% y los
aceros al carbono o aleados con contenido de carbono mayor a 0,30% pueden necesitar cuidados especiales y
precalentamiento para evitar la fisuración en la soldadura. Si el inspector considera que hay dudas respecto a lo
documentos de verificación del material, se debería especificar PMI.
8.1.6
Reparación de defectos
Las reparaciones de los defectos encontrados en los componentes de recipientes a presión se pueden realizar
mediante varias técnicas que dependen a menudo del tamaño y naturaleza del defecto, de los materiales de
construcción, y de los requisitos de diseño del recipiente a presión. Remitirse a ASME PCC-2, Artículo 3.4 como
guía para la excavación de defectos y reparación por soldadura. Las técnicas de reparación se pueden clasificar
como permanentes o temporales dependiendo de su diseño y la conformidad con el código de construcción
aplicable.
8.1.6.1 Las reparaciones temporales
8.1.6.1.1 General
Las reparaciones temporales se pueden realizar en recipientes a presión en tanto que el inspector y el ingeniero
estén convencidos que la reparación hará que el recipiente sea apto para continuar en servicio hasta que se
puedan realizar las reparaciones permanentes. Las reparaciones temporales deberían ser removidas y
reemplazadas por reparaciones permanentes adecuadas en la primera oportunidad de mantenimiento disponible.
Las reparaciones temporales solo pueden permanecer en su lugar durante un período mayor de tiempo sólo si es
evaluado, aprobado, y documentado por el ingeniero y por el inspector. La documentación de las reparaciones
temporales debería incluir:
a) ubicación de la reparación temporal;
b) detalles específicos sobre la reparación (ej. material de construcción, espesor, tamaño de las soldaduras, NDE
realizados);
c) detalles de los análisis realizados, incluyendo cálculos de ingeniería que demuestren que el recipiente es apto
para el servicio hasta que la reparación permanente o el reemplazo sean completados;
d) requisitos para próximas inspecciones; y
e) fecha límite para la instalación de la reparación permanente;
Los planes de inspección deberán incluir el control de la integridad de la reparación temporal hasta que las
reparaciones permanentes sean completadas. Remitirse a ASME PCC-2, Artículos 2.4 y 3.6 como guía para las
cajas de pérdidas soldadas y las abrazaderas mecánicas.
8.1.6.1.2
Parches soldados a filete
8.1.6.1.2.1 Se pueden utilizar parches soldados a filete para hacer reparaciones temporales en zonas dañadas,
corroídas o erosionadas de componentes de recipientes a presión. Las fisuras no deberán ser reparadas de esta
manera a menos que el ingeniero determine que las fisuras no se propagarán debajo del parche. En algunos
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54
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casos, el ingeniero puede necesitar realizar un análisis FFS. Las reparaciones temporales utilizando parches
soldados a filete deberán ser aprobadas por el inspector y por el ingeniero.
8.1.6.1.2.2 Los parches soldados a filete requieren una consideración especial de diseño, sobre todo relacionada
con la eficiencia de junta soldada.
a) Los parches soldados a filete pueden ser aplicados en las superficies internas o externas de cuerpos, cabezales,
y colectores. Preferentemente deberían ser aplicados en la superficie externa para facilitar su examen en línea.
b) Los parches soldados a filete son diseñados para absorber las deformaciones de membrana de las partes.
Entonces, para que estén de acuerdo a las reglas del código de construcción aplicable, resulta lo siguiente:
1) La tensión admisible de membrana no es excedida en las partes del recipiente o en los parches.
2) La deformación en los parches no resulta en tensiones en las soldaduras de filete que superen las tensiones
admisibles para tales soldaduras.
Las excepciones a estos requisitos deberán ser justificadas con un análisis FFS apropiado.
8.1.6.1.2.3 Un parche soldado a filete no deberá ser instalado sobre un parche soldado a filete existente excepto
como refuerzo adicional de aberturas, en caso de ser aplicable por el código de construcción. Al instalar un parche
soldado a filete adyacente a un parche soldado a filete existente, la distancia entre bordes de las soldaduras de
filete no deberá ser menor que:
donde
d es la distancia mínima entre los bordes de soldaduras de filete adyacentes, en in. (mm),
R es el radio interior del recipiente, en in. (mm.),
t es el espesor actual de la pared subyacente del recipiente, en in. (mm).
Las excepciones a este requisito en algunos medios de bajas consecuencias (ej. servicios de baja presión con
erosión por catalizador) deberán ser justificadas por una combinación apropiada de análisis FFS y de riesgo.
8.1.6.1.2.4 Las placas para los parches soldados a filete deberán tener esquinas redondeadas con un radio mínimo
de 1 in. (25 mm).
8.1.6.1.3
Reparaciones con bandas solapadas
Se puede considerar utilizar una banda solapada que cubra toda la circunferencia si se cumplen los siguientes
requisitos:
a) El diseño es aprobado y documentado por el ingeniero y por el inspector.
b) Las fisuras no deberán ser reparadas de esta manera a menos que el ingeniero determine que no se espera que
la fisura se propague debajo de la banda solapada. En algunos casos, el ingeniero puede necesitar realizar un
análisis FFS
c) La banda está diseñada para contener toda la presión de diseño del recipiente.
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d) Todas las costuras longitudinales en la banda de reparación son soldaduras a tope con penetración total, con
eficiencia de junta de diseño e inspección consistentes con el código apropiado.
e) Las soldaduras de filete circunferenciales que fijan la banda al recipiente son diseñadas para transferir la carga
longitudinal total en el cuerpo del recipiente, usando una eficiencia no mayor a 0.45. Donde sean significantes, los
efectos de la excentricidad de la camisa respecto al cuerpo original deberán ser considerados en el
dimensionamiento de las soldaduras de unión de la banda.
f) Se deberán realizar NDE superficiales apropiados en todas las soldaduras de fijación.
g) Debería considerarse, de ser aplicable, la fatiga de las soldaduras de fijación, tal como la fatiga resultante de la
expansión térmica diferencial de la banda respecto al cuerpo del recipiente.
h) El material de la banda y el metal de soldadura son adecuados para el contacto con el fluido contenido en las
condiciones de diseño y se ha proporcionado un margen de corrosión apropiado en la banda.
i) El mecanismo de daño que condujo a la necesidad de reparación deberá ser considerado al determinar si se
necesita realizar algún monitoreo o realizar futuras inspecciones de la reparación.
Ver ASME PCC-2, Articulo 2.6 para manguitos en toda la circunferencia para conexiones de recipientes.
8.1.6.1.4
Conexiones que no penetran
Las conexiones que no penetran (incluidos los casquetes de tubos unidos como conexiones) se pueden utilizar
como reparaciones permanentes, pero no para reparar fisuras, cuando el diseño y modo de unión cumplen con los
requisitos aplicables del código apropiado. El diseño y el refuerzo de dichas conexiones deberán considerar la
pérdida de material original del cuerpo encerrado por la conexión. El material de la conexión deberá ser apto para el
contacto con el fluido contenido en las condiciones de diseño y se deberá proporcionar un margen por corrosión
adecuado. El mecanismo de daño que condujo a la necesidad de reparación deberá ser considerado al determinar
si se necesita realizar algún monitoreo o realizar futuras inspecciones de la reparación.
8.1.6.2 Las reparaciones permanentes
8.1.6.2.1 Las técnicas típicas de reparaciones permanentes incluyen:
a) Excavación del defecto y suavizado por desbaste para contornear de acuerdo con API 579-1/ASME FFS-1, Parte
5. También remitirse a ASME PCC-2, Artículo 3.4 para guía sobre excavación de defectos y reparación por
soldadura.
b) Excavación del defecto y reparación por soldadura de la excavación.
c) Reemplazo de una sección o del componente que contiene el defecto.
d) Recubrimiento con metal de soldadura del área corroída.
e) Agregar placas o bandas de revestimiento a la superficie interior
No se debería intentar realizar, sin consultar previamente con un ingeniero, la reparación de una grieta en una
discontinuidad donde la concentración de tensiones es elevada (ej. fisuras en una soldadura de una conexión al
cuerpo).
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8.1.6.2.2
API 510
Placas insertadas
Las placas del cuerpo dañadas o corroídas pueden ser reparadas mediante la remoción de una sección y su
reemplazo con un parche insertado (parche al ras) que cumpla con el código aplicable. Se pueden utilizar parches
insertados si se cumplen los siguientes requisitos:
a) Se especifican soldaduras a tope de penetración total.
b) Las soldaduras son radiografiadas de acuerdo con el código de construcción aplicable. El radiografiado puede
ser reemplazado por examen ultrasónico de acuerdo con el Caso Código ASME 2235 o el Código ASME, Sección
VIII, división 2, 7.5.5, si los procedimientos NDE son aprobados por el inspector.
c) Todas las esquinas de la placa insertada que no se extienden hasta una soldadura longitudinal u horizontal
existente deberán ser redondeadas a un radio mínimo de 1 in. (25 mm). La proximidad de una soldadura a las
soldaduras existentes deberá ser revisada por el ingeniero.
Remitirse a ASME PCC-2, Articulo 2. 1 para reparación con placas insertadas.
8.1.6.3
Resistencia del metal de aporte para recubrimientos y reparaciones a soldaduras existentes
8.1.6.3.1 El metal de aporte utilizado para reparaciones por soldadura al metal base del recipiente debería tener
una resistencia a la tracción mínima especificada igual o mayor que la resistencia a la tracción mínima especificada
del metal base.
8.1.6.3.2 Si se usa un metal de aporte que tiene una resistencia a la tracción mínima especificada menor que la
resistencia a la tracción mínima especificada del metal base, se deberá considerar la compatibilidad de la
composición del metal de aporte con la composición del metal en cuanto a la soldabilidad y al daño por servicio.
Además, se deberá cumplir con todo lo siguiente:
a) El espesor de la reparación deberá ser mayor que el 50% del espesor requerido del metal base (esto excluye el
margen por corrosión).
b) El espesor de la soldadura de reparación deberá ser incrementado en función de la relación entre la resistencia a
la tracción mínima especificada para el metal base y la resistencia a la tracción mínima especificada del metal de
aporte utilizado para la reparación.
donde:
Tfill es el espesor de metal de soldadura de reparación, en in. (mm),
d es la profundidad de metal base perdido por corrosión y por la preparación de la soldadura, en in. (mm),
Sbase es la resistencia a la tracción del metal base, en ksi (MPa),
Sfill es la resistencia a la tracción del metal de aporte, en ksi (MPa).
c) El espesor incrementado de la reparación deberá tener esquinas redondeadas y deberá ser suavizado hacia el
metal base utilizando una pendiente de 3 a 1.
e) La reparación deberá realizarse con un mínimo de dos pasadas.
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8.1.6.4
57
Reparaciones a revestimientos y clad de acero inoxidable
8.1.6.4.1 El procedimiento de reparación para restaurar áreas removidas, corroídas o perdidas de revestimientos
o clad, deberá ser revisado y aprobado por el ingeniero y por el inspector antes de su implementación.
8.1.6.4.2 Se deberán considerar los factores importantes que puedan afectar el plan de reparación. Estos factores
incluyen el nivel de tensión, número P del material de base, medio, posible hidrógeno disuelto previamente, tipo de
revestimiento, deterioro de las propiedades del metal base (por fragilización térmica de aleaciones cromomolibdeno u otros mecanismos de daño que produzcan pérdida de tenacidad), las temperaturas mínimas de
presurización, y una necesidad de examen periódico futuro.
8.1.6.4.3 Para equipos expuestos a migración de hidrógeno atómico en el metal base (equipos que operan en
servicio de hidrógeno a alta temperatura o han tenido áreas del metal base expuestas a la corrosión), los siguientes
factores adicionales deberían ser considerados por el ingeniero al desarrollar el plan de reparación:
a) desgasificación de metal base;
b) endurecimiento de metal base debido a la soldadura, desbaste o repelado;
c) control de la temperatura de precalentamiento y entre pasadas;
d) PWHT para reducir la dureza y restaurar las propiedades mecánicas.
Estas reparaciones deberán ser supervisadas por un inspector para asegurar el cumplimiento de los requisitos de
reparación. Después de enfriar hasta temperatura ambiente, la reparación deberá ser examinada por el método PT
de acuerdo con el Código ASME, Sección VIII, División I, Apéndice 8.
8.1.6.4.4 Para los recipientes construidos con metales base P-3, P-4 o P-5, el metal base en el área de la
reparación también debería ser examinado en busca de fisuras mediante un examen ultrasónico de acuerdo con el
Código ASME, Sección V , artículo 4, párrafo T-473. Para aleaciones que pueden ser afectadas por fisuración
diferida, resulta más apropiado realizar esta inspección al menos 24 horas después de completada la reparación.
8.1.6.4.5 Remitirse a ASME PCC-2, Artículo 2.11 para obtener información adicional sobre recubrimiento con
soldadura y restauración de clad.
8.1.7
Soldadura y hot tapping
8.1.7.1 General
Toda soldadura en reparación y alteración deberá estar de acuerdo con los requisitos aplicables del Código ASME
o el código de construcción o reparación aplicable, salvo lo permitido en 8.1.6.3. Remitirse a API 582 y API 577
para consideraciones adicionales sobre soldadura. Remitirse a API 2201 por aspectos de seguridad cuando se
realicen soldaduras sobre el equipo en funcionamiento (ej. durante hot tapping) y a ASME PCC2, Artículo 2.10 para
obtener una guía técnica para soldaduras en servicio.
8.1.7.2
Procedimientos, calificaciones y registros
8.1.7.2.1 La organización reparadora deberá utilizar soldadores y procedimientos de soldadura calificados de
acuerdo con los requisitos del código ASME Sección IX o aquellos referidos por el código construcción. El inspector
deberá verificar que los soldadores suelden dentro de los rangos calificados en la calificación de procedimiento de
soldadura y dentro de los rangos especificados en la especificación de procedimiento de soldadura (WPS).
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58
API 510
8.1.7.2.2 La organización reparadora deberá mantener registros de sus procedimientos de soldadura calificados y
de sus registros de calificación de procedimiento. Estos registros deberán estar a disposición del inspector antes del
inicio de la soldadura.
8.1.7.2.3 API 577 proporciona una guía sobre cómo revisar los procedimientos de soldadura, los registros de
calificación de procedimientos, las calificaciones de desempeño de los soldadores y cómo responder a las no
conformidades de soldadura.
8.1.7.3
Precalentamiento
La temperatura de precalentamiento utilizada cuando se hacen soldaduras de reparación deberá estar de acuerdo
con el código aplicable y con el procedimiento de soldadura calificado. Las excepciones deberán ser aprobadas por
el ingeniero, y requerirán que se use un nuevo WPS si la excepción es una temperatura de precalentamiento más
fría que la especificada en el WPS actual. El inspector debería asegurarse que se mide y se mantiene la
temperatura mínima de precalentamiento. Para alternativas al precalentamiento tradicional en soldaduras remitirse
a ASME PCC-2, Artículo 2.8.
8.1.7.4 Tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT)
8.1.7.4.1 General
El PWHT en reparaciones o alteraciones de recipientes a presión debería ser realizado utilizando los
requerimientos relevantes del Código ASME, del código de construcción aplicable o de un procedimiento
alternativo aprobado de PWHT definido en 8.1.7.4.3. Para tratamientos térmicos de recipientes en campo remitirse
a ASME PCC-2, Artículo 2.14.
8.1.7.4.2 Tratamiento térmico posterior a la soldadura localizado
Un PWHT localizado puede ser sustituido por el uso de mantas calefactoras que rodeen completamente en los 360°
en reparaciones locales en todos los materiales, siempre y cuando se tomen las siguientes precauciones y se
cumplan los siguientes requisitos:
a) La solicitud es revisada, y un ingeniero con experiencia en las especialidades de ingeniería aplicables desarrolla
un procedimiento.
b) Se deberá evaluar la conveniencia del procedimiento considerando los siguientes factores:
1) espesor del metal base;
2) los gradientes térmicos durante el enfriamiento;
3) las propiedades del material (dureza, composición, resistencia, etc.);
4) los cambios debidos al PWHT localizado;
5) la necesidad de soldaduras de penetración total;
6) los exámenes superficiales y volumétricos luego del PWHT localizado;
7) las deformaciones y distorsiones generales y localizadas resultantes del calentamiento localizado en un área
del cuerpo del recipiente a presión con desplazamientos restringidos.
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59
c) Se mantiene durante la soldadura un precalentamiento de 300°F (150°C) o mayor, según lo especificado por el
procedimiento de soldadura.
d) La temperatura del PWHT deberá ser mantenida a una distancia de no menos de dos veces el espesor del metal
base, medida desde el borde de la soldadura. La temperatura del PWHT deberá ser monitoreada con un número
adecuado de termocuplas (al menos dos). Para determinar el número de termocuplas necesario se debería
considerar el tamaño y la forma del área tratada térmicamente.
e) Se deberá aplicar un calentamiento controlado a toda conexión o accesorio que se encuentre dentro de la zona
del PWHT.
f) Cuando se lleva a cabo un PWHT para proveer resistencia al agrietamiento asistido por el medio, se deberá
realizar una revisión metalúrgica para evaluar si el procedimiento es aceptable.
8.1.7.4.3 Métodos de precalentamiento o soldadura con deposición controlada (CDW) como alternativas al
PWHT
8.1.7.4.3.1 General
8.1.7.4.3.1.1 Remitirse a ASME PCC-2, Artículo 2.9 para obtener información adicional sobre alternativas al
PWHT.
8.1.7.4.3.1.2 El precalentamiento o la CDW, tal como se describen en 8.1.6.4.2.2 y 8.1.6.4.2.3, se pueden usar en
lugar del PWHT cuando el PWHT sea desaconsejable o mecánicamente innecesario. Antes de utilizar cualquier
método alternativo, se deberá realizar una evaluación metalúrgica conducida por un ingeniero para asegurar que la
alternativa propuesta es adecuada para la aplicación. La evaluación debería tener en cuenta factores tales como el
motivo del PWHT original del equipo, la susceptibilidad a agrietamiento por corrosión bajo tensión, las tensiones en
la zona de las soldaduras, la susceptibilidad al ataque por hidrógeno a alta temperatura, la susceptibilidad al creep,
etc. El inspector es responsable de verificar que el método utilizado está de acuerdo con las especificaciones del
dueño/usuario y con los requisitos de esta sección.
8.1.7.4.3.1.3 La selección del método de soldadura utilizado se deberá basar en las reglas del código de
construcción aplicable a los trabajos previstos, conjuntamente con consideraciones técnicas sobre la idoneidad de
la soldadura realizada, en la condición tal como queda luego de soldar, para las condiciones de operación y de
prueba de presión.
8.1.7.4.3.1.4 Cuando se hace referencia en esta sección a materiales por su designación ASME, número P y
número de grupo, los requisitos de esta sección se aplican a los materiales del código original de construcción, ya
sean estos ASME u otros, siempre que estos últimos cumplan los requisitos de composición química y propiedades
mecánicas, número P y número de grupo de las designaciones ASME.
8.1.7.4.3.1.5 Los recipientes construidos con aceros diferentes a los mencionados en 8.1.7.4.3.2 y 8.1.7.4.3.3, que
inicialmente requirieron un PWHT, deberán ser tratados térmicamente si las alteraciones o reparaciones involucran
la realización de soldaduras en los límites de presión. Cuando se utiliza uno de los siguientes métodos como
alternativa al PWHT, el factor de eficiencia de junta se podrá mantener si el factor ha sido usado en el diseño
actualmente clasificado.
8.1.7.4.3.2 Método de precalentamiento (no son requeridos ensayos de impacto)
8.1.7.4.3.2.1 El método de precalentamiento, cuando se realiza en lugar de PWHT, está limitado a los siguientes
materiales y procesos de soldadura:
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a) Los materiales se deberán limitar a P-No. 1, Grupos 1, 2, y 3, y P-No. 3, Grupos 1 y 2 (excluyendo a los aceros
Mn-Mo en el Grupo 2).
b) Los procesos de soldadura se deberán limitar a soldadura de arco con electrodo revestido (SMAW), de arco con
electrodo metálico y protección gaseosa (GMAW) y de arco con electrodo de tungsteno y protección gaseosa
(GTAW).
8.1.7.4.3.2.2
El método de precalentamiento se deberá realizar como sigue:
a) El área de la soldadura deberá ser precalentada y mantenida a una temperatura mínima de 300°F (150°C)
durante la soldadura.
b) La temperatura de 300°F (150°C) debería ser controlada de tal forma de asegurar que 4 in. (100 mm) de material
o cuatro veces el espesor del material (el que sea mayor) a cada lado de la ranura se mantiene a la temperatura
mínima durante la soldadura. La temperatura máxima entre pasadas no deberá exceder de 600°F (315°C).
c) Cuando la soldadura no penetra a través de todo el espesor del material, la temperatura de precalentamiento
mínima y la máxima temperatura entre pasadas sólo necesitan ser mantenidas a una distancia de 4 in. (100 mm) o
cuatro veces la profundidad de la soldadura de reparación, la que sea mayor, a cada lado de la junta.
Nota: No son requeridos ensayos de impacto cuando se utiliza este método de precalentamiento en lugar de
PWHT.
8.1.7.4.3.3 Método CDW (son requeridos ensayos de impacto)
El método CDW puede ser usado en lugar del PWHT de acuerdo con lo siguiente:
a) Los ensayos de impacto, tales como los establecidas por el Código ASME, Sección VIII, División 1, partes UG-84
y UCS-66, son necesarios cuando el ensayo de impacto es requerido por el código original de construcción o el
código de construcción aplicable a los trabajos previstos.
b) Los materiales se deberán limitar a aceros P-N°1, P-N°3, y P-N° 4.
c) Las soldaduras se deberán limitar a los procesos SMAW, GMAW y GTAW.
d) Para cada aplicación se deberá desarrollar y calificar una especificación del procedimiento de soldadura. El
procedimiento de soldadura deberá definir la temperatura de precalentamiento y la temperatura entre pasadas e
incluir los requerimientos de temperatura de pos calentamiento en el punto f) 8). El espesor calificado para las
placas de ensayo y las ranuras de reparación deberá estar de acuerdo con la Tabla 8-1. El material utilizado para
los ensayos de calificación deberá ser de la misma especificación de material (incluyendo el tipo, grado, clase y
condición de tratamiento térmico) que la especificación del material original para la reparación. Si la especificación
del material original es obsoleta, el material de ensayo utilizado deberá ajustarse tanto como sea posible al material
utilizado para la construcción, pero en ningún caso el material deberá ser de menor resistencia o tener un contenido
de carbono mayor a 0.35%.
e) Cuando el código de construcción aplicable a los trabajos previstos especifica ensayos de impacto, el registro de
calificación de procedimiento (PQR) deberá incluir los ensayos suficientes para determinar que la tenacidad del
metal de soldadura y de la zona afectada por el calor del metal base en la condición que queda después de soldar
es la adecuada con la MDMT (tal como el criterio utilizado en el Código ASME Sección VIII División I, partes UG-84
y UCS 66). Si además existen exigencias especiales sobre límites de dureza necesarios para la resistencia a la
fisuración por corrosión bajo tensión (ej. como se establece en NACE SP0472 y Nace MR0103), el PQR deberá
incluir también ensayos de dureza.
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61
f) La WPS deberá incluir los siguientes requisitos adicionales:
1) Deberán aplicarse las variables esenciales suplementarias del Código ASME, Sección IX, párrafo QW-250
2) El aporte de calor máximo de soldadura por pasada no deberá ser superior al utilizado en el ensayo de
calificación del procedimiento.
3) La mínima temperatura de precalentamiento no deberá ser menor que la utilizada en el ensayo de calificación
del procedimiento.
4) La máxima temperatura entre pasadas no deberá ser mayor que la utilizada en el ensayo de calificación del
procedimiento.
5) La temperatura de precalentamiento deberá ser controlada de manera de asegurar que 4 in. (100 mm) de
material o cuatro veces el espesor del material (el que sea mayor) a cada lado de la junta soldada se mantiene a
la temperatura mínima durante la soldadura. Cuando la soldadura no penetra a través de todo el espesor del
material, la temperatura mínima de precalentamiento sólo necesita ser mantenida a una distancia de 4 in. (100
mm) o de cuatro veces la profundidad de la soldadura de reparación, lo que sea mayor, a cada lado de la junta
soldada.
6) Para los procesos de soldadura indicados en c), utilizar solamente electrodos y metales de aporte que estén
clasificados con un designador opcional suplementario de hidrógeno difusible de H8 o menor. Cuando se utilizan
con un proceso gases de protección, el gas deberá tener un punto de rocío no mayor a -60°F (-50°C). Las
superficies sobre las que se realizará la soldadura deberán ser mantenidas secas y libres de óxido, cascarilla de
laminación y contaminantes fuentes de hidrógeno tales como aceite, grasa u otros materiales orgánicos.
7) La técnica de soldadura deberá ser una técnica CDW, cordón revenido, o media capa. La técnica específica
deberá ser la utilizada en el ensayo de calificación del procedimiento.
8) Para las soldaduras realizadas por SMAW, después de la finalización de la misma y sin permitir que la
soldadura se enfríe por debajo de la temperatura mínima de precalentamiento, la temperatura de la soldadura se
deberá incrementar hasta 500°F ± 50°F (260°C ± 30°C) durante un período mínimo de dos horas para ayudar a
la desgasificación por difusión de todo hidrógeno incorporado al metal de soldadura durante la soldadura. Este
horneado del hidrógeno puede ser omitido siempre que el electrodo utilizado esté clasificado por la
especificación de metal de aporte con un designador opcional suplementario de hidrógeno difusible de H4 (como
ser E7018-H4).
9) Después que la soldadura de reparación terminada se ha enfriado, la capa del cordón revenido de refuerzo
final deberá ser removida dejando la soldadura esencialmente al ras con la superficie del metal base.
Remitirse a WRC Boletín 412 para información técnica adicional con respecto a CDW.
8.1.8
NDE en soldaduras
8.1.8.1 API 577 proporciona una guía acerca de NDE en juntas soldadas o soldaduras. Previo a la soldadura
usualmente el área preparada para la soldadura es examinada utilizando MT o PT para determinar que no existen
defectos. Este examen es especialmente importante después de remover fisuras u otros defectos.
8.1.8.2 Una vez finalizada la soldadura, esta deberá ser examinada nuevamente con una técnica NDE apropiada
indicada en la especificación de la reparación para determinar que no existen defectos utilizando estándares de
aceptación aceptables para el inspector o el código de construcción aplicable.
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API 510
8.1.8.3 Las soldaduras nuevas que forman parte de una reparación o alteración en un recipiente a presión que
originalmente tuvo requerimientos de radiografiado (ej. soldaduras circunferenciales y longitudinales) por el código
de construcción, deberán ser examinadas radiográficamente de acuerdo con el código de construcción. En
situaciones donde no es practicable la realización de una radiografía, las superficies accesibles de cada nueva
soldadura no radiografiada deberán ser examinadas en su totalidad mediante UT en lugar de RT y/o con cualquier
otra técnica de NDE apropiada que permita determinar que no existen defectos. UT en lugar de RT deberá seguir el
caso código ASME 2235 o el Código ASME, Sección VIII, División 2, 7.5.5. Si son utilizadas otras técnicas NDE
distintas a UT para reemplazar RT, la eficiencia de junta debería ser reducida al valor correspondiente a no
radiografiado. Cuando el uso de técnicas NDE especificadas por el código de construcción no es posible o es
impracticable, se pueden utilizar técnicas NDE alternativas siempre que sean aprobadas por el ingeniero y por el
inspector.
8.1.8.4 Los criterios de aceptación para las reparaciones o alteraciones soldadas deberían estar de acuerdo con
las secciones aplicables del Código ASME u otro código de clasificación aplicable.
Tabla 8-1- Límites de calificación para espesores del metal base y depositado en el método CDW (son
requeridos ensayos de impacto)
Profundidad t de la
ranura de ensayo
soldada
Profundidad de
ranura de reparación
calificada
Espesor T de la
muestra de ensayo
soldado
Espesor calificado
del metal base
t
<t
< 2 in. (50 mm)
<T
<t
> 2 in. (50 mm)
2 in. (50 mm) a
ilimitado
t
a
La profundidad de la ranura usada en la calificación del procedimiento deberá ser lo
suficientemente profunda como para permitir extraer las probetas de ensayo requeridas.
8.1.9
Inspección de soldaduras en recipientes sujetos a rotura frágil
Para los recipientes construidos con materiales que pueden estar sujetos a rotura frágil (por API 579-1/ASME FFS1, Parte 3, u otro análisis) bajo condiciones normales o anormales de servicio, (incluyendo arranques, paradas y la
prueba de presión), debería considerarse una inspección apropiada después de finalizada una reparación o
alteración soldadas. Las discontinuidades, entallas u otros concentradores de tensión podrían iniciar una fractura
frágil en la subsiguiente prueba de presión o en servicio. Deberían considerarse MT u otros métodos NDE
superficiales efectivos. Se deberían seleccionar las técnicas de inspección apropiadas para detectar defectos
críticos según lo determinado por una evaluación FFS.
8.2 Reclasificación
8.2.1 La reclasificación de un recipiente a presión por cambios de la temperatura de diseño, la temperatura
mínima de diseño del metal, o su MAWP puede realizarse solamente después de haber cumplido con todos los
requisitos siguientes:
a) Se deberá justificar la reclasificación mediante cálculos realizados por el fabricante o un ingeniero del
dueño/usuario (o su representante designado) con experiencia en diseño, fabricación e inspección.
b) Se deberá realizar la reclasificación de acuerdo con los requisitos del código de construcción de l recipiente.
Alternativamente, los cálculos se pueden realizar utilizando las fórmulas apropiadas de la última edición del
código de construcción aplicable, siempre que todos los detalles esenciales del recipiente cumplen con los
requisitos aplicables del Código ASME. Si el recipiente fue diseñado según una edición o adenda del Código
ASME anterior de la adenda de 1999 y no fue diseñado según el caso código ASME 2290 o 2278, se puede
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63
reclasificar con la última edición/adenda del código ASME si es permitido en la Figura 8-1. Tener en cuenta que
para recipientes construidos por un código anterior a 1968 se deberá utilizar la tensión admisible de diseño
original (basada en un factor de seguridad de 4.0 o 5.0)
c) Los registros de inspección actuales verifican que el recipiente a presión es adecuado para las condiciones de
servicio propuestas y que el margen por corrosión establecido es adecuado. Un aumento en la presión admisible
de trabajo o la temperatura de diseño deberá estar basado en datos de espesores obtenidos de una inspección
interna o en línea reciente.
d) El recipiente deberá ser sometido a un ensayo de presión utilizando la fórmula de ensayo aplicable según el
código utilizado para realizar los cálculos de reclasificación, a menos que cualquiera de las siguientes sea cierto:
1) el recipiente a presión ha sido ensayado en algún momento a una presión igual o mayor que la presión de
prueba requerida por el código de construcción y
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API 510
Obtener la información original del
recipiente
Fue el recipiente
Construido con la edición
1968 o posterior
del código ASME?
(ver nota 1)
No
Notas:
1. Código ASME se refiere a la Sección VIII,
Div. 1.
Si
No
Fue la especificación
del material reemplazada
por una especificación
vigente?
2. Material(es) del recipiente se define como
el material esencial para la integridad
estructural del recipiente.
Están los materiales
del recipiente listados en la
última edición/adenda
del código ASME?
(ver nota 2)
No
3. Se define como degradación del material
debida a la operación a la pérdida de
resistencia, de ductilidad o de tenacidad
debido a creep, grafitización, fragilización
térmica, ataque por hidrógeno, fatiga, etc.,
ver API 579
Si
Fue el material
original del recipiente
certificado utilizando UG 10 del código ASME?
Es la tensión
admisible a la temperatura de
reclasificación por la última
edición/adenda del código
ASME mayor que
la tensión admisible
original?
Si
No
No
Si
Revisar el historial de
operaciones
Puede el material
del recipiente ser certificado
utilizando UG-10 del
Si
código ASME?
Si
No
Pueden las
propiedades del material
del recipiente cumplir con
una especificación de
material vigente?
Si
No
Figura 8.1
Ha sido el material
degradado debido a la
operación?
(ver nota 3)
Cumple la tenacidad del
material con los requisitos de
tenacidad de la última
edición/adenda del código
ASME?
El recipiente o sus
componentes no pueden ser
reclasificados utilizando las
tensiones admisibles de la
última edición/adenda del
código ASME
No hay incentivos para usar las
tensiones admisibles de la última
edición/adenda del código ASME
para la reclasificación
No
Satisfacen los componentes
del recipiente los requisitos de
impacto de API 579, Sección 3, u
otras normas reconocidas de FFS
para la condición de
reclasificados?
Si
Reclasificar el recipiente utilizando las
tensiones admisibles de la última
edición/adenda del código ASME
Si
Reclasificación de recipientes utilizando las tensiones admisibles de la última edición o
adenda del Código ASME
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65
2) la integridad del recipiente es confirmada por técnicas especiales de ensayos no destructivos en lugar de la
prueba de presión.
La reclasificación es aceptable para el ingeniero.
8.2.2 La reclasificación del recipiente a presión se considerará completada cuando se realice la fijación de una
placa de identificación adicional, o el estampado adicional, que lleven la información de la Figura 8-2.
Reclasificado por: _______________________________
Fecha de reclasificación: __________ 20 ________
SAP Nº: ___________________________________
MAWP:____________PSIG
MDMT: ___________F
@_________F
@_________PSIG
Presión de prueba:__________PSIG
Figura 8.2
Ejemplo de placa de identificación adicional
9 Reglas alternativas para recipientes a presión para E&P
9.1
Alcance y exenciones específicas
9.1.1 Esta sección establece las reglas mínimas de inspección alternativas para recipientes a presión que están
exentos de las reglas establecidas en la Sección 6, excepto lo que se indica en 9.4 y 9.5. A excepción de la
Sección 6, todas las secciones de este código de inspección son aplicables a los recipientes a presión de E&P.
Estas reglas se proporcionan debido a que existen gran cantidad de diferencias en las características y
necesidades de los recipientes a presión utilizados para el servicio de E&P. Los servicios E&P típicos son: los
recipientes asociados con la perforación, la producción, acopio, transporte y tratamiento de petróleo líquido, gas
natural, líquidos de gas natural, y el agua salada asociada (salmuera)
9.1.2
Las siguientes son las excepciones específicas:
a) Los recipientes a presión portátiles y contenedores de gas comprimido portátiles asociados a la maquinaria de
construcción, martinetes, equipos de perforación, equipos de servicio a pozos y su equipamiento, compresores,
camiones, barcos, botes y barcazas deberán ser tratados, a efectos de inspección y registro, como parte de esa
maquinaria y deberán estar sujetos a las reglas y regulaciones aplicables a ese tipo específico de máquina o
contenedor.
b) Recipientes a presión que se indican en el Apéndice A están exentos de los requisitos específicos de este
código de inspección.
9.2 Definiciones
9.2.1
clases de recipientes
Recipientes a presión utilizados en condiciones comunes de servicio, presión y riesgo.
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9.2.2
inspección externa
Evaluación realizada desde el exterior de un recipiente a presión usando procedimientos visuales para establecer la
aptitud del recipiente para la operación continua. La inspección puede, o no, realizarse mientras el recipiente se
encuentre en operación.
9.2.3
inspección
La evaluación externa, interna o en línea (o cualquier combinación de las tres) de la condición de un recipiente a
presión.
9.2.4
inspección interna
Evaluación realizada desde el interior de un recipiente a presión usando procedimientos visuales y/o NDE para
establecer la aptitud del recipiente para la operación continua.
9.2.5
inspección en línea
La evaluación realizada desde el exterior del recipiente a presión utilizando procedimientos de NDE para establecer
la aptitud del recipiente para la operación continua. El recipiente puede, o no, estar en operación mientras que la
inspección se lleva a cabo.
9.2.6
inspección progresiva
Una inspección cuyo alcance (cobertura, intervalo, técnica, etc.) se incrementa como resultado de los hallazgos de
inspección.
9.2.7
recipiente sección 9
Un recipiente a presión que está exento de las reglas establecidas en la Sección 6 de este documento.
9.3 Programa de inspección
9.3.1
General
Cada propietario o usuario de recipientes sección 9 deberá tener un programa de inspección el cual asegurará que
los equipos tienen suficiente integridad para el servicio previsto. Cada propietario o usuario E&P deberá tener la
opción de emplear, dentro de las limitaciones de la jurisdicción en la que se encuentran los equipos, cualquier
sistema apropiado de ingeniería, inspección, clasificación y registro que cumpla con los requisitos de este
documento.
9.3.2
Inspecciones en línea o interna
Una inspección en línea o una interna se pueden utilizar indistintamente para satisfacer los requisitos de inspección.
a) Una inspección interna es requerida cuando la integridad de los recipientes no puede ser establecida con una
inspección en línea. Cuando se utiliza inspección en línea se deberá emplear inspección progresiva.
b) En la selección de la técnica(s) a ser utilizada para la inspección de un recipiente a presión, tanto la condición del
recipiente como el medio con el cual opera deberían ser tomados en consideración. La inspección puede incluir
cualquier número de técnicas no destructivas, incluida la inspección visual, cuando lo considere necesario el
dueño/usuario.
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67
c) En cada inspección en línea o interna, la vida remanente por velocidad de corrosión deberá ser determinada
como se describe en 7.2.
9.3.3
Determinación de la vida remanente por velocidad de corrosión
9.3.3.1 Para un recipiente nuevo, un recipiente para el que se están cambiando las condiciones de servicio, o
los recipientes existentes, la vida remanente por velocidad de corrosión deberá ser determinada para cada
recipiente o estimada para una clase de recipientes con base en la siguiente fórmula:
En pulgadas por año o mm por año.
Donde:
tactual es el espesor actual, en in. (mm) medido durante la inspección en una zona dada o componente del
recipiente.
trequerido es el espesor requerido, en in. (mm) en la misma zona que se midió el espesor actual, obtenido por
alguno de los siguientes métodos:
a) Espesor nominal en la condición no corroído, menos el margen por corrosión especificado.
b) El espesor medido original, si es documentado, en la condición no corroída, menos el margen por corrosión
especificado.
c) Los cálculos de acuerdo con los requisitos del código de construcción con que se construyó el recipiente a
presión, o por los cálculos que se determinan utilizando las fórmulas adecuadas en la última edición del Código
ASME, si todos los detalles esenciales cumplen con los requisitos aplicables del código utilizado.
velocidad de corrosión =perdida de espesor de metal, en in. (mm), por año.
Para recipientes en los cuales la velocidad de corrosión es desconocida, la velocidad de corrosión deberá ser
determinada por alguno de los siguientes métodos.
1) La velocidad de corrosión se puede calcular a partir de datos recogidos por el dueño o usuar io del
recipiente en un servicio igual o similar.
2) Si no se disponen de datos sobre recipientes en el mismo servicio o servicio similar, la velocidad de
corrosión puede ser estimada a partir de la experiencia del dueño o usuario o con datos publicados de
recipientes prestando servicios similares.
3) Si la velocidad de corrosión probable no se puede determinar por cualquiera de a o b, se deberá determinar
en línea después de aproximadamente 1000 horas de servicio mediante el uso de dispositivos de monitore o
de corrosión adecuados o a través de la medición de espesores no destructiva del recipiente o del sistema.
Se deberán realizar determinaciones posteriores con intervalos apropiados hasta que se establezca la
velocidad de corrosión.
9.3.3.2 La vida remanente deberá ser determinada por una persona con experiencia en el diseño y/o inspección
de recipientes a presión. Si se determina que se ha realizado una inadecuada suposición, ya sea de la velocidad
de corrosión o el espesor, la vida remanente deberá ser aumentada o disminuida de acuerdo con la velocidad o
el espesor real.
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9.3.3.3 Deberán ser tenidos en cuenta otros mecanismos de falla (corrosión bajo tensión, fractura frágil,
ampollado, etc.) para determinar la vida remanente del recipiente.
9.3.4
Inspecciones externas
Lo siguiente aplica a las inspecciones externas:
a) La inspección visual externa deberá, al menos, determinar el estado del cuerpo, cabezales, conexiones,
aislamiento exterior, soportes y piezas estructurales, dispositivos de alivio de presión, margen para la expansión
térmica, y la alineación general del recipiente sobre sus soportes. Toda evidencia de fuga debería ser investigada
de manera que se pueda establecer la causa. No es necesario retirar el aislamiento si el recipiente completo se
mantiene a una temperatura suficientemente baja o suficientemente alta para evitar la condensación de
humedad. Referirse a API 572 para guías sobre la inspección externa de recipientes.
b) Las secciones enterradas de los recipientes deberán ser monitoreadas para determinar su condición externa
por el medio. Este monitoreo se deberá realizar a intervalos que deberán ser establecidos en base a la
información de velocidad de corrosión obtenida durante las actividades de mantenimiento de tuberías adyacentes
o conectadas de material similar, a la información obtenida entre intervalos de examinación en muestras
enterradas de pruebas de corrosión de material similar, a la información de porciones representativas del
recipiente real, o a la información de un recipiente en circunstancias similares.
c) Los recipientes que se sabe que tienen una vida remanente de más de 10 años o que están protegidos contra
la corrosión externa, por ejemplo,
1) recipientes aislados eficazmente para impedir la entrada de humedad;
2) recipientes criogénicos encamisados;
3) recipientes instalados en una caja de frío en la cual la atmósfera es purgada con un gas inerte; y
4) recipientes en los cuales la temperatura se mantiene suficientemente baja o suficientemente alta para
evitar la presencia de agua no necesitan que la aislación sea removida para la inspección externa; sin
embargo, la condición del sistema de aislación o su revestimiento exterior, tales como el cuerpo de la caja
fría, deberá ser observado al menos cada cinco años y reparada si fuera necesario.
9.3.5
Clasificación de recipientes
9.3.5.1 General
El dueño o el usuario del recipiente a presión deberán tener la posibilidad de establecer clases de inspección de los
recipientes mediante la agrupación de los recipientes según clases comunes de servicio, presión y/o de riesgo. La
clasificación de los recipientes deberá ser determinada por un individuo(s) experimentado en los criterios descritos
a continuación. Si los recipientes se agrupan en clases (como menor y/o mayor riesgo), deberá considerarse como
mínimo lo siguiente para establecer la clase de riesgo.
a) Posibilidad de falla del recipiente, como MDMT; potencial para la formación de fisuras, corrosión y erosión; y la
existencia de factores de mitigación.
b) Antecedentes del recipiente, diseño, y las condiciones de operación, tales como, el tipo y el historial de
reparaciones o alteraciones, la edad del recipiente, margen de corrosión remanente, propiedades de los fluidos
contenidos, presión de operación, y la temperatura en relación con los límites de diseño.
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CÓDIGO DE INSPECCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN: INSPECCIÓN EN SERVICIO, CLASIFICACIÓN, REPARACIONES Y ALTERACIONES
69
c) Consecuencias por falla del recipiente, tales como, la ubicación del recipiente en relación con los empleados o el
público, posibilidad de daños en equipos, y las consecuencias ambientales.
9.3.5.2
RBI
Se puede utilizar RBI para determinar los intervalos y el tipo y extensión de las inspecciones/exámenes futuros.
Remitirse a 5.2 por requisitos generales.
9.3.5.3
Clasificación del riesgo
Lo siguiente aplica a los intervalos de inspección.
a) Las inspecciones deberán ser realizadas a intervalos determinados por la clasificación del riesgo del recipiente.
Los intervalos de inspección para las dos clasificaciones principales del riesgo (menor y mayor) se definen abajo.
Cuando se establecen clases de riesgos adicionales, los intervalos de inspección y muestreo deberán ser
establecidos entre las clases de mayor riesgo y de menor riesgo como lo determine el dueño o el usuario. Si el
dueño o el usuario deciden no clasificar los recipientes en clases de riesgos, se deberán seguir los requisitos de
inspección y los intervalos de los recipientes de mayor riesgo. Si el dueño o el usuario deciden utilizar RBI,
entonces el intervalo, extensión, y los métodos de inspección deberán ser determinados por el análisis RBI.
b) Los recipientes de menor riesgo deberán ser inspeccionados como sigue:
1) Se pueden realizar inspecciones en una muestra representativa de recipientes en esa clase, o todos los
recipientes en esa clase.
2) Se deberán realizar inspecciones externas cuando se realizan inspecciones internas o en línea, o a intervalos
menores si lo decide el dueño.
3) Las inspecciones internas o en línea se deberán realizar por lo menos cada 15 años o tres cuartos de la vida
remanente por velocidad de corrosión, lo que sea menor.
4) Toda evidencia de pérdidas o deterioro detectados en el intervalo entre inspecciones deberá requerir una
inspección interna o en línea de ese recipiente y una reevaluación del intervalo de inspección para esa clase de
recipientes.
c) Los recipientes de mayor riesgo deberán ser inspeccionados como sigue:
1) Se deberán realizar inspecciones externas cuando se realizan inspecciones internas o en línea, o a intervalos
menores si lo decide el dueño.
2) Las inspecciones internas o en línea se deberán realizar por lo menos cada 10 años o la mitad de la vida
remanente por velocidad de corrosión, lo que sea menor.
3) En casos en que la vida remanente estimada es menor de cuatro años, el intervalo de inspección puede ser
la vida remanente hasta un máximo de dos años. Se debería considerar también incrementar el número de
recipientes inspeccionados dentro de una clase para aumentar la probabilidad de detectar el peor caso de
corrosión.
4) Toda evidencia de pérdidas o deterioro detectados en el intervalo entre inspecciones deberá requerir una
inspección interna o en línea de ese recipiente y una reevaluación del intervalo de inspección para esa clase de
recipientes.
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70
API 510
d) Los recipientes a presión (ya sea que estén agrupados en clases de riesgos o no) deberán ser inspeccionados a
intervalos de tiempo suficientes para asegurar su aptitud para servicio continuo. Las condiciones operacionales y la
integridad del recipiente pueden requerir inspecciones a intervalos menores que los indicados arriba.
e) Si cambian las condiciones de servicio, se deberán reevaluar la temperatura máxima de operación, la presión, y
los intervalos entre inspecciones.
f) Para recipientes grandes, con dos o más zonas con diferentes velocidades de corrosión, cada zona puede ser
tratada independientemente en lo que respecta a los intervalos entre inspecciones.
9.3.6
Requisitos adicionales de inspección
Existen requisitos adicionales de inspección para los siguientes equipos, sin importar su clasificación:
a) Los recipientes que hayan cambiado de dueño y ubicación deberán tener una inspección interna o en línea para
establecer el próximo intervalo de inspección y asegurar que el recipiente es apto para el servicio propuesto. La
inspección de recipientes nuevos no es requerida si está disponible el reporte de datos del fabricante.
b) Si un recipiente se transfiere hacia una nueva ubicación, y han pasado más de cinco años desde la última
inspección, se requiere inspección interna o en línea. (los recipientes montados en camiones, en soportes skids-,
en barcazas o en barcos no están incluidos).
c) Los recibidores de aire (que no sean portátiles) deberán ser inspeccionados al menos cada cinco años.
d) Los recipientes a presión portátiles o temporarios que son empleados para pruebas de pozos de petróleo y gas
durante la terminación o re-terminación deberán ser inspeccionados al menos una vez durante cada periodo de tres
años de uso. Deberán realizarse inspecciones más frecuentes si los recipientes han estado en ambientes
corrosivos severos.
9.4 Prueba de presión
Cuando se realice una prueba de presión, la prueba deberá estar de acuerdo a los procedimientos de 5.8.
9.5 Dispositivos de alivio de presión
Los dispositivos de alivio de presión deberán ser inspeccionados, ensayados y reparados de acuerdo a 6.6.
9.6 Registros
Aplican los siguientes requerimientos para los registros.
a) Los dueños y usuarios de recipientes a presión deberán mantener registros de los recipientes. El método
preferido de guarda de registros es mantener datos por cada recipiente. Si los recipientes están agrupados por
clase, los datos pueden ser mantenidos por clases de recipientes. Si se realizan inspecciones, reparaciones o
alteraciones en un recipiente particular, estos datos especiales deberán ser registrados para ese recipiente.
b) Ejemplos de la información que puede ser mantenida son los números de identificación del recipiente;
información de los dispositivos de alivio; y los formularios en los cuales se registran los resultados de las
inspecciones, reparaciones, alteraciones o reclasificación. Cualquier formulario apropiado puede ser usado para
registrar estos resultados. Se muestra un ejemplo de registro de inspección de recipientes a presión en el anexo
C. Un ejemplo de formulario de alteración o reclasificación de recipientes a presión se muestra en el anexo D.
Debería incluirse en los registros del recipiente información sobre actividades de mantenimiento y eventos que
afecten a la integridad del recipiente.
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Anexo A
(normativo)
Excepciones del Código
Las siguientes clases de contenedores y recipientes a presión están excluidas de los requerimientos de este
código de inspección, a menos que sea especificado por el dueño/usuario.
a) Recipientes a presión en estructuras móviles cubiertas por regulaciones jurisdiccionales:
1) tanques de carga o volumen para camiones, barcos y barcazas;
2) recibidores de aire asociados con sistemas de frenos en equipos móviles
3) recipientes a presión instalados en barcos, barcazas y embarcaciones flotantes oceánicas.
b) Todas las clases de contenedores listados como excepción en el alcance de la Sección VIII División 1 del
Código ASME, como sigue:
1) Aquellas clases de contenedores dentro del alcance de otras secciones del Código ASME diferentes a la
Sección VIII División 1.
2) Calentadores tubulares de proceso con fuego.
3) Contenedores de presión que sean partes integrales o componentes de equipos mecánicos rotantes o
alternativos, tales como bombas, compresores, turbinas, generadores, motores y cilindros hidráulicos o
neumáticos donde las consideraciones y/o tensiones
primarias de diseño son derivadas de los
requerimientos funcionales del equipo.
4) Toda estructura cuya función primaria es el transporte de fluidos desde una ubicación a otra dentro de un
sistema del cual es una parte integral (es decir, sistemas de tuberías).
5) Componentes de tuberías, tales como tubos, bridas, pernos, empaquetaduras, válvulas, juntas de
dilatación, accesorios y las partes contenedoras de presión de otros componentes, tales como filtros y
dispositivos los cuales sirven para propósitos tales como mezcladores, separadores, amortiguadores,
distribuidores y medidores o controladores de flujo, siempre que las partes contenedoras de presión de
dichos componentes sean generalmente reconocidas como componentes de tubería o accesorios.
6) Un recipiente para contener agua bajo presión, incluyendo aquellos que contienen aire donde la
compresión del mismo sirve sólo como un amortiguador, cuando ninguna de las siguientes limitaciones sean
excedidas:
i) una presión de diseño de 300 lbf/in.2 (2067.7 kPa),
ii) una temperatura de diseño de 210°F (99°C).
7) un recipiente de almacenaje de agua caliente para suministro, calentado por vapor o cualquier otro medio
indirecto de calentamiento, cuando ninguna de las siguientes limitaciones se exceden:
i) una entrada de calor de 200,000 Btu/hr (211 × 108 J/hr)
ii) una temperatura del agua de 210 °F (99°C)
71
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72
API 510
iii) una capacidad nominal de contenido de agua de 120 gal (455L)
8) Recipientes con una presión de diseño interna o externa que no exceda 15 psig (103.4 kPa)
9) Recipientes con diámetro interior, ancho, altura o diagonal de la sección transversal que no exceda 6 in.
(15 cm) sin limitaciones en su altura o presión.
10) Recipientes a presión para ocupación humana.
d) Recipientes a presión que no excedan los siguientes volúmenes y presiones:
1) 5 ft3 (0.141 m³) en volumen y 250 lbf/in.² (1723. 1 kPa) de presión de diseño;
2) 3 ft³ (0,08 m3) en volumen y 350 lbf/in.² (2410 kPa) de presión de diseño.
3) 1 ½ ft3 (0,042 m³) en volumen y 600 lbf/in.² (4136.9 kPa) de presión de diseño.
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Anexo B
(normativo)
Certificación del Inspector
B.1 Examen
El examen escrito para certificar inspectores dentro del alcance de API 510 deberá estar basado en la versión
vigente de API 510 Inspector Certification Examination Body of Knowledge, publicada por API.
Para convertirse en un inspector de recipientes a presión autorizado API, los candidatos deben aprobar el
examen./usuario.
B.2 Certificación
Para calificar para el examen de certificación, la educación y experiencia del postulante combinadas deberán ser
igual a al menos una de las siguientes:
a) un título de grado en ingeniería o tecnología más un año de experiencia en supervisión de actividades de
inspección o de realización de actividades de inspección tal como se describen en API 510;
b) estudios de grado de dos años o certificado en ingeniería o tecnología más dos años de experiencia en
diseño, construcción, reparación, inspección u operación de recipientes a presión, de los cuales un año debe ser
en supervisión de actividades de inspección o de realización de actividades de inspección tal como se descri ben
en API 510;
c) un diploma de colegio secundario o equivalente más tres años de experiencia en diseño, construcción,
reparación, inspección u operación de recipientes a presión de los cuales un año debe ser en supervisión de
actividades de inspección o de realización de actividades de inspección tal como se describen en API 510;
d) Un mínimo de cinco años de experiencia en diseño, construcción, reparación, inspección u operación de
recipientes a presión de los cuales un año debe ser en supervisión de actividades de inspección o de realización
de actividades de inspección tal como se describen en API 510.
B.3 Recertificación
B.3.1 Se requiere una recertificación luego de tres años de la fecha de emisión del certificado de inspector
autorizado de recipientes a presión API 510. La recertificación por examen escrito será requerida para
inspectores que no hayan estado involucrados activamente como inspectores dentro del periodo más reciente de
certificación de tres años. Los exámenes serán de acuerdo con las previsiones de API 510.
B.3.2
I
a) Un mínimo del 20% de tiempo dedicado a actividades de inspección o supervisión de actividades de
inspección o soporte de ingeniería de las actividades de inspección como lo describe el Código de inspección
API 510 en el periodo más reciente de certificación de tres años.
b) Desempeño de actividades de inspección o supervisión de actividades de inspección o soporte de ingeniería a
las actividades de inspección de 75 recipientes como lo describe API 510 en el periodo más reciente de
certificación de tres años.
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74
API 510
NOTA: acá pueden considerarse otras actividades de inspección comunes a otros documentos de inspección
API (NDE, mantenimiento de registros, revisión de documentos de soldadura, etc.).
B.3.3 Una vez cada dos periodos recertificados (cada seis años), los inspectores involucrados activamente
como inspectores deberán demostrar conocimiento de las revisiones de API 510 que fueron instituidas durante
los seis años previos. Este requerimiento deberá ser efectivo a los seis años de la fecha de la certificación inicial
del inspector. Los inspectores que no hayan estado involucrados activamente como inspectores autorizados de
recipientes a presión dentro del periodo más reciente de tres años deberán ser recertificados por B.3.1.
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Anexo B
(informativo)
Ejemplo de registro de inspección de recipientes a presión
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API 510
EJEMPLO DE REGISTRO DE INSPECCIÓN
DE RECIPIENTES A PRESIÓN
a
API 510, 10 EDICIÓN
Fecha formulario____________________________________
Número formulario_________________________________
Dueño o usuario ________________________________
Nombre del recipiente _______________________________
Descripción
Nombre del proceso _______________________________ Número de dueño o usuario
Ubicación _______________________________________ Número de Jurisdicción/National Board_____________
Diámetro interno __________________________________ Fabricante _____________________________________
Longitud de tangente/Altura _________________________ N° serie fabricante ______________________________
Especificación del material del cuerpo__________________ Fecha de fabricación ____________________________
Especificación del material del cabezal_________________ Contratista ____________________________________
Material de Internos _______________________________ Número de planos______________________________
Espesor nominal del cuerpo________________________
____________________________________________
Espesor nominal del cabezal_______________________
Código de construcción ___________________________
Temperatura de diseño _________________________
Eficiencia de junta _______________________________
Presión máxima admisible de trabajo ________________
Tipo de cabezales_________________________________
Máxima presión de prueba ______________________
Tipo de junta ___________________________________
Presión de diseño ______________________________
Clase de brida ___________________________________
Presión de ajuste de válvula de alivio _____________
Clase de cuplas _____________________________
Contenido ________________________________________ N° entradas de hombre ____________________________
Condiciones especiales _________________________
Peso ___________________________________________
__________________________________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________
Esquema o
Descripción de ubicación
Medición de espesores
Número de
Espesor
posición
original
Espesor mínimo
requerido
Fecha
Comentarios (ver nota 2) _____________________________________________________________________________
__________________________________________________________________________________________________
Método ___________________________________________________________________________________________
Inspector autorizado ________________________________________________________________________________
Notas:
1. Utilizar hojas adicionales cuando sea necesario.
2. Se debería describir la posición a la cual hace referencia cada comentario
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Anexo D
(informativo)
Ejemplo de formulario de reparación, alteración o reclasificación de
recipientes a presión
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78
API 510
EJEMPLO DE FORMULARIO DE REPARACIÓN,
ALTERACIÓN O RECLASIFICACIÓN DE
RECIPIENTES A PRESIÓN
a
API 510, 10 EDICIÓN
Fecha formulario_____________________________________
Número formulario__________________________________
Número de dueño o usuario_______________________
Nombre del recipiente _______________________________
1. Número original de identificación del recipiente__________________________________________
2. Ubicación original del recipiente _______________________________________________________
3. Fabricante _________________________________Número de serie_________________
_____________________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________________
4. Ver archivos adjuntos para información adicional
Si
No
5. Código original de construcción ________________________________________________________
6. Presión máxima admisible de trabajo original ___________ Año de construcción _____________
7.Temperatura de diseño original _______________________ Año de construcción ____________
8. Temperatura mínima de diseño del material, original ______ A la presión _____________________
9. Presión de prueba original _________________________ Fluido _________ Posición ________________
10. Material del cuerpo_____________________________ Material del cabezal__________________
____________________________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________________________
11. Espesor cuerpo _________________________________ Espesor cabezal_____________________
12. Eficiencia original de junta __________________________________________________________
13. Radiografiado original
Si
No
14. PWHT original
Si
No
Si si,
_____________ Temp (°F) _____________ Tiempo (hs)
15. Margen por corrosión original________________________________________________________
16. Trabajo en el recipiente clasificado como:
Reparación
Alteración
Reclasificación
17. Organización que realiza el trabajo ____________________________________________________
18. Código de construcción utilizado para el presente trabajo _________________________________
19. Nuevo número de identificación del recipiente (si aplica) _________________________________
20. Nueva ubicación del recipiente (si aplica) ______________________________________________
21. Nueva presión máxima admisible de trabajo____________________________________________
22. Nueva temperatura de diseño ________________________________________________________
23. Nueva temperatura mínima de diseño del material ___________ A la presión _________________
24. Nuevo PWHT
Si
No
_____________ Temp (°F) _____________ Tiempo (hs)
25. Nueva eficiencia de junta, si aplica E = ______________
26. Tipo de examen o inspección realizada:
radiográfico
ultrasonido
partículas magnetizables
líquidos penetrantes
visual
otro
27. Nueva presión de prueba, Presión ______Fluido de prueba_______ Posición de prueba ________
28. Nuevo margen por corrosión_________________________________________________________
29. Describa el trabajo realizado (adjuntar esquemas, cálculos, y otra información pertinente): ______
_____________________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________________
Declaración de conformidad
Certificamos que los datos contenidos en este inf orme son correctos y que todo el material, construcción y mano de obra de esta
reparación
alteración
reclasificación cumple los requisitos de la ____ edición del código de inspección de recipi entes a
presión API 510,.
__________________________________________
(organización de reparación, alteración o recertificación)
Firma ______________________________________
(Representante autorizado)
Fecha ______________________________________
Declaración de inspección
Yo, quien firma, un inspector empleado por _________________________________ , habiendo inspeccionado el trabajo arriba
descripto, declaro que a mi mejor saber el trabajo ha sido completado satisfactoriamente de acuerdo con la_______ edición de l
código de inspección de recipientes a presión API 510.
Firma ______________________________________
N° de certificación API 510 _____________________
Fecha ______________________________________
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Anexo E
(informativo)
Consultas técnicas
E.1 Introducción
API considerará las solicitudes escritas para las interpretaciones de API 510. El personal de API realizará tales
interpretaciones por escrito luego de consultar, si es necesario, a las autoridades y los miembros del comité
apropiado. El comité responsable API para mantener API 510, se reúne periódicamente para examinar las
solicitudes escritas de interpretaciones y revisiones y para desarrollar nuevos criterios dictaminados por el
desarrollo tecnológico. Las actividades del comité en lo que a esto respecta, se limitan estrictamente a las
interpretaciones de la norma o a la consideración de las revisiones de la norma actual sobre la base de nueva
información o tecnología. Como cuestión de política, API no aprueba, certifica, califica, ni aprueba ningún ítem,
construcción, dispositivo patentado, o actividad; por lo tanto, en consecuencia, las solicitudes que requieren tal
consideración serán devueltas. Por otra parte, API no actúa como consultor en problemas de ingeniería
específicos o sobre la comprensión general o aplicación de las reglas. En caso que, sobre la base de la
información de la solicitud presentada, es la opinión del comité que el solicitante debe buscar asistencia, la
solicitud será devuelta con la recomendación que dicha solicitud ha obtenido. Se devolverán todas las solicitudes
que no se pueden entender porque carecen de información.
E.2 Formato de las consultas
Las consultas deberán limitarse estrictamente a las solicitudes de interpretación de la norma, o para la
consideración de revisiones a la misma sobre la base de nueva información o tecnología. Las consultas se
deberán presentar en el siguiente formato:
a) Alcance - La consulta deberá involucrar un solo tema, o temas estrechamente relacionados. Una carta de
consulta sobre temas no relacionados será devuelta.
b) Antecedentes - La carta de consulta deberá indicar el propósito de dicha consulta, el cual deberá ser ya sea
para obtener una interpretación de la norma o para proponer la consideración de una revisión de la norma. La
carta deberá proporcionar de forma concisa la información necesaria para la completa comprensión de la
consulta (con esquemas, en caso de ser necesario). Esta información deberá incluir una referencia a la edición
aplicable, revisión, párrafos, figuras y tablas.
c) Consulta - La consulta deberá ser realizada en formato de pregunta condensado y preciso. Los antecedentes
innecesarios deberán ser omitidos de la consulta, y cuando sea apropiado, la consulta se deberá redactar de
editorialmente correcta. Quien consulta deberá establecer qué es lo que cree que la norma requiere. Si en su
opinión se necesita una revisión de la norma, deberá entregar la redacción recomendada. La consulta deberá ser
escrita a máquina o en computadora; sin embargo, se tendrán en cuenta las consultas escritas a mano legibles.
El nombre y la dirección postal de quien consulta se deberán incluir con la consulta. La consulta se deberá enviar
a la siguiente dirección: Director of the Standards Department, American Petroleum Institute, 1220 L Street, NW,
Washington, DC 20005-4070, or via e-mail to [email protected].
E.3 Respuestas a las consultas técnicas
Las respuestas a las consultas técnicas anteriores se pueden encontrar en el sitio web de API en
http://mycommittees.api.org/standards/ techinterp/refequip/default.aspx.
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