API 574 Recomendaciones de Inspección

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Prácticas de inspección para
componentes del sistema de tuberías
PRÁCTICA RECOMENDADA API 574
SEGUNDA EDICIÓN, JUNIO DE 1998
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Copyright American Petroleum Institute
Reproducido por IHS bajo licencia con API
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Prácticas de inspección para
componentes del sistema de tuberías
Departamento de Fabricación, Distribución y Marketing
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PRÁCTICA RECOMENDADA API 574
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PREFACIO
Esta práctica recomendada se basa en el conocimiento y la experiencia acumulados de
ingenieros, inspectores y otro personal de la industria petrolera y petroquímica. Su objetivo es
complementar el Código de inspección de tuberías API 570.
Parte de la información contenida en esta Publicación se presentó anteriormente como Capítulo XI
de la Guía para la Inspección de Equipos de ReÞnería, que actualmente se está reorganizando como
prácticas recomendadas individuales. La información contenida en esta práctica recomendada no
constituye ni debe interpretarse como un código de reglas, regulaciones o prácticas mínimas de
seguridad. Las prácticas descritas en esta Publicación no pretenden reemplazar otras prácticas que
han demostrado ser satisfactorias, ni esta Publicación pretende desalentar la innovación y la
originalidad en la inspección de refinerías y plantas químicas. Se recuerda a los usuarios de esta
práctica recomendada que ningún libro o manual sustituye el criterio de un inspector o ingeniero de
tuberías responsable y calificado.
Las publicaciones API pueden ser utilizadas por cualquier persona que desee hacerlo. El Instituto ha hecho
todos los esfuerzos posibles para asegurar la exactitud y confiabilidad de los datos contenidos en ellos; sin
embargo, el Instituto no hace ninguna representación, garantía o garantía en relación con esta Publicación y
por la presente renuncia expresamente a cualquier responsabilidad por pérdida o daño que resulte de su uso
o por la violación de cualquier regulación federal, estatal o municipal con la que se aplica esta Publicación.
puede entrar en conflicto.
Se invita a realizar revisiones sugeridas, que deben enviarse al director del Departamento de
Fabricación, Distribución y Marketing, American Petroleum Institute, 1220 L Street, NW,
Washington, DC 20005.
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III
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CONTENIDO
Página
1
ALCANCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
2
REFERENCIAS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
3
DEFINICIONES. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
4
COMPONENTES DE TUBERÍAS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
4.1 Tuberías . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
4.2 Tubería. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
4.3 Válvulas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
4.4 Accesorios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
4.5 Métodos de unión de tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
5
RAZONES PARA LA INSPECCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 5.1
Generalidades. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
5.2 Seguridad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
5.3 Confiabilidad y Operación Eficiente. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
5.4 Requisitos reglamentarios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
6
INSPECCION DE DETERIORO EN LAS TUBERIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 6.1
Generalidades. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
6.2 Monitoreo de corrosión de tuberías de proceso. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
6.3 Inspección de tipos específicos de corrosión y grietas. . . . . . . . . . . . . . . . . 22
7
FRECUENCIA Y TIEMPO DE INSPECCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 7.1
Generalidades . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
7.2 Inspección mientras el equipo está en funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
7.3 Inspección mientras el equipo está apagado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
8
PRECAUCIONES DE SEGURIDAD Y TRABAJOS PREPARATORIOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 8.1
Precauciones de seguridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
8.2 Trabajo preparatorio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
9 HERRAMIENTAS DE INSPECCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
10 PROCEDIMIENTOS DE INSPECCIÓN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30 10.1
Inspección mientras el equipo está en funcionamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
10.2 Inspección mientras el equipo está apagado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 Inspección
10.3 de tuberías subterráneas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 Inspección de Obra
10.4 Nueva . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46
11 DETERMINACIÓN DEL ESPESOR DE JUBILACIÓN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 11.1
Tuberías . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
11.2 Válvulas y accesorios bridados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
Generalidades. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
12.2 Bocetos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
12.3 Sistemas de Numeración. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
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12 REGISTROS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 12.1
CONTENIDO
Página
12.4 Datos de espesor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
12.5 Revisión de registros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49
APÉNDICE A Lista de verificación de inspección externa para tuberías de proceso. . . . . . . . . . . . . . . . . 53
Cifras
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1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
dieciséis
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
Sección transversal de una válvula de compuerta de cuña típica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
Sección transversal de una válvula de globo típica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 Sección
transversal de válvulas de obturador lubricadas y no lubricadas típicas. . . . . . . . . . 10 Sección
transversal de una válvula de bola típica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 Sección
transversal de una válvula de diafragma típica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 Válvula típica de
mariposa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 secciones transversales de válvulas
de retención típicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 Sección transversal de una válvula
deslizante típica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 Accesorios con extremos bridados y
accesorios de acero forjado soldados a tope. . . . . . . . . . . . . . 15 Accesorios roscados y soldados con
casquillo de acero forjado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 Sección transversal de una conexión en T
soldada con casquillo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 Revestimientos de bridas comúnmente
utilizados en tuberías de refinería. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 tipos de
bridas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 Sección transversal de una junta
típica de extremo plano y campana. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 Secciones transversales de juntas
empaquetadas y de camisa típicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 Sección transversal de juntas de
tubería típicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 Erosión de
Tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 Corrosión de
tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 Corrosión interna de
tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 Corrosión atmosférica severa de
tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 Un ejemplo de un circuito de tuberías
típico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 Circuito típico de tuberías del punto de
inyección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24 Corrosión en la interfaz suelo/aire que provoca
fallas en la tubería ascendente en suelo húmedo. . . . . 26 Radiografía de una línea de reformador
catalítico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 Radiografía de tubería corroída cuya superficie
interna está recubierta
Con escala de sulfuro de hierro. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 Croquis
y radiografía de la corrosión en un callejón sin salida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
Corrosión bajo cinta mal aplicada. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 Estudio de
potencial interno de tubería a suelo utilizado para identificar activos
Puntos de corrosión en tuberías subterráneas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 Un gráfico
real desde una tubería interna cercana hasta el potencial del suelo
Estudio de tuberías subterráneas identificando áreas de corrosión activa. . . . . . . . . 41
Método de prueba Werner de resistividad del suelo de 4 pines. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
42 Barra de suelo para medir la resistividad del suelo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
Dos tipos de cajas de suelo utilizadas para medir la resistividad del suelo. . . . . . . . . . . . . . . 45
Boceto isométrico típico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 Tabulación
típica de datos de espesor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
Mesas
1
1A
Tamaños nominales de tubería, horarios, clases de peso y dimensiones
de Tubería de Acero. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 tamaños
nominales de tubería, horarios y dimensiones de acero inoxidable
Tubo de acero . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
vi
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CONTENIDO
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Herramientas para Inspección de Tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
Tolerancias permitidas en diámetro y espesor para tuberías ferríticas. . . . . . . . . . 48
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2
3
viii
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Prácticas de inspección para componentes del sistema de tuberías
1 Alcance
B31.3
B31G
Esta práctica recomendada cubre las prácticas de inspección de
tuberías, válvulas (que no sean válvulas de control) y accesorios utilizados
B36.10M
B36.19M
en refinerías de petróleo y plantas químicas. Aunque esta publicación no
está destinada específicamente a cubrir artículos especiales, muchos de
los métodos de inspección descritos en esta práctica recomendada son
ASTM2
aplicables a artículos especiales como: válvulas de control, medidores de
un 53
nivel, columnas de controles de instrumentos, etc.
Proceso de tuberias
Manual para determinar la resistencia
restante de tuberías corroídas
Tubería de acero forjado soldada y sin costura
Tubería de acero inoxidable
Especificación para tuberías de acero, negras y
sumergidas en caliente, recubiertas de zinc, soldadas y
sin costura
un 106
2 referencias
Especificación para tubos de acero al carbono sin
costura para servicios a altas temperaturas Tubos
un 358
En esta práctica recomendada se citan las siguientes normas
de acero austeníticos de aleación de cromo-níquel
soldados por fusión eléctrica para servicios a altas
y especificaciones:
temperaturas
API
un 530
IRE, Capítulo IICondiciones que causan deterioro o falla
ures (agotado; será reemplazado por RP 571,
actualmente en desarrollo)
Requisitos generales para tuberías especializadas
de acero al carbono y aleado
un 671
Tubería de acero soldada por fusión eléctrica
para temperaturas atmosféricas y más bajas
un 672
Tubería de acero soldada por fusión eléctrica
Estándar 570
Código de inspección de tuberías
Estándar 590
Espacios en blanco de línea de acero
Norma 594
Válvulas de retención Wafer y Wafer-Lug
Norma 598
Inspección y prueba de válvulas
Estándar 599
Válvulas de Tapón MetálicoÑExtremos Bridados y
suelo utilizando el método Wenner de cuatro
Soldables
electrodos
Estándar 600
para servicio de alta presión a temperaturas
G 57
Válvulas de compuerta de aceroÑExtremos bridados y para
RP 0169
Válvulas de compuerta de acero compactas:
Extremos bridados, roscados, soldados y de cuerpo
extendido
Norma 603
29CFR1910.119Gestión de seguridad de procesos de alta
Químico Peligrosos
Válvulas de bola de metalÑBridadas y con extremo
para soldar a tope
Norma 609
Válvulas de mariposa tipo lug y wafer Protección
RP 651
catódica de tanques de almacenamiento de
3 definiciones
Para los fines de esta publicación, se aplican las siguientes
definiciones:
petróleo sobre el suelo
Público 2217A
Directrices para el trabajo en espacios
3.1 ASME B31.3:Abreviatura de ASME/ANSI B31.3, Proceso de tuberias,
reducidos inertes en la industria petrolera
publicado por la Sociedad Estadounidense de Ingenieros Mecánicos.
COMO YO1
B1.20.1
B16.25
B16.34
Control de la Corrosión Externa de Sistemas
de Tuberías Metálicas Subterráneas o
Sumergidas
Código de Regulaciones Federales
Válvulas de compuerta con extremo bridado, fundidas,
resistentes a la corrosión, clase 150
Norma 608
Método para medir en campo la resistividad del
NACE3
soldar a tope
Norma 602
moderadas
ASME B31.3 está escrita para el diseño y construcción de sistemas de
Roscas de tuberías de uso general (pulgadas)
tuberías. Sin embargo, la mayoría de los requisitos técnicos sobre diseño,
Extremos para soldar a tope
soldadura, examen y materiales también se pueden aplicar en la
Válvulas: bridadas, roscadas y con extremo para
inspección, recalificación, reparación y alteración de sistemas de tuberías
soldar
B16.47
Bridas de acero de gran diámetro, NPS
26 a NPS 60
B16.5
Bridas para tuberías y accesorios bridados, acero,
en funcionamiento. Cuando no se puede seguir ASME B31.3 debido a su
cobertura de nueva construcción, como especificaciones de materiales
nuevas o revisadas, inspección
aleaciones de níquel y otras aleaciones especiales
2Sociedad Estadounidense de Pruebas y Materiales, 100 Barr Harbor
Drive, West Conshohocken, Pensilvania 19428-2959.
3NACE Internacional, 440 South Creek Drive, Houston, Texas
1Sociedad Estadounidense de Ingenieros Mecánicos, 345 East 47th Street,
77084.
Nueva York, Nueva York 10017.
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2
APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
requisitos, ciertos tratamientos térmicos y pruebas de presión,
el ingeniero/inspector de tuberías deberá guiarse por API 570
en lugar de cumplir estrictamente con ASME B31.3. Como
ejemplo de intención, el término "principios" de ASME B31.3 se
ha empleado en API 570 en lugar de la frase "de acuerdo con"
ASME B31.3.
3.12 ECM:Examen no destructivo.
3.13 NPS:Tamaño nominal de la tubería (seguido, cuando corresponda,
del número de designación del tamaño específico sin el símbolo de
pulgadas).
3.14 en directo: Tubería que contiene cualquier cantidad de fluido de proceso.
3.2 CUI:Corrosión debajo del aislamiento, que incluye grietas por
corrosión bajo tensión debajo del aislamiento.
3.3 puntos muertos:Componentes de un sistema de tuberías que
normalmente no tienen un flujo significativo. Los ejemplos incluyen ramas
3.15 propietario-usuario:Un operador de sistemas de tuberías que
ejerce control sobre la operación, ingeniería, inspección, reparación,
alteración, pruebas y recalificación de esos sistemas de tuberías.
ciegas, líneas con válvulas de bloqueo normalmente cerradas, líneas que
tienen un extremo ciego, patas de soporte falsas presurizadas, tuberías de
3.16 hora punta:Pruebas de líquidos penetrantes.
derivación de válvula de control estancada, tuberías de repuesto para bombas,
bridas de nivel, tuberías de cabecera de entrada y salida de válvulas de alivio,
Tubería 3.17:Un cilindro estanco a la presión utilizado para transportar un
líneas de derivación de accesorios de bombas, Ventilaciones de puntos altos,
fluido o para transmitir la presión de un fluido, normalmente denominado
puntos de muestra, drenajes, purgadores y conexiones de instrumentos.
"tubería" en las especificaciones de materiales aplicables. (Los materiales
3.4 defecto:En el uso de ECM, un defecto es una imperfección de un
tipo o magnitud que excede los criterios aceptables.
3.5 temperatura de diseño:La temperatura a la que, bajo la presión
coincidente, se requiere el mayor espesor o la clasificación más alta de
un componente del sistema de tuberías. Es equivalente a la temperatura
de diseño, como se define en ASME B31.3 y otras secciones del código, y
está sujeta a las mismas reglas relacionadas con los márgenes para
variaciones de presión o temperatura o ambas. Diferentes componentes
en el mismo sistema de tuberías o circuito pueden tener diferentes
temperaturas de diseño. Al establecer esta temperatura, se deben tener
en cuenta las temperaturas de los fluidos del proceso, las temperaturas
designados "tubo" o "tubing" en las especificaciones se tratan como tuberías
cuando están destinados a servicio a presión).
3.18 circuito de tuberías:Las unidades de proceso complejas o sistemas de
tuberías se dividen en circuitos de tuberías para gestionar las inspecciones, los
cálculos y el mantenimiento de registros necesarios. Un circuito de tuberías es
una sección de tubería cuyos puntos están expuestos a un ambiente de
corrosividad similar y que tiene condiciones de diseño y material de
construcción similares. Al establecer los límites de un circuito de tuberías en
particular, el inspector también puede dimensionarlo para proporcionar un
paquete práctico para el mantenimiento de registros y la realización de
inspecciones de campo.
ambiente, las temperaturas de los medios de calefacción/refrigeración y
3.19 ingeniero de tuberías:Una o más personas u organizaciones
el aislamiento.
aceptables para el propietario-usuario que tengan conocimiento y
3.6 imperfección:Defectos u otras discontinuidades observadas durante
la inspección que pueden estar sujetas a criterios de aceptación en el
análisis de ingeniería/inspección.
3,7 puntos de inyección:Lugares donde se inyectan cantidades
relativamente pequeñas de materiales en flujos de proceso para
controlar la química u otras variables del proceso. Los puntos de
inyección no incluyen los lugares donde se unen dos corrientes de
proceso (te de mezcla). Ejemplos de puntos de inyección incluyen cloro
en reformadores, inyección de agua en sistemas aéreos, inyección de
polisulfuro en gas húmedo de craqueo catalítico, inyecciones
antiespumantes, inhibidores y neutralizadores.
3.8 en servicio:Se refiere a sistemas de tuberías que se han puesto
en funcionamiento en lugar de construcciones nuevas antes de
ponerse en servicio.
3.9 inspector:Un inspector de tuberías autorizado.
3.10 jurisdicción:Una administración gubernamental legalmente constituida
que puede adoptar normas relativas a los sistemas de tuberías.
experiencia en las disciplinas de ingeniería asociadas con la
evaluación de características mecánicas y materiales que afectan la
integridad y confiabilidad de los componentes y sistemas de
tuberías. El ingeniero de tuberías, al consultar con los especialistas
adecuados, debe considerarse como un conjunto de todas las
entidades necesarias para abordar adecuadamente un requisito
técnico.
3.20 sistema de tuberías:Un conjunto de tuberías interconectadas, sujetas al
mismo conjunto o conjuntos de condiciones de diseño, utilizadas para
transportar, distribuir, mezclar, separar, descargar, medir, controlar o
amortiguar flujos de fluidos. El sistema de tuberías también incluye elementos
de soporte de tuberías, pero no incluye estructuras de soporte, como marcos
de construcción, codos y cimientos.
3.21 PWHT:Posterior a la soldadura de tratamiento térmico.
3.22 reparación:Una reparación es el trabajo necesario para restaurar un
sistema de tuberías a una condición adecuada para una operación segura en
las condiciones de diseño. Si cualquiera de los cambios restaurativos resulta en
un cambio de temperatura o presión de diseño, también se deberán satisfacer
los requisitos para la reclasificación. Cualquier operación de soldadura, corte o
3.11 tees de mezcla:Un componente de tubería que combina dos
esmerilado en un componente de tubería que contenga presión y que no se
corrientes de proceso de diferente composición y/o temperatura.
considere específicamente una alteración se considera una reparación.
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INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
3
3.23 recalificación:Un cambio en una o ambas de la temperatura de
se refiere al diámetro interior de una tubería de peso estándar; para
diseño o la presión de trabajo máxima permitida de un sistema de
tamaños nominales de tubería de 14 pulgadas (356 mm) y mayores, el
tuberías. Una recalificación puede consistir en un aumento, una
tamaño indica el diámetro exterior real. El diámetro de la tubería se
disminución o una combinación. La reducción de la potencia por debajo
expresa como tamaño nominal de la tubería (NPS), que se basa en estas
de las condiciones de diseño originales es un medio para proporcionar
prácticas de tamaño. Las tablas 1 y 1a enumeran las dimensiones de la
un mayor margen de corrosión.
tubería ferrítica de NPS.1/8hasta NPS 24. (Consulte también ASME
3.24 tuberías de pequeño diámetro (SBP):Menor o igual a NPS
2.
3.25 interfaz suelo-aire (S/A):Un área en la que puede ocurrir corrosión
B36.10M para las dimensiones de tuberías de acero forjado soldadas y
sin costura y ASME B36.19M para las dimensiones de tuberías de acero
inoxidable).
Las tolerancias permitidas en el diámetro de la tubería difieren de un
externa en tuberías parcialmente enterradas. La zona de corrosión
material de tubería a otro. La Tabla 3 enumera las tolerancias aceptables
variará dependiendo de factores como la humedad, el contenido de
para el diámetro y el espesor de la mayoría de las tuberías ferríticas
oxígeno del suelo y la temperatura de funcionamiento. Generalmente se
según las normas ASTM. El espesor real de la tubería sin costura puede
considera que la zona está entre 12 pulgadas (30 cm) por debajo y 6
variar de su espesor nominal en una tolerancia de fabricación de hasta el
pulgadas (15 cm) por encima de la superficie del suelo. Se incluye la
12,5 por ciento. La tolerancia inferior para tuberías soldadas es de 0,01
tubería que corre paralela a la superficie del suelo y que hace contacto
pulgadas (0,25 mm). La tubería fundida tiene una tolerancia de espesor
con el suelo.
de +1/dieciséispulgadas (1,6 mm) y -0 pulgadas (0 mm), como se especifica
3,26 carretes:Una sección de tubería rodeada por bridas u
otros accesorios de conexión, como uniones.
en ASTM A530. Consulte la especificación de materiales ASTM o ASME
equivalente para determinar qué tolerancias están permitidas para un
material específico. Las tuberías que tienen extremos biselados o
3.27 fragilidad del temperamento:Una pérdida de ductilidad y
roscados con roscas de tubería estándar se pueden obtener en varias
tenacidad a la entalla en aceros sensibles de baja aleación (p. ej., 11/
longitudes. Las tuberías se pueden obtener en diferentes niveles de
4cr y 21/4Cr) debido a la exposición prolongada al servicio a altas
resistencia según los grados del material, incluido el material de aleación,
temperaturas (entre 700¼ y 1070¼ F (371¼ y 577¼ C)).
y los tratamientos térmicos especificados.
3.28 ubicaciones de medición de espesor (TML): Áreas
designadas en los sistemas de tuberías donde se realizan
inspecciones periódicas y mediciones de espesor.
Las tuberías de hierro fundido se utilizan generalmente para servicios no
peligrosos, como el agua; generalmente no se recomienda para servicios de
hidrocarburos presurizados. Los estándares y tamaños de las tuberías de
hierro fundido difieren de los de las tuberías soldadas y sin costura.
3.29 WFMT o WFMPT:Pruebas de partículas magnéticas fluorescentes
húmedas.
4.1.2 Tubería de pequeño diámetro
4 componentes de tubería
Las tuberías de diámetro pequeño (tamaño de tubería NPS 2 y menos) se pueden
utilizar como tubería de proceso primaria o como tuberías de niple, secundaria y
4.1 TUBERÍAS
auxiliar. Las boquillas normalmente tienen una longitud de 6 pulgadas (152 mm) o
4.1.1 Generalidades
drenajes en puntos bajos de tuberías y se usan para conectar tuberías secundarias/
menos y se usan con mayor frecuencia en respiraderos en puntos altos de tuberías y
Las tuberías pueden fabricarse con cualquier material que pueda enrollarse
y soldarse, fundirse o pasarse por troqueles para formar una sección tubular.
Los dos materiales de tuberías de acero al carbono más comunes utilizados en
la industria petroquímica son ASTM A53 y A106. La industria generalmente
utiliza tuberías sin costura para la mayoría de los servicios. Las tuberías de un
auxiliares. La tubería secundaria normalmente está aislada de las líneas de proceso
principales mediante válvulas cerradas y puede usarse para funciones tales como
grifos de muestra. Las tuberías auxiliares normalmente están abiertas al servicio y se
utilizan para líneas de descarga, tuberías de instrumentos, tuberías de analizadores,
tuberías de lubricación y aceite de sellado para equipos rotativos.
tamaño nominal superior a 16 pulgadas (406 mm) generalmente se fabrican
enrollando placas al tamaño adecuado y soldando las uniones. Las tuberías
fundidas centrífugamente pueden moldearse y luego mecanizarse hasta
alcanzar cualquier espesor deseado. Las tuberías de acero y aleaciones se
4.2 TUBERÍA
Con la excepción de los tubos de calentadores, calderas e
fabrican según dimensiones estándar en tamaños nominales de tubería de
intercambiadores, los tubos son similares a las tuberías, pero se fabrican en
hasta 48 pulgadas (1219 mm). Los espesores de pared de las tuberías se
muchos diámetros exteriores y espesores de pared. Los tubos generalmente
designan como tablas de tuberías en tamaños nominales de tubería de hasta
no tienen costuras, pero pueden estar soldados. Su tamaño indicado es el
36 pulgadas (914 mm). Las designaciones de espesor tradicionales (peso
diámetro exterior real. (La tubería ASTM B88, que a menudo se usa para el
estándar, extrafuerte y doble extrafuerte) difieren de las listas y se utilizan
rastreo de vapor, es una excepción porque su designación de tamaño es1/8
para tamaños nominales de tubería de hasta 48 pulgadas (1219 mm). En todos
(3,2 mm) menos que el diámetro exterior real). Los tubos generalmente se
los tamaños estándar, el diámetro exterior permanece casi constante
fabrican en diámetros pequeños y se utilizan principalmente para
independientemente del espesor. Para tamaños nominales de tubería de 12
intercambiadores de calor, tuberías de instrumentos, servicios de aceite
pulgadas (305 mm) y menores, el tamaño
lubricante, rastreo de vapor y servicios similares.
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4
APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
Tabla 1: Tamaños nominales de tubería, cédulas, clases de peso y dimensiones de tubería de acero (cont.)
Tamaño de la tubería
(NPS)
1/8
1/4
3/8
- - `,,,,`,`,,,``,,````,```,-`
1/2
-`,,`,,`,`,,`---
3/4
1
11/4
11/2
2
21/2
3
31/2
4
5
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DO real,
Pulgadas
0.405
0.540
0,675
0.840
1.050
1.315
1.660
1.900
2.375
2.875
3.500
4.000
4.500
5.563
SCH.
40
80
40
80
40
80
40
80
160
D
40
80
160
D
40
80
160
D
40
80
160
D
40
80
160
D
40
80
160
D
40
80
160
D
40
80
160
40
80
D
40
80
120
160
D
40
80
120
160
D
WGT.
Clase
ETS
XS
ETS
XS
ETS
XS
ETS
XS
Aprox.
Pulgadas de identificación
Nominal
espesor, pulgadas
0.269
0.068
0.215
0.095
0.364
0,088
0.302
0.119
0,493
0.091
0.423
0.126
0,622
0.109
0.546
0,147
XXS
ETS
XS
0.464
0,188
0.252
0,294
XXS
ETS
XS
0,612
0.219
0,434
0.308
XXS
ETS
XS
0.815
0.250
0,599
0.358
XXS
ETS
XS
1.160
0.250
0.896
0.382
XXS
ETS
XS
1.338
0.281
1.100
0.400
XXS
ETS
XS
1.687
0.344
1.503
0.436
XXS
ETS
XS
2.125
0.375
1.771
0.552
XXS
ETS
XS
XXS
ETS
XS
2.624
0.438
2.300
0.600
XXS
ETS
XS
XXS
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No apto para reventa, 23/10/2005 22:49:54 MDT
0.824
0.113
0,742
0.154
1.049
0.133
0,957
0,179
1.380
0.140
1.278
0.191
1.610
0.145
1.500
0.200
2.067
0.154
1.939
0.218
2.469
0.203
2.323
0.276
3.068
0.216
2.900
0.300
3.548
0.226
3.364
0.318
2.728
0,636
4.026
0.237
3.826
0.337
3.624
0.438
3.438
0.531
3.152
0,674
5.047
0.258
4.813
0.375
4.563
0.500
4.313
0,625
4.063
0.750
5
INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
Tabla 1: Tamaños nominales de tubería, cédulas, clases de peso y dimensiones de tubería de acero (cont.)
Tamaño de la tubería
(NPS)
6
8
DO real,
Pulgadas
6.625
8.625
- - `,,,,`,`,,,``,,````,```,-`-`,,`,,`,`,,`---
10
12
14
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Reproducido por IHS bajo licencia con API
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10,75
12.750
14.000
SCH.
40
80
120
160
D
20
30
40
60
80
100
120
140
D
160
20
30
40
60
80
100
120
140
160
20
30
D
40
D
60
80
100
120
140
160
10
20
30
40
D
60
80
100
120
140
160
WGT.
Clase
ETS
XS
XXS
Aprox.
Pulgadas de identificación
Nominal
espesor, pulgadas
6.065
0.280
5.761
0,432
5.501
0.562
5.187
0,719
4.897
0.864
8.125
0.250
ETS
8.071
0,277
7.981
0.322
XS
7.813
0.406
7.625
0.500
7.437
0,594
7.187
0,719
XXS
ETS
XS
7.001
0.812
6.875
0,875
6.813
0.906
10.250
0.250
10.136
0.307
10.020
0.365
9.750
0.500
9.562
0,594
9.312
0,719
9.062
0.844
8.750
1.000
8.500
1.125
12.250
0.250
ETS
12.090
0.330
12.000
0.375
XS
11.938
0.406
11.750
0.500
11.626
0.562
11.374
0,688
11.062
0.844
10.750
1.000
10.500
1.125
ETS
XS
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No apto para reventa, 23/10/2005 22:49:54 MDT
10.126
1.312
13.500
0.250
13.376
0.312
13.250
0.375
13.124
0.438
13.000
0.500
12.812
0,594
12.500
0.750
12.124
0,938
11.812
1.094
11.500
1.125
11.188
1.406
6
APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
Tabla 1: Tamaños nominales de tubería, cédulas, clases de peso y dimensiones de tubería de acero (cont.)
Tamaño de la tubería
(NPS)
dieciséis
DO real,
Pulgadas
16.000
- - `,,,,`,`,,,``,,````,```,-`-`,,`,,`,`,,`
---
18
20
22
24
Copyright American Petroleum Institute
Reproducido por IHS bajo licencia con API
No se permite la reproducción ni la conexión en red sin licencia de IHS.
18.000
20.000
22.000
24.000
SCH
10
20
30
40
60
80
100
120
140
160
10
20
D
30
D
40
60
80
100
120
140
160
10
20
30
40
60
80
100
120
140
160
10
20
30
60
80
100
120
140
160
10
20
D
30
40
60
80
100
120
140
160
WGT.
Clase
Aprox.
Pulgadas de identificación
15.500
ETS
XS
ETS
XS
ETS
XS
ETS
XS
ETS
XS
Licenciatario=Yara AS/5961058001
No apto para reventa, 23/10/2005 22:49:54 MDT
Nominal
espesor, pulgadas
0.250
15.376
0.312
15.250
0.375
15.000
0.500
14.688
0,656
14.312
0.844
13.938
1.031
13.562
1.219
13.124
1.438
12.812
1.594
17.500
0.250
17.376
0.312
17.250
0.375
17.124
0.438
17.000
0.500
16.876
0.562
16.500
0.750
16.124
0,938
15.688
1.156
15.250
1.375
14.876
1.562
14.438
1.781
19.500
0.250
19.250
0.375
19.000
0.500
18.812
0,594
18.376
0.812
17.938
1.031
17.438
1.281
17.000
1.500
16.500
1.750
16.062
1.969
21.500
0.250
21.250
0.375
21.000
0.500
20.250
0,875
19.750
1.125
19.250
1.375
18.750
1.625
18.250
1.875
17.750
2.125
23.500
0.250
23.250
0.375
23.000
0.500
22.876
0.562
22.624
0,688
22.062
0.969
21.562
1.219
20.938
1.531
20.376
1.812
19.876
2.062
19.312
2.344
7
INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
Tabla 1A: Tamaños nominales de tubería, horarios y dimensiones de tubería de acero inoxidable
ESPESOR DE PARED NOMINAL
Tamaño de la tubería
(NPS)
DO real,
SCH 5S
SCH 10S
SC 40S
SC 80S
0,049
0.068
0.096
0.065
0,088
0.119
0,675
D
D
D
0.065
0.091
0.126
0.840
0.065
0.083
0.109
0,147
1
1.050
0.065
0.083
0.113
0.154
1.315
0.065
0.109
0.133
0,179
11/4
11/2
2
1.660
0.065
0.109
0.203
0.191
1.900
0.065
0.109
0.516
0.200
2.375
0.065
0.109
0.226
0.218
1/8
1/4
3/8
1/2
3/4
21/2
3
31/2
4
5
6
Pulgadas
0.405
0.540
2.875
0.083
0.120
0.203
0.276
3.500
0.083
0.120
0.216
0.300
4.000
0.083
0.120
0.226
0.318
4.500
0.083
0.120
0.237
0.337
5.563
0.109
0.134
0.258
0.375
6.625
0.109
0.134
0.280
0,432
8
10
12
8.625
0.109
0.148
0.322
0.500
10.750
0.134
0.165
0.365
0.500
12.750
0,156
0.180
0.375
0.500
14
14.00
0,156
0,188
dieciséis
16.00
0.165
0,188
18.00
0.165
0,188
D
D
D
D
D
D
20.00
0,188
0.218
22.00
0,188
0.218
24.00
0.218
0.250
D
D
D
D
D
D
18
20
22
24
4.3 VÁLVULAS
material adecuado y puede fundirse, conformarse, forjarse o mecanizarse a
partir de formas laminadas comerciales. Los extremos de las válvulas pueden
4.3.1 Generalidades
ser bridados, roscados para conexiones roscadas, empotrados para soldadura
Los tipos básicos de válvulas son válvulas de compuerta, de globo, de
por encaje o biselados para soldadura a tope. Aunque muchas válvulas se
obturador, de bola, de diafragma, de mariposa, de retención y de corredera.
operan manualmente, pueden equiparse con motores eléctricos y operadores
Las válvulas se fabrican en tamaños de tubería, materiales, espesores de
de engranajes u otros operadores eléctricos para adaptarse a un tamaño
cuerpo y clasificaciones de presión estándar que les permiten usarse en
grande o una ubicación inaccesible o para permitir el accionamiento mediante
cualquier servicio de presión y temperatura de acuerdo con ASME B16.34 o las
instrumentos. Los espesores de la carrocería y otros datos de diseño se
normas API 599, 600, 602, 603, 608 o 609. , según corresponda. Los cuerpos de
proporcionan en las normas API 594, 599, 600, 602, 603, 608, 609 y ASME
las válvulas se pueden fundir, forjar, mecanizar a partir de barras o fabricar
B16.34.
soldando una combinación de dos o más materiales. Las superficies de asiento
en la carrocería pueden ser integrales con la carrocería o pueden fabricarse
como inserciones. El material del inserto puede ser igual o diferente al material
4.3.2 Válvulas de compuerta
Una válvula de compuerta consta de un cuerpo que contiene una compuerta que
del cuerpo. Cuando se utiliza material especial no metálico que podría fallar en
interrumpe el flujo. Este tipo de válvula se utiliza normalmente en posición
un incendio para evitar fugas en el asiento, se pueden proporcionar superficies
completamente abierta o completamente cerrada. Las válvulas de compuerta de más
de respaldo de metal con metal. Otras partes de la moldura de válvula pueden
de 2 pulgadas (51 mm) generalmente tienen aberturas de puerto que son
estar hechas de cualquier
aproximadamente del mismo tamaño que las aberturas del extremo de la válvula.
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8
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APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
ALTERNATIVA
EMBALAJE
GLÁNDULA
Figura 1—Sección transversal de una válvula de compuerta de cuña típica
que se llaman válvulas de puerto completo. La Figura 1 muestra una sección transversal de
cuando lo requiere el diseño del sistema (p. ej., falla en cierre), a través del
una válvula de compuerta de cuña de puerto completo.
área del asiento contra el disco, y luego cambia de dirección para fluir a través
Las válvulas de compuerta de puerto reducido tienen aberturas de puerto
del cuerpo hasta el disco de salida. La superficie del asiento puede ser plana o
que son más pequeñas que las aberturas de los extremos. Las válvulas de
ahusada. Para un servicio de aceleración única, se puede utilizar un asiento
puerto reducido no deben usarse como válvulas de bloqueo asociadas con
cónico muy pronunciado; Este tipo particular de válvula de globo se conoce
dispositivos de alivio de presión o en aplicaciones erosivas, como lodos o
como válvula de aguja. Una válvula de globo se construye comúnmente con su
líneas que deben ser "pigging".
entrada y salida en línea y con su puerto abierto en ángulo recto con la
4.3.3 Válvulas de globo
Una válvula de globo, que se usa comúnmente para regular el flujo de
fluido, consta de un cuerpo de válvula que contiene un disco circular que se
mueve paralelo al eje del disco y hace contacto con el asiento. La corriente
fluye hacia arriba generalmente, excepto para el servicio de vacío o
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entrada y la salida. La Figura 2 ilustra una sección transversal de una válvula de
globo.
4.3.4 Válvulas de tapón
Una válvula de tapón consiste en un tapón cónico o cilíndrico ajustado
cómodamente en un asiento con la forma correspondiente en el cuerpo de la válvula.
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INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
9
4.3.6 Válvulas de diafragma
Una válvula de diafragma es una válvula sin empaquetamiento
que contiene un diafragma hecho de un material flexible que
funciona como cierre y sello. Cuando el eje de la válvula se atornilla,
fuerza el diafragma flexible contra un asiento o presa en el cuerpo
de la válvula y bloquea el flujo de líquido. Estas válvulas no se
utilizan ampliamente en la industria petroquímica, pero sí tienen
aplicación en servicios corrosivos por debajo de aproximadamente
250 °F (121 °C), donde se necesita una válvula hermética. La Figura 5
ilustra una válvula de diafragma.
4.3.7 Válvulas de mariposa
Una válvula de mariposa consiste en un disco montado sobre un
vástago en la trayectoria del flujo dentro del cuerpo de la válvula. El
cuerpo suele tener bridas y es del tipo lug o wafer. Un cuarto de vuelta
del vástago cambia la válvula de completamente cerrada a
completamente abierta. Las válvulas de mariposa se utilizan con mayor
frecuencia en servicios de baja presión para control de flujo aproximado.
Están disponibles en una variedad de materiales de asiento y
configuraciones para un cierre hermético en servicios de baja y alta
presión. Las válvulas de mariposa grandes generalmente funcionan
mecánicamente. La característica mecánica está destinada a evitar que se
cierren de golpe durante el servicio. La Figura 6 ilustra el tipo de válvula
Figura 2—Sección transversal de una válvula de globo típica
de mariposa generalmente especificada para el servicio de agua.
4.3.8 Válvulas de retención
Las válvulas de tapón normalmente funcionan como válvulas de bloqueo para cerrar
el flujo. Cuando la válvula está abierta, una abertura en el tapón está alineada con las
aberturas de flujo en el cuerpo de la válvula. La válvula se cierra girando el tapón un
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cuarto de vuelta de modo que su abertura quede en ángulo recto con las aberturas
del cuerpo de la válvula. Las válvulas de tapón pueden funcionar mediante un
dispositivo accionado por engranajes o girando una llave en el vástago. Las válvulas
de tapón están lubricadas o no lubricadas; La Figura 3 ilustra ambos tipos. Las
Se utiliza una válvula de retención para evitar automáticamente el reflujo.
Los tipos más comunes de válvulas de retención son las válvulas de retención
de oscilación, de pistón elevador, de bola y de oblea cargadas por resorte. La
Figura 7 ilustra secciones transversales de cada tipo de válvula; Estas vistas
describen métodos típicos para prevenir el reflujo.
4.3.9 Válvulas deslizantes
válvulas de obturador lubricadas utilizan un lubricante similar a la grasa que se
bombea al interior de la válvula a través de ranuras en el cuerpo y las superficies del
La válvula de corredera es una válvula de compuerta especializada que
obturador para proporcionar sellado a la válvula y facilitar su operación. Por el
generalmente se usa en servicios erosivos o de alta temperatura. Consiste en
contrario, las válvulas de obturador no lubricadas utilizan asientos metálicos,
una placa plana que se desliza contra un asiento. La válvula de corredera
manguitos no metálicos, revestimientos completos o parciales o revestimientos como
utiliza un orificio fijo y una o dos correderas sólidas que se mueven en guías,
elementos de obturación.
creando un orificio variable que hace que la válvula sea adecuada para
estrangular o bloquear. Las válvulas deslizantes no realizan un cierre
4.3.5 Válvulas de bola
Una válvula de bola es otra válvula de un cuarto de vuelta similar a una válvula de
tapón, excepto que el tapón de una válvula de bola es esférico en lugar de cónico o
cilíndrico. Las válvulas de bola normalmente funcionan como válvulas de bloqueo
para cerrar el flujo. Son muy adecuados para condiciones que requieren un rápido
encendido/apagado o un servicio hermético. Una válvula de bola suele estar
equipada con un material de asiento elastomérico que proporciona buenas
características de cierre; sin embargo, se encuentran disponibles válvulas de bola de
alta presión totalmente metálicas. La Figura 4 ilustra una válvula de bola.
hermético al gas. Una aplicación popular de este tipo de válvula es el control
del flujo de catalizador fluidizado en unidades FCC. Las superficies internas de
estas válvulas que están expuestas a un alto desgaste debido al catalizador
normalmente están cubiertas con refractario resistente a la erosión. La Figura
8 ilustra una válvula deslizante.
4.4 ACCESORIOS
Los accesorios se utilizan para conectar secciones de tubería y cambiar la
dirección del flujo, o permitir que el flujo se desvíe o se agregue. Los accesorios con
bridas fundidas están hechos de diversos materiales que cumplen con las
clasificaciones primarias de clase de presión ASME. Los accesorios pueden ser
fundidos, forjados, extraídos de tuberías sin costura o soldados, o formados y
soldados. Los racores pueden obtenerse con los extremos ensanchados,
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Sello especial
NO LUBRICADO
LUBRICADO
Figura 3—Sección transversal de válvulas de obturador lubricadas y no lubricadas típicas
11
INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
Figura 4—Sección transversal de una válvula de bola típica
empotrado para soldadura a encaje, biselado para soldadura a tope
o roscado para conexiones roscadas. Los accesorios se fabrican en
muchas formas, como Y, T, codos, cruces, laterales y reductores. La
Figura 9 ilustra los tipos de accesorios bridados y soldados a tope.
La Figura 10 ilustra los tipos de accesorios roscados y soldados a
encaje.
4.5 MÉTODOS DE UNIÓN DE TUBERÍAS
4.5.1 Generalidades
Figura 5—Sección transversal de un típico
Válvula de diafragma
Los métodos de unión comunes utilizados para ensamblar
componentes de tuberías son soldadura, roscado y amarre. Las tuberías
deben fabricarse de acuerdo con ASME B31.3. Además, las tuberías de
hierro fundido y los tubos de pared delgada requieren conexiones/
métodos de unión especiales debido a las características de diseño
inherentes.
4.5.2 Uniones roscadas
todavía dependen de uniones roscadas y en los casos en que las tuberías
están conectadas a equipos que requieren mantenimiento periódico. Las
uniones se sueldan a tope (en varios tamaños de tubería) o se sueldan a
casquillo (generalmente 2 NPS y menos).
4.5.3.2 Uniones soldadas a tope
Las uniones roscadas generalmente se limitan a tuberías en servicio no
crítico que tienen un tamaño nominal de 2 pulgadas (51 mm) o menos. Las
Las conexiones soldadas a tope son las que se encuentran más
juntas roscadas para tamaños nominales de tuberías de 24 pulgadas (610 mm)
comúnmente en la industria petroquímica. Los extremos de la tubería,
y menores están estandarizadas (consulte ASME B1.20.1).
conector o válvula se preparan y alinean con una abertura de raíz
Los tramos de tubería se pueden unir mediante cualquiera de varios tipos
de accesorios roscados (consulte la Sección 4.4). Los acoplamientos, que son
adecuada de acuerdo con ASME B16.25, permitiendo que los extremos se
unan mediante soldadura por fusión.
manguitos roscados en ambos extremos para recibir una tubería,
necesario retirar o desconectar la tubería, se requieren uniones roscadas o
bridas de acoplamiento (consulte la Sección 4.5.4).
4.5.3 Uniones soldadas
4.5.3.1 Generalidades
Las uniones soldadas generalmente han reemplazado a las uniones roscadas y
bridadas, excepto en tuberías de pequeño diámetro donde algunos usuarios
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4.5.3.3 Uniones soldadas
Las uniones soldadas se realizan insertando el extremo de la tubería
en un hueco de un conector o válvula y luego soldando la unión con un
tubo. Se debe dejar espacio entre el extremo de la tubería y la parte
inferior del casquillo para permitir la expansión de la tubería y la
contracción de la soldadura. Con este método se pueden conectar dos
tramos de tubería o tubería utilizando un acoplamiento para soldar. La
Figura 11 ilustra una sección transversal de una unión soldada a encaje.
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normalmente se usan para conectar tramos de tubería roscada. Cuando es
12
APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
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VISTA LATERAL
VISTA DESDE UN EXTREMO
Figura 6—Válvula de mariposa típica
4.5.3.4 Conexiones derivadas soldadas
Una gran cantidad de fallas de tuberías ocurren en conexiones de
ramales soldadas de tubería a tubería. La razón de las fallas es que las
conexiones derivadas a menudo están sujetas a tensiones más altas de lo
normal causadas por cargas estructurales excesivas de válvulas o
tuberías sin soporte, vibración, expansión térmica u otras
junta traslapada y encaje soldado. Cada tipo se ilustra en la Figura 13. Las
bridas de los accesorios o válvulas fundidas generalmente son integrales con
el accesorio o el cuerpo de la válvula.
ASME B16.5 cubre bridas de diversos materiales a través de un
tamaño de tubería nominal de 24 pulgadas (610 mm). ASME B16.47
cubre bridas de acero que van desde NPS 26 hasta NPS 60.
configuraciones. El resultado son tensiones concentradas que pueden
causar grietas por fatiga u otras fallas.
4.5.4 Juntas bridadas
Las uniones con bridas se realizan atornillando dos bridas con algún
4.5.5 Juntas de tuberías de hierro fundido
Las juntas de tuberías de hierro fundido pueden ser del tipo brida,
empaquetada, de manguito, de cubo y espiga o de cubo y extremo liso, o de
campana y espiga o de campana y extremo liso. Se encuentran disponibles
tipo de junta entre las superficies de asiento. Las superficies de las juntas
juntas de presión con juntas anulares de goma o sintéticas. También se utilizan
pueden ser planas y variar desde dentadas (concéntricas o en espiral)
juntas de sujeción. Las uniones roscadas rara vez se utilizan para el hierro
hasta lisas (según el tipo de junta, el material de la junta y las condiciones
fundido. La unión entre cubo y extremo liso se muestra en la Figura 14. La
de servicio), o se pueden cortar ranuras para asentar juntas de anillos
Figura 15 ilustra secciones transversales de una unión mecánica tipo campana,
metálicos. La Figura 12 ilustra los revestimientos de bridas comunes para
una conexión de manguito y una conexión patentada típica (Sección 4.5.7).
varias juntas. Los tipos comunes de bridas son de cuello soldado, de
Este tipo de juntas rara vez se utilizan en el servicio de tuberías de proceso.
soldadura deslizante, roscadas, ciegas,
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INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
VERIFICACION DEL PISTON
VERIFICACIÓN DEL OSCILACIÓN
COMPROBACIÓN DE BOLA
A
A
Vista desde un extremo
Sección a-A:
Sección a-A:
Cerrado
Parcialmente abierto
VERIFICACIÓN DE WAFER CON RESORTE
Figura 7—Secciones transversales de válvulas de retención típicas
Los tubos se pueden unir mediante soldadura fuerte o soldadura fuerte, o
ventajas sobre las juntas convencionales en determinados servicios.
Estas ventajas sobre las bridas convencionales incluyen:
mediante el uso de accesorios apantallados o de compresión. La Figura 16 ilustra
juntas abombadas y de compresión.
4.5.7 Juntas especiales
Se encuentran disponibles juntas patentadas que incorporan juntas,
abrazaderas y disposiciones de pernos exclusivas. Estos diseños ofrecen
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a. Clasificaciones de temperatura y presión más altas.
b. Dimensiones más pequeñas.
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4.5.6 Juntas de tubería
C. Facilidad de instalación: los requisitos de alineación axial y angular son
menores.
d. Tolera mayores fuerzas y momentos.
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APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
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Fluir
Figura 8—Sección transversal de una válvula deslizante típica
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INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
Codo
Codo de radio largo
Tee
Cruz
45 grados
45 grados
codo
codo
Codo de radio largo
Tee
Reductores
laterales de 45 grados
Gorra
Cruz
(Estrella)
RACORES SOLDADOS A TOPE DE ACERO FORJADO
ACCESORIOS DE EXTREMO BRIDADO
Figura 9: Accesorios con extremos bridados y accesorios soldados a tope de acero forjado
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Acoplamiento
45 grados
Medio de acoplamiento
90 grados
codo
codo
Acoplamiento
Cruz
Tee
Gorra
Medio de acoplamiento
Cruz
Unión
ACCESORIOS ROSCADOS
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codo
Tee
ACCESORIOS SOLDADOS A ENCHUFE
Figura 10: Accesorios roscados y soldados por encaje de acero forjado
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90 grados
codo
APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
dieciséis
CARA ELEVADA
CARA DE JUNTA DE ANILLO
Figura 11—Sección transversal de un enchufe soldado
Conexión en T
CARA PLANA
Figura 12—Revestimientos de bridas comúnmente utilizados en
Tubería de refinería
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INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
BRIDA SOLDADA A ENCHUFE
BRIDA DE JUNTA DE SOLAP
SOLDADURA DE REBORDE DEL CUELLO
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BRIDA SOLDADA DESLIZABLE
BRIDA CIEGA
BRIDA ROSCADA
Figura 13—Tipos de bridas
cabeza en T
tornillo
JUNTA DE MANGA
JUNTA EMPAQUETADA
elastomérico
JUNTA DE MANGA
Simétrico respecto a la línea central
Sello
Figura 14—Sección transversal de un típico
Figura 15—Secciones transversales de típicas empaquetadas y
Junta de extremo liso y campana
Articulaciones de manga
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18
APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
Cuerpo
Tuerca
Tuerca
Tubo
bengalas
Antes de la Asamblea
Nueces
Llamarada
Tubo
Cuerpo
Después del montaje
JUNTA DE TUBO ABANDONADO
JUNTA DE TUBO DE COMPRESIÓN
Figura 16—Sección transversal de juntas de tubería típicas
5 razones para la inspección
programa. Esta práctica recomendada complementa API 570 al
5.1 GENERALIDADES
mejorar sus habilidades y aumentar los conocimientos y prácticas
utilizando técnicas apropiadas para identificar mecanismos de
deterioro activos y especificar reparaciones, reemplazos o
inspecciones futuras de las tuberías afectadas. Esto requiere
básicos.
5.2 SEGURIDAD
Una fuga o falla en un sistema de tuberías puede ser sólo un inconveniente
desarrollar información sobre la condición física de la tubería, las
menor o puede convertirse en una fuente potencial de incendio o explosión,
causas de su deterioro y su tasa de deterioro. Al desarrollar una
dependiendo de la temperatura, la presión, el contenido y la ubicación de la
base de datos del historial de inspecciones, el usuario puede
tubería. Las tuberías de una planta petroquímica pueden transportar fluidos
predecir y recomendar futuras reparaciones y reemplazos. El
inflamables, ácidos, álcalis y otros productos químicos nocivos que harían que
usuario puede entonces actuar para prevenir o retardar un mayor
las fugas fueran peligrosas para el personal. Otras tuberías pueden
deterioro y, lo más importante, evitar la pérdida de contención. Esto
transportar corrientes de proceso que contienen subproductos tóxicos
debería dar como resultado una mayor seguridad operativa,
generados durante el procesamiento. Las fugas en este tipo de líneas pueden
menores costos de mantenimiento y operaciones más confiables y
crear condiciones ambientales peligrosas. Una inspección adecuada es un
eficientes. API 570,Código de inspección de tuberías, proporciona
requisito previo para mantener este tipo de tubería en condiciones seguras y
los requisitos básicos para dicha inspección
operativas. Además, las regulaciones federales
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El objetivo principal de la inspección es realizar actividades
proporcionar a los inspectores de tuberías información que puede
INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
disposiciones como OSHA 29CFR1910.119 exige que los equipos,
incluidas las tuberías, que transportan cantidades significativas de
productos químicos peligrosos sean inspeccionados de acuerdo con los
códigos y estándares aceptados, que incluyen API 570.
Pueden ocurrir fugas en las juntas bridadas de los sistemas de tuberías,
especialmente en servicios críticos de alta temperatura, durante los arranques
o paradas y, a veces, después de que el equipo haya alcanzado la temperatura
de funcionamiento. Se debe prestar especial atención para garantizar que el
19
Capitulo dos,Condiciones que causan deterioro o fallas, ha sido
desarrollado para brindarle al inspector información adicional
sobre diversas causas de deterioro. Las figuras 17, 18, 19 y 20
ilustran varios ejemplos de corrosión y erosión de tuberías.
6.2 MONITOREO DE CORROSIÓN DE TUBERÍAS DE
PROCESO
La razón más frecuente para reemplazar las tuberías es el adelgazamiento
personal de la planta sea consciente de estos peligros y esté preparado para
debido a la corrosión. Por esta razón, un programa eficaz de inspección de
actuar en caso de que se produzcan fugas.
tuberías de proceso incluirá el monitoreo del espesor de las tuberías a partir
5.3 CONFIABILIDAD Y OPERACIÓN EFICIENTE
del cual se pueden determinar las tasas de corrosión, las próximas fechas de
La inspección y el análisis exhaustivos y el uso de registros históricos
inspección y las fechas proyectadas de retiro de las tuberías. Un buen
programa de monitoreo incluye priorizar los sistemas de tuberías mediante la
detallados de los sistemas de tuberías son esenciales para lograr una
identificación de las consecuencias y potenciales fallas de las tuberías. API 570
confiabilidad aceptable, una operación eficiente y un servicio óptimo en
proporciona una guía detallada para clasificar las tuberías según las
funcionamiento. Los cronogramas de reemplazo de tuberías se pueden
consecuencias de la falla.
desarrollar para que coincidan con los cronogramas de mantenimiento
planificados mediante la previsión metódica de la vida útil de las tuberías.
La clave para el monitoreo efectivo de la corrosión de las tuberías
es identificar y establecer ubicaciones de monitoreo de espesor
(TML). Los TML son áreas designadas en el sistema de tuberías
Los requisitos reglamentarios generalmente cubren sólo aquellas condiciones
que afectan la seguridad y las preocupaciones ambientales. Los grupos de inspección
de la industria petroquímica familiarizados con los problemas de la industria a
menudo inspeccionan en busca de otras condiciones que afecten negativamente la
operación de la planta.
API 570 fue desarrollado para proporcionar un estándar
industrial para la inspección de tuberías de proceso en servicio. Ha
sido adoptado por varias autoridades regulatorias y jurisdiccionales.
Además, en algunas áreas se han especificado otros requisitos para
la inspección de tuberías. Cada planta debe estar familiarizada con
los requisitos locales para la inspección de tuberías de proceso.
donde se toman periódicamente mediciones de espesor. Al tomar
mediciones repetidas y registrar en los mismos puntos durante
períodos prolongados, se pueden calcular con mayor precisión las
tasas de corrosión.
Algunos de los factores a considerar al establecer el plan de
monitoreo de corrosión para tuberías de proceso son:
a. Clasificación de las tuberías de acuerdo con API 570.
b. Categorizar las tuberías en circuitos con comportamiento de corrosión
similar (por ejemplo, grietas localizadas, generales y ambientales).
C. Identificar lugares susceptibles donde se espera una
corrosión acelerada.
d. Accesibilidad de los TML para el seguimiento.
6.2.1 Circuitos de tuberías
6 Inspección de deterioro en las tuberías
6.1 GENERALIDADES
Las tuberías de refinerías de petróleo y plantas químicas transportan
fluidos que varían desde altamente corrosivos o erosivos hasta no
corrosivos o no erosivos. Además, tanto las tuberías aéreas como las
enterradas están sujetas a corrosión externa. El inspector debe estar
familiarizado con las posibles causas de deterioro de cada sistema de
Varios factores pueden afectar la velocidad y la naturaleza de la
corrosión de las paredes de las tuberías. Incluyen, entre otros, los
siguientes elementos:
a. Metalurgia de tuberías.
b. Contenido de las tuberías.
C. Velocidad de flujo.
d. Temperatura.
tuberías. Si se observa que un área de la tubería se está deteriorando,
mi. Presión.
también se deben inspeccionar las tuberías aguas arriba y aguas abajo
F. Inyección de agua o productos químicos.
de esta área, junto con el equipo asociado. Además, si se detecta
gramo. Mezcla de dos o más corrientes.
deterioro en los equipos a presión, también se deben inspeccionar las
h. Condiciones externas de las tuberías.
tuberías asociadas. API IRE
i. Áreas de flujo estancado, como canales sin salida.
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5.4 REQUISITOS REGLAMENTARIOS
20
APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
Figura 17—Erosión de tuberías
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Figura 18—Corrosión de las tuberías
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INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
Figura 19—Corrosión interna de las tuberías
Figura 20—Corrosión atmosférica severa de las tuberías
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21
22
APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
Las unidades de proceso complejas o sistemas de tuberías se dividen
en circuitos de tuberías para gestionar las inspecciones, los cálculos y el
mantenimiento de registros necesarios. Un circuito de tuberías es una
sección de tubería cuyos puntos están expuestos a un ambiente de
corrosividad similar y que tiene condiciones de diseño y material de
construcción similares. Al establecer los límites de un circuito de tuberías
en particular, el inspector también puede dimensionarlo para
6.3 INSPECCIÓN PARA TIPOS ESPECÍFICOS
DE CORROSIÓN Y GRIETAS4
Cada propietario-usuario debe prestar atención específica a las
necesidades de inspección de sistemas de tuberías que son susceptibles
a los siguientes tipos y áreas de deterioro específicos. Otras áreas de
preocupación se señalan en la Sección 10.1.
proporcionar un paquete práctico para el mantenimiento de registros y
a. Puntos de inyección.
la realización de inspecciones de campo. Al identificar entornos similares
b. Piernas muertas.
como circuitos, se reduce la dispersión de las tasas de corrosión
C. Corrosión bajo aislamiento (CUI).
calculadas de los TML en cada circuito y se mejora la precisión de la tasa
de corrosión calculada. La selección adecuada de componentes en el
circuito de tuberías y la cantidad de TML son particularmente
importantes cuando se utilizan métodos estadísticos para evaluar las
tasas de corrosión y la vida útil restante. La Figura 21 es un ejemplo de
una forma de dividir las tuberías en circuitos. Para obtener más
información sobre bocetos de tuberías, consulte la Sección 12.2.
6.2.2 Identificación de ubicaciones susceptibles a
la corrosión acelerada
En presencia de ciertos corrosivos, las velocidades de corrosión
d. Interfaces suelo-aire.
mi. Corrosión específica y localizada del servicio.
F. Erosión y corrosión/erosión.
gramo. Cracking ambiental.
h. Corrosión debajo de revestimientos y depósitos.
i. Agrietamiento por fatiga.
j. Agrietamiento por fluencia.
k. Fractura por fragilidad.
l. Daño por congelación.
metro. Corrosión en los puntos de apoyo.
norte. Corrosión por punto de rocío.
normalmente aumentan en áreas de mayor velocidad y/o
turbulencia. Codos, reductores, tes de mezcla, válvulas de control y
orificios son ejemplos de componentes de tuberías donde puede
ocurrir corrosión acelerada debido al aumento de velocidad y/o
turbulencia. Dichos componentes normalmente son áreas donde un
inspector ubicaría TML adicionales en un circuito de tuberías. Sin
embargo, el inspector también debe tener en cuenta que las áreas
sin flujo, como las zonas muertas (Sección 6.3.2), pueden causar
corrosión acelerada y pueden necesitar TML adicionales.
6.2.3 Clasificaciones de tuberías
6.3.1 Puntos de inyección
Los puntos de inyección a veces están sujetos a corrosión acelerada o
localizada debido a condiciones de funcionamiento normales o anormales. Los
puntos de inyección pueden tratarse como circuitos de inspección separados y
estas áreas deben inspeccionarse minuciosamente según un cronograma
regular.
Al designar un circuito de punto de inyección para fines de
inspección, el límite aguas arriba recomendado del circuito del
punto de inyección es un mínimo de 12 pulgadas (305 mm) o tres
diámetros de tubería aguas arriba del punto de inyección, el que sea
De acuerdo con API 570, Sección 4.2, a todas las tuberías de
mayor. El límite aguas abajo recomendado del circuito del punto de
proceso se les debe dar una clasificación de consecuencia de falla. El
inyección es el segundo cambio en la dirección del flujo después del
inspector reduce la incertidumbre de los datos obtenidos asignando
punto de inyección, o 25 pies (7,6 m) más allá del primer cambio en
más TML a las tuberías de menor clasificación y monitoreando con
la dirección del flujo, lo que sea menor. En algunos casos, puede ser
mayor frecuencia. Esto mejora la capacidad de predecir fechas de
más apropiado extender este circuito al siguiente equipo a presión,
retiro confiables, pero también enfoca los recursos de inspección
como se muestra en la Figura 22.
limitados en áreas que representan el mayor peligro. Los factores a
La ubicación de los lugares de medición de espesor (TML) dentro de
considerar al clasificar las tuberías son (1) toxicidad, (2) volatilidad,
los circuitos de los puntos de inyección sujetos a corrosión localizada
(3) combustibilidad, (4) ubicación de la tubería con respecto al
debe realizarse de acuerdo con las siguientes pautas:
personal y otros equipos, y (5) experiencia e historial.
6.2.4 Accesibilidad de los TML
Al asignar TML, el inspector debe considerar la accesibilidad para
a. Establezca TML en los accesorios apropiados dentro del circuito del punto de
inyección.
b. Establezca TML en la pared de la tubería en el lugar de
impacto esperado del fluido inyectado.
monitorearlos. Los TML a nivel de grado normalmente proporcionan
C. Es posible que se requieran TML en ubicaciones intermedias a lo largo de la
la accesibilidad más sencilla. Otras áreas con buena accesibilidad
tubería recta más larga dentro del circuito del punto de inyección.
son las plataformas de equipos y escaleras. Puede haber ocasiones
d. Establezca TML en los límites aguas arriba y aguas abajo del
circuito del punto de inyección.
en las que el inspector no tenga otra opción que colocar TML en
áreas donde la accesibilidad es limitada. En tales casos, el inspector
debe determinar si los andamios, los elevadores portátiles u otros
4Para obtener información más detallada y completa, consulte API IRE
métodos proporcionarán un acceso adecuado.
Capítulo II.
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0090
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0060
0120
0130
INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
0010
N2
norte
3
0180
0170
6"–150# ESTÁNDAR. A–181 y A–105
Figura 21: ejemplo de un circuito de tuberías típico
Nota: Los símbolos de globo indican posiciones de los TML de circuito.
23
24
APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
Línea aérea de vapor
o 12" mínimo,
lo que sea
mayor que
3D
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*
* Inyección
punto
Punto de inyección
*
*
*
Gastos generales
condensadores
circuito de tuberías
*
*
Destilación
columna
* Ubicaciones típicas de medición de espesor
(TML) dentro de los circuitos de puntos de
inyección
Figura 22—Circuito de tubería del punto de inyección típico
Para algunos puntos de inyección, puede resultar beneficioso retirar
los carretes de tubería para facilitar una inspección visual de la superficie
interior. Sin embargo, aún serán necesarias mediciones de espesor para
determinar el espesor restante.
Los métodos preferidos para inspeccionar los puntos de inyección son
la radiografía y/o el ultrasonido, según corresponda para establecer el
espesor mínimo en cada TML. Se pueden utilizar mediciones ultrasónicas
de rejilla cerrada o escaneo, siempre que las temperaturas sean
apropiadas. Otros métodos avanzados de ECM, como la onda de Lamb
ultrasónica y las corrientes parásitas de penetración profunda, pueden
ser apropiados.
Durante las inspecciones periódicas programadas, se debe aplicar una
6.3.2 Puntos muertos
La velocidad de corrosión en los tramos muertos puede variar
significativamente respecto de las tuberías activas adyacentes. El inspector
debe monitorear el espesor de la pared en tramos muertos seleccionados,
incluido tanto el extremo estancado como la conexión a una línea activa. En
sistemas como los sistemas elevados de torres y las unidades de
hidrotratamiento donde hay sales de amonio, la corrosión puede ocurrir en el
área del tramo muerto donde el metal está a la temperatura de sal o punto de
rocío. En sistemas de tuberías calientes, el área del punto alto puede corroerse
debido a las corrientes convectivas establecidas en el tramo muerto. Por estas
razones, se debe considerar la posibilidad de eliminar los puntos muertos que
no sirven para ningún otro propósito del proceso. Además, el agua puede
inspección más exhaustiva al circuito del punto de inyección en un área
acumularse en canales muertos que pueden congelarse en ambientes más
que comienza 12 pulgadas (305 mm) aguas arriba de la boquilla de
fríos, lo que provoca la ruptura de la tubería. Para tales sistemas, puede ser
inyección y continúa por al menos diez diámetros de tubería aguas abajo
necesaria una amplia cobertura de inspección utilizando técnicas como
del punto de inyección. Además, mida y registre el espesor en todos los
escaneo ultrasónico y perfil radiográfico para ubicar el área donde se está
TML dentro del circuito del punto de inyección.
produciendo el punto de rocío o la corrosión por sal de amonio.
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INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
La inspección externa de los sistemas de tuberías aisladas debe incluir
una revisión de la integridad del sistema de aislamiento para detectar
6.3.3.2 Ubicaciones típicas en circuitos de tuberías
susceptibles a CUI
Las áreas de los sistemas de tuberías mencionadas anteriormente pueden tener
condiciones que puedan provocar CUI y signos de CUI continua. Las
ubicaciones específicas dentro de ellas que son más susceptibles a CUI. Estas áreas
fuentes de humedad pueden incluir lluvia, fugas de agua, condensación,
incluyen:
sistemas de inundación y torres de enfriamiento. Las formas más
comunes de CUI son la corrosión localizada del acero al carbono y el
agrietamiento por corrosión bajo tensión por cloruro de los aceros
a. Todas las penetraciones o brechas en los sistemas de revestimiento
aislante, tales como:
inoxidables austeníticos. Esta sección proporciona pautas para identificar
1. Puntos muertos (respiraderos, desagües, etc.).
áreas CUI potenciales para inspección. El alcance de un programa de
2. Colgadores de tuberías y otros soportes.
inspección CUI puede variar según el clima local. Las ubicaciones marinas
3. Válvulas y accesorios (superficies de aislamiento irregulares).
en áreas más cálidas pueden requerir un programa muy activo, mientras
4. Zapatas de tubería atornilladas.
que las ubicaciones más frías y secas en el centro del continente pueden
no necesitar un programa tan extenso.
6.3.3.1 Sistemas de tuberías aisladas susceptibles
a CUI
Ciertas áreas de los sistemas de tuberías son potencialmente más
susceptibles a CUI, entre ellas:
5. Penetraciones de tubos trazadores eléctricos y de vapor.
b. Terminación del aislamiento en bridas y otros componentes
de tuberías.
C. Revestimiento aislante dañado o faltante.
d. Costuras del revestimiento aislante ubicadas en la parte superior de la
tubería horizontal o revestimiento aislante mal traslapado o sellado.
mi. Terminación de aislamiento en una tubería vertical.
a. Aquellos expuestos a la niebla se rocían excesivamente desde las torres de agua de
F. Calafateo endurecido, separado o faltante.
refrigeración.
gramo. Puntos bajos en sistemas de tuberías que tienen una brecha conocida
b. Aquellos expuestos a salidas de vapor.
en el sistema de aislamiento, incluidos puntos bajos en tramos largos de
C. Aquellos expuestos a sistemas de diluvio.
tuberías sin soporte.
d. Aquellos sujetos a derrames de proceso o ingreso de humedad o
h. Bridas, pernos y otros componentes de acero al carbono o de baja aleación
vapores ácidos.
bajo aislamiento en sistemas de tuberías de alta aleación.
mi. Sistemas de tuberías de acero al carbono, incluidos los aislados
para protección del personal, que funcionan entre 25 °F (-4 °C) y 250
°F (121 °C). CUI es particularmente agresivo donde las temperaturas
de funcionamiento provocan condensación y reevaporación
frecuente o continua de la humedad atmosférica.
F. Sistemas de tuberías de acero al carbono que normalmente operan en
servicio por encima de 250°F (121°C), pero están en servicio intermitente.
gramo. Patas muertas y accesorios que sobresalen de tuberías aisladas y
operan a una temperatura diferente a la temperatura de operación de la
línea activa.
h. Sistemas de tuberías de acero inoxidable austenítico que funcionan
Se debe prestar especial atención a los lugares donde se han
retirado los tapones aislantes para permitir mediciones del espesor
de las tuberías en tuberías aisladas. Estos tapones deben
reemplazarse y sellarse rápidamente. Hay varios tipos de tapones
extraíbles disponibles comercialmente que permiten la inspección e
identificación de puntos de inspección para referencia futura.
6.3.4 Interfaz suelo-aire (S/A)
La inspección a nivel debe incluir la verificación de daños en el
entre 150 °F (65 °C) y 400 °F (204 °C) (susceptibles al agrietamiento por
revestimiento, tuberías descubiertas y mediciones de la profundidad de
corrosión bajo tensión por cloruro).
la fosa. Si se observa corrosión significativa, es posible que se requieran
i. Sistemas de tuberías vibratorias que tienden a dañar el
revestimiento aislante, proporcionando un camino para la
entrada de agua.
mediciones de espesor y excavación para evaluar si la corrosión está
j. Sistemas de tuberías con rastreo de vapor que pueden experimentar fugas de
el metal y acelerar la corrosión si los revestimientos y envolturas no se
rastreo, especialmente en las conexiones de los tubos debajo del aislamiento.
restauran adecuadamente. La Figura 23 es un ejemplo de corrosión en
k. Sistemas de tuberías con aislamientos, revestimientos y/o envolturas
una interfaz suelo-aire aunque había sido envuelta con cinta adhesiva. Si
deteriorados. Protuberancias o manchas en el sistema de aislamiento o
la tubería enterrada tiene una protección catódica satisfactoria según lo
revestimiento o bandas faltantes (las protuberancias pueden indicar
determinado mediante monitoreo de acuerdo con API 570 Sección 7, se
acumulación de productos corrosivos).
requiere excavación solo si hay evidencia de daños en el revestimiento o
l. Sistemas de tuberías susceptibles de sufrir daños físicos en el
envoltura. Si la tubería enterrada no está recubierta a nivel, se debe
revestimiento o aislamiento, exponiendo así las tuberías al medio
considerar la posibilidad de excavar entre 6 y 12 pulgadas (152 y 305
ambiente.
mm) de profundidad para evaluar la posibilidad de daños ocultos.
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localizada en la interfaz S/A o puede ser más generalizada en el sistema
enterrado. Las lecturas de espesor en las interfaces S/A pueden exponer
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6.3.3 Corrosión bajo aislamiento (CUI)
25
26
Figura 23—Corrosión en la interfaz suelo/aire que resulta en falla de la tubería ascendente en suelo húmedo
En las interfaces concreto-aire y asfalto-aire para tuberías
3. Comunicación del personal operativo cuando ocurren cambios y/o
enterradas sin protección catódica, el inspector debe buscar
alteraciones en el proceso que puedan afectar las tasas de corrosión.
evidencia de que el calafateo o el sello en la interfaz se haya
deteriorado y haya permitido el ingreso de humedad. Si tal
condición existe en sistemas de tuberías de más de diez años, puede
ser necesario inspeccionar si hay corrosión debajo de la superficie
antes de volver a sellar la junta.
6.3.5 Corrosión localizada y específica del servicio
Hay muchos tipos de corrosión interna posibles en el
servicio de proceso. Estos tipos de corrosión suelen ser
localizados y son específicos del servicio. Hay tres elementos
para un programa de inspección eficaz que ayude a
identificar el potencial de estos tipos de corrosión y a
seleccionar TML apropiados:
Ejemplos de dónde podría esperarse este tipo de
corrosión incluyen:
a. Aguas abajo de los puntos de inyección y aguas arriba de los separadores de
productos, como en las líneas de efluentes del reactor del hidroprocesador.
b. Corrosión por punto de rocío en corrientes de condensación, como en el
fraccionamiento aéreo.
C. Transferencia imprevista de ácido o cáustico de los procesos a sistemas de
tuberías no aleados o, en el caso de cáusticos, a sistemas de tuberías de acero
tratados térmicamente sin postsoldadura.
d. Puntos en los que es probable que se produzca condensación o
ebullición de ácidos (orgánicos e inorgánicos) o agua.
mi. Puntos en los que pueden estar presentes ácidos nafténicos u otros ácidos
1. El inspector, el ingeniero de corrosión y el ingeniero de
orgánicos en la corriente del proceso.
procesos deben tener conocimiento del servicio y una idea de
F. Puntos en los que puede producirse un ataque de hidrógeno a alta
qué tipos de corrosión están ocurriendo y dónde podrían estar
temperatura.
ocurriendo.
gramo. Lugares de condensación de sales de amonio en corrientes de
2. Uso extensivo de ECM.
hidroprocesos.
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INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
h. Zonas de flujo de fase mixta y turbulentas en sistemas ácidos, también
zonas de ranurado de hidrógeno.
i. Puntos en los que existen corrientes con alto contenido de azufre a temperaturas
de moderadas a altas.
j. Grados mixtos de tuberías de acero al carbono en servicio de aceite corrosivo
caliente (temperatura de 450 °F (232 °C) o superior y contenido de azufre en el
aceite superior al 0,5 por ciento en peso). Tenga en cuenta que las tuberías de
acero sin silicio, por ejemplo, A-53 y API 5L, pueden corroerse a tasas más altas
que las tuberías de acero muertas con silicio, por ejemplo, A-106, en ambientes
27
6.3.7 Craqueo ambiental
Los materiales de construcción del sistema de tuberías normalmente se
seleccionan para resistir las diversas formas de agrietamiento por corrosión
bajo tensión. Algunos sistemas de tuberías pueden ser susceptibles al
agrietamiento ambiental debido a condiciones alteradas del proceso,
corrosión bajo el aislamiento, condensación imprevista o exposición a
carbonatos o sulfuro de hidrógeno húmedo. Ejemplos de esto incluyen los
siguientes:
sulfurosos de alta temperatura.
a. Fisuración por corrosión bajo tensión por cloruros de aceros inoxidables
k. Corrosión bajo depósito en lodos, soluciones cristalizantes o
austeníticos debido a la humedad y los cloruros debajo del aislamiento, debajo
fluidos productores de coque.
de depósitos, debajo de juntas o en grietas.
l. Arrastre de cloruro en unidades de reformador catalítico, particularmente
b. Fisuración por corrosión bajo tensión con ácido politiónico de aceros de
cuando se mezcla con otras corrientes húmedas.
aleación austeníticos sensibilizados debido a la exposición a sulfuro/
metro. Zonas soldadas sujetas a ataque preferencial.
condensación de humedad/oxígeno.
norte. Corrosión por “puntos calientes” en tuberías con trazado calefactor externo. En
C. Fisuración por corrosión bajo tensión cáustica (a veces conocida como
los servicios, que se vuelven mucho más corrosivos para las tuberías con el aumento
fragilización cáustica).
de temperatura (por ejemplo, agua amarga, cáustico en acero al carbono), se puede
d. Fisuración por corrosión bajo tensión de aminas en sistemas de tuberías sin
desarrollar corrosión o SCC en puntos calientes que se desarrollan en condiciones de
tensión.
bajo flujo.
mi. Fisuración por corrosión bajo tensión de carbonatos en sistemas alcalinos.
o. Sistemas de vapor sujetos a “corte de cables”, grafitización o donde se
F. Agrietamiento bajo tensión por sulfuro de hidrógeno húmedo y formación de ampollas de
produzca condensación.
hidrógeno en sistemas que contienen agua agria.
gramo. Ampollas de hidrógeno y daños por agrietamiento inducido
6.3.6 Erosión y Corrosión/Erosión
La erosión se puede definir como la eliminación de material de la
superficie por la acción de numerosos impactos individuales de partículas
sólidas o líquidas, o cavitación. Puede caracterizarse por surcos, agujeros
redondeados, ondas y valles en un patrón direccional. La erosión suele
ocurrir en áreas de flujo turbulento, como en cambios de dirección en un
sistema de tuberías o aguas abajo de válvulas de control, donde puede
tener lugar la vaporización. Los daños por erosión suelen aumentar en
corrientes con grandes cantidades de partículas sólidas o líquidas y altas
velocidades. Una combinación de corrosión y erosión (corrosión/erosión)
da como resultado una pérdida de metal significativamente mayor de lo
que se puede esperar de la corrosión o la erosión solas.
Este tipo de corrosión ocurre en áreas de alta velocidad y alta
turbulencia. Ejemplos de lugares para inspeccionar incluyen:
a. Aguas abajo de las válvulas de control, especialmente donde se
producen parpadeos o cavitación.
b. Aguas abajo de los orificios.
C. Aguas abajo de las descargas de las bombas.
d. En cualquier punto de cambio de dirección del flujo, como el radio
exterior de los codos.
mi. ConÞguraciones de tuberías aguas abajo (soldaduras,
termopozos, bridas, etc.) que producen turbulencia, particularmente
en sistemas sensibles a la velocidad, como los sistemas de
hidrosulfuro de amonio y ácido sulfúrico.
Las áreas sospechosas de tener corrosión/erosión localizada deben
por hidrógeno (HIC). Esto no ha sido un problema tan grave para las
tuberías como lo ha sido para los recipientes a presión. Se incluye
aquí porque se considera agrietamiento ambiental y puede ocurrir
en las tuberías, aunque no ha sido extenso. Una excepción en la que
este tipo de daño ha sido un problema es la tubería soldada
longitudinalmente fabricada con materiales de placa.
Cuando el inspector sospecha o se le advierte que circuitos
específicos pueden ser susceptibles a grietas ambientales, el
inspector debe programar inspecciones complementarias. Dichas
inspecciones pueden tomar la forma de NDE de superficie (PT o
WFMT), ultrasónicas o por corrientes parásitas. Cuando estén
disponibles, los carretes sospechosos pueden retirarse del sistema
de tuberías y abrirse para examinar la superficie interna.
Si se detectan grietas ambientales durante la inspección interna de los
recipientes a presión y la tubería se considera igualmente susceptible, el
inspector debe designar carretes de tubería apropiados, aguas arriba y
aguas abajo del recipiente a presión para la inspección de grietas
ambientales. Cuando se sospecha la posibilidad de agrietamiento
ambiental en los circuitos de tuberías, se debe programar la inspección
de los carretes seleccionados antes de una próxima reparación. Dicha
inspección debería proporcionar información útil para pronosticar el
mantenimiento de los plazos de entrega.
6.3.8 Corrosión debajo de revestimientos y depósitos
Si los revestimientos externos o internos, los revestimientos
refractarios y los revestimientos resistentes a la corrosión están en
inspeccionarse utilizando métodos NDE apropiados que proporcionen
buenas condiciones y no hay razón para sospechar un estado de
datos de espesor en un área amplia, como escaneo ultrasónico, perfil
deterioro detrás de ellos, generalmente no es necesario retirarlos para
radiográfico o corrientes parásitas.
inspeccionar el sistema de tuberías.
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La eficacia de los revestimientos resistentes a la corrosión se reduce
ción 4.6.3 para consideraciones de fatiga relativas a conexiones roscadas.
considerablemente debido a roturas o agujeros en el revestimiento. Los
La emisión acústica también se puede utilizar para detectar la presencia
revestimientos deben inspeccionarse para detectar separaciones, roturas,
de grietas que se activan por presiones de prueba o tensiones generadas
agujeros y ampollas. Si se observa alguna de estas condiciones, puede ser
durante la prueba.
necesario retirar partes del revestimiento interno para investigar la efectividad
Es importante que el propietario-usuario y el inspector comprendan
del revestimiento y el estado de la tubería metálica debajo del revestimiento.
que es probable que las grietas por fatiga causen fallas en las tuberías
Alternativamente, la inspección ultrasónica desde la superficie externa se
antes de que se detecten con cualquier método NDE. De los ciclos de
puede utilizar en ciertos tipos de revestimientos, como revestimientos unidos
fatiga necesarios para producir la falla, la gran mayoría se requieren para
por explosión o superpuestos con soldadura, para medir el espesor de la
iniciar el agrietamiento y se requieren relativamente pocos ciclos para
pared y detectar separaciones, agujeros y ampollas.
propagar la grieta hasta la falla. Como tal, el diseño y la instalación para
Los revestimientos refractarios utilizados para aislar la pared de la tubería
prevenir el agrietamiento por fatiga son importantes.
pueden desprenderse o agrietarse en servicio, provocando puntos calientes
que pueden exponer el metal a oxidación y agrietamiento por fluencia. Se
debe realizar un monitoreo periódico de la temperatura mediante pinturas
visuales e infrarrojas que indiquen la temperatura en este tipo de líneas para
confirmar la integridad del revestimiento. La corrosión debajo de los
revestimientos refractarios puede provocar la separación y el abombamiento
del refractario. Si se detecta abultamiento o separación del revestimiento
refractario, entonces se pueden quitar partes del refractario para permitir la
inspección de la tubería debajo del refractario. De lo contrario, las mediciones
de espesor ultrasónicas se pueden realizar desde la superficie metálica
externa.
Cuando hay depósitos operativos, como coque, en la superficie de una
tubería, es particularmente importante determinar si dichos depósitos
tienen corrosión activa debajo de ellos. Esto puede requerir una
inspección exhaustiva en áreas seleccionadas. En las líneas más grandes
se deben eliminar los depósitos en áreas críticas seleccionadas para un
examen puntual. Las líneas más pequeñas pueden requerir que se
retiren los carretes seleccionados o que se realicen métodos de ECM
6.3.10 Agrietamiento por fluencia
La fluencia depende del tiempo, la temperatura y el estrés. Eventualmente
pueden ocurrir grietas por fluencia en las condiciones de diseño, ya que
algunas tensiones permitidas por el código de tuberías se encuentran en el
rango de fluencia. El agrietamiento se acelera por la interacción fluencia/fatiga
cuando las condiciones de operación en el rango de fluencia son cíclicas. Se
debe prestar especial atención a las zonas de alta concentración de tensiones.
Si se encuentran temperaturas excesivas, también pueden ocurrir cambios
microestructurales y de propiedades mecánicas en los metales, lo que puede
debilitar permanentemente el equipo. Un ejemplo de dónde se ha
experimentado el agrietamiento por fluencia en la industria es en 11/4Aceros al
cromo por encima de 900°F (482°C). Los métodos de ECM para detectar fisuras
por fluencia incluyen líquidos penetrantes, partículas magnéticas, ultrasonidos,
radiografía y metalografía in situ. La emisión acústica también se puede utilizar
para detectar la presencia de grietas que se activan por presiones de prueba o
tensiones generadas durante la prueba.
como radiografía o exploración UT externa en áreas seleccionadas.
6.3.11 Fractura frágil
6.3.9 Agrietamiento por fatiga
El agrietamiento por fatiga de los sistemas de tuberías puede resultar de
tensiones cíclicas excesivas que a menudo están muy por debajo del límite
elástico estático del material. Las tensiones cíclicas pueden ser impuestas por
medios de presión, mecánicos o térmicos y pueden resultar en fatiga de ciclo
bajo o alto. El inicio del agrietamiento por fatiga de ciclos bajos a menudo está
directamente relacionado con la cantidad de ciclos de calentamiento/
enfriamiento experimentados. Por ejemplo, los muñones u otros accesorios
que se extienden más allá del aislamiento de la tubería pueden actuar como
un sistema de enfriamiento que crea una situación favorable al agrietamiento
por fatiga térmica en la tubería caliente. La vibración excesiva del sistema de
tuberías (por ejemplo, inducida por máquinas o por flujo) también puede
causar daños por fatiga de ciclo alto. Consulte API 570, Sección 3.4.4 para
conocer los requisitos de vigilancia de tuberías vibratorias y la Sección 5.5 para
conocer los requisitos de diseño asociados con tuberías vibratorias.
Por lo general, las fisuras por fatiga se pueden detectar por primera
vez en puntos de alta intensidad de tensión, como en las conexiones
derivadas. Los lugares donde se unen mediante soldadura metales con
diferentes coeficientes de expansión térmica pueden ser susceptibles a la
Los aceros al carbono, de baja aleación y otros aceros ferríticos pueden ser
susceptibles a fallas frágiles a temperaturas ambiente o inferiores. En algunos
casos, el efecto refrigerante de la vaporización de líquidos como el amoníaco o
los hidrocarburos C2 o C3 puede enfriar la tubería y promover una fractura
frágil en el material que de otro modo no fallaría. La fractura frágil
generalmente no es un problema con tuberías de pared relativamente
delgada. La mayoría de las fracturas frágiles han ocurrido en la primera
aplicación de un nivel de tensión particular (es decir, la primera prueba
hidráulica o sobrecarga), a menos que se introduzcan defectos críticos en
servicio. Se debe prestar especial atención a los aceros de baja aleación
(especialmente 21/4material Cr-1 Mo), porque pueden ser propensos a la
fragilización del temple y a los aceros inoxidables ferríticos.
La información sobre la prevención de fracturas frágiles en recipientes
a presión, Publicación API 920, puede ser útil para evaluar el potencial de
fracturas frágiles en sistemas de tuberías.
6.3.12 Daño por congelación
A temperaturas bajo cero, el agua y las soluciones acuosas
fatiga térmica. Los métodos NDE preferidos para detectar grietas por
manipuladas en los sistemas de tuberías pueden congelarse y provocar
fatiga incluyen pruebas de líquidos penetrantes, pruebas de partículas
fallas debido a la expansión de estos materiales. Después de un clima
magnéticas y pruebas ultrasónicas de haz angular. Consulte API 570 Sec.
helado inesperadamente intenso, es importante comprobar visualmente
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INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
29
para detectar daños por congelamiento en los componentes de tuberías expuestos antes de
También se puede utilizar para identificar áreas corroídas donde se debe
que el sistema se descongele. Si se ha producido una rotura, el líquido congelado puede
establecer un monitoreo de espesor ultrasónico y ubicar áreas donde se
evitar temporalmente las fugas. Los puntos bajos, los tramos de goteo y los tramos muertos
han acumulado depósitos durante la operación.
de los sistemas de tuberías que contienen agua deben examinarse cuidadosamente para
detectar daños.
Se deben estudiar los registros históricos de las tuberías para
determinar qué secciones se acercarán al espesor de retiro en el próximo
Para evitar daños por congelación, se deben tomar precauciones para
cierre planificado. Los registros históricos también se pueden utilizar
drenar, purgar o calentar los sistemas de trazas donde la humedad podría
para determinar los lugares de inspección y establecer un cronograma
acumularse y congelarse inesperadamente durante variaciones severas o
de reemplazo.
repentinas de temperaturas bajo cero. Uno de los lugares más críticos para
tomar estas precauciones es la parte superior del asiento de las válvulas de
alivio y de las válvulas de alivio operadas por piloto, donde podría haber
La inspección en funcionamiento puede reducir el tiempo de inactividad mediante los
siguientes medios:
humedad. Los tubos de escape de las válvulas de alivio que descargan a la
a. Ampliar las ejecuciones del proceso asegurando que las condiciones de las tuberías sean
atmósfera siempre deben tener un drenaje o trazado de calor adecuado.
adecuadas para el funcionamiento continuo.
b. Permitir la fabricación de tuberías de reemplazo antes de una
7 Frecuencia y tiempo de inspección
parada.
C. Eliminar el trabajo innecesario y reducir los requisitos de personal
de parada; por ejemplo, el personal que normalmente se utiliza para
7.1 GENERALIDADES
La frecuencia y minuciosidad de las inspecciones de tuberías variarán
desde frecuentes y exhaustivas en tuberías de clases bajas donde el
deterioro es extremo, hasta raras y superficiales en tuberías de clases
altas en servicios no corrosivos. La frecuencia de las inspecciones de
quitar el aislamiento y romper bridas para su inspección durante el
tiempo de entrega puede estar disponible para otros trabajos.
d. Ayudar a la planificación del mantenimiento para reducir los aumentos repentinos de la
carga de trabajo, estabilizando así las necesidades de personal.
tuberías debe estar determinada por las siguientes condiciones:
Obviamente, muchas otras condiciones en los sistemas de tuberías
a. La consecuencia de una falla (clasificación de tuberías).
b. El grado de riesgo (probabilidad y consecuencia de una
falla).
deben determinarse mientras el equipo está en funcionamiento. Las
fugas en los sistemas de tuberías se detectan más fácilmente mientras el
equipo está en funcionamiento y deben buscarse continuamente.
Siempre que ocurra una fuga, los operadores deben notificar a un
C. La cantidad de margen de corrosión restante.
inspector quien pueda determinar su gravedad y recomendar la acción
d. Los datos históricos disponibles.
correctiva adecuada.
mi. Los requisitos reglamentarios.
Los soportes de las tuberías pueden inspeccionarse para detectar
distorsiones y daños, asentamiento o movimiento de los cimientos y el estado
API 570 requiere clasificar los sistemas de tuberías según las
consecuencias de la falla. Cada refinería o planta de proceso debe
de los pernos de los cimientos. Los anclajes de tuberías pueden inspeccionarse
para determinar su condición y adecuación. Las tuberías deben inspeccionarse
revisar sus propios sistemas de tuberías y desarrollar un sistema de
para detectar oscilaciones o vibraciones. Se deben inspeccionar los rodillos de
clasificación utilizando la información proporcionada en API 570.
tubería y las placas deslizantes para garantizar que funcionen libremente.
Este sistema ayuda a establecer frecuencias mínimas de inspección
para cada clasificación de tuberías.
Algunas inspecciones pueden y deben realizarse mientras el equipo está en
Se deben inspeccionar las tuberías, soportes y soportes de resorte para
detectar corrosión externa, el estado de los revestimientos protectores y el
aislamiento, y la ubicación o posición correcta. Además, se debe realizar una
funcionamiento. Las inspecciones que no se puedan realizar durante la
inspección para detectar derrames de líquidos que puedan causar corrosión
operación deben realizarse mientras el equipo no esté en servicio.
en las tuberías.
7.2 INSPECCIÓN MIENTRAS EL EQUIPO ESTÁ
7.3 INSPECCIÓN MIENTRAS EL EQUIPO
ESTÁ APAGADO
FUNCIONANDO
Un programa eficaz e integrado de inspección de tuberías incluirá la
Las inspecciones que no se puedan realizar mientras el equipo está en
obtención de la mayor cantidad posible de mediciones requeridas del espesor
funcionamiento, deberán realizarse cuando el sistema esté apagado. Además,
de pared (manteniendo la precisión requerida) mientras la planta está en
cuando se abre la tubería por cualquier motivo, se debe inspeccionar
funcionamiento. Se pueden tomar mediciones de espesor ultrasónicas tanto a
internamente hasta donde la accesibilidad lo permita. Se deben realizar
temperatura ambiente como a alta temperatura. En la mayoría de las tuberías,
inspecciones de seguimiento adecuadas para determinar las causas de los
las radiografías del espesor de la pared se pueden tomar de forma
defectos, como fugas, desalineación, vibración y balanceo, que se detectaron
independiente a través del aislamiento intacto. Las radiografías pueden
mientras la unidad estaba en funcionamiento.
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8
APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
Precauciones de seguridad y trabajo
preparatorio
Además de las herramientas enumeradas en la Tabla 2, es posible que
se requiera equipo de chorro de arena para eliminar pintura u otros
recubrimientos protectores, suciedad o productos de corrosión para
8.1 PRECAUCIONES DE SEGURIDAD
Los procedimientos para la segregación de tuberías, la instalación de
persianas y las pruebas de fugas deben ser una parte integral de las
prácticas de seguridad. Se deben tomar precauciones de seguridad antes
de abrir cualquier tubería y antes de realizar algunos tipos de inspección
poder realizar una inspección de grietas.
10
Procedimientos de inspección
10.1
INSPECCIÓN MIENTRAS EL EQUIPO ESTÁ
FUNCIONANDO
externa. En general, la sección de tubería que se va a abrir debe aislarse
de todas las fuentes de líquidos, gases o vapores nocivos y purgarse para
eliminar todo el aceite y los gases y vapores tóxicos o inflamables. Se
deben tomar precauciones antes de realizar la prueba con martillo, lo
que podría causar fallas o permitir que se libere el contenido de la
tubería. Consulte la publicación API 2217A.
10.1.1
Inspección visual
Se realizan inspecciones visuales externas para determinar la
condición externa de las tuberías, el sistema de aislamiento, los sistemas
de pintura/recubrimiento y el hardware asociado, y para verificar si hay
signos de desalineación, vibración y fugas. Cuando se observa
8.2 TRABAJO PREPARATORIO
acumulación de productos de corrosión en las áreas de contacto del
previsto de la inspección. Se deberían erigir andamios cuando sea
necesario y se deberían excavar tuberías enterradas en los puntos que se
vayan a inspeccionar. Se debe verificar la disponibilidad, las condiciones
de trabajo adecuadas y la precisión de las herramientas necesarias para
la inspección. Se debe verificar el equipo requerido para la seguridad
personal para determinar su disponibilidad y condición. Se deben
obtener con anticipación todas las señales de advertencia necesarias y se
deben levantar barricadas alrededor de todas las excavaciones.
soporte de la tubería, el inspector puede optar por levantar la tubería del
soporte para facilitar la inspección. Si se hace esto, se debe tener cuidado
si la tubería está en servicio porque los productos de corrosión externa
se desprenden fácilmente, lo que podría provocar posibles fugas.
10.1.1.1 Fugas
Las fugas pueden suponer un riesgo para la seguridad o un incendio,
pueden provocar el apagado prematuro del equipo y, a menudo,
provocan pérdidas económicas. Las fugas en las tuberías de servicios
públicos rara vez son peligrosas o provocan paradas, pero sí provocan
9 herramientas de inspección
pérdidas. Las fugas en tuberías de petróleo, gas y productos químicos
Consulte la Tabla 2 para obtener una lista de herramientas comúnmente utilizadas para inspeccionar
tuberías.
Generalmente, hay equipos de inspección contratados disponibles para
realizar el trabajo de NDE.
Equipo radiográfico
Luces portátiles, incluido
un flash
contaminación de la atmósfera circundante, un problema ambiental
grave o un cierre prematuro. Se debe realizar una vigilancia visual
frecuente para detectar fugas. Se debe prestar especial atención a las
uniones bridadas, prensaestopas y bonetes de válvulas, y juntas de
Tabla 2—Herramientas para la inspección de tuberías
Equipo ultrasónico
calientes o volátiles pueden provocar un incendio, una explosión,
Boroscopio
Imán
Cepillo de alambre
expansión en tuberías que transportan materiales inflamables, tóxicos,
corrosivos u otros materiales dañinos. Muchas fugas se pueden detener
o minimizar apretando los prensaestopas.
Solo se recomienda apretar los pernos de brida en una línea
presurizada cuando se tiene especial cuidado para evitar tres problemas
potenciales:
Cuchillo de hoja fina
espejo pequeño
Raspador
Equipos de partículas magnéticas
1. Interacciones de los pernos: cuando se aprieta un perno, se aflojan
Martillo del inspector
Equipos de líquidos penetrantes
los pernos adyacentes.
Calibradores de transferencia ID y OD
Pintura o crayón
Calibradores de lectura directa con
Cuaderno o bocetos
patas de forma especial
Regla de acero
Durómetro portátil Kit de
Medidor de espesor o de gancho Medidor
identificación de materiales
de profundidad de foso
Detector de fugas (sónico, prueba de gas o
solución jabonosa)
Lupa
Pirómetro infrarrojo y cámara.
Equipos de corrientes parásitas
Analizador de aleaciones de fuentes nucleares
(para identificación de materiales)
2. Un perno puede ceder o fallar debido a una sobrecarga.
3. Apretar un lado de una brida puede causar deflexiones en las
áreas opuestas y adyacentes a ella.
Las fugas de ciertos fluidos pueden provocar grietas y/o corrosión de los
pernos de las bridas; en tales servicios, se deben reemplazar los pernos. La
pronta reparación de las fugas a menudo evitará una corrosión o erosión
grave de las superficies de las juntas o de los prensaestopas. Es posible que se
Cámara de televisión remota
puedan realizar reparaciones temporales o permanentes mientras las líneas
(para inspección interna)
estén en servicio.
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Todo el trabajo preparatorio posible debe realizarse antes del inicio
INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
10.1.1.2 Desalineación
Las tuberías deben inspeccionarse para detectar desalineaciones, lo que
puede indicarse por las siguientes condiciones:
a. Tubería desalojada de uno o más soportes de modo que su
peso no se distribuye adecuadamente en los soportes o
soportes restantes.
31
Si se encuentra deterioro de las zapatas de concreto, se debe
determinar la causa y se deben tomar medidas correctivas.
Los pernos de cimentación flojos se pueden encontrar golpeándolos
ligeramente hacia los lados con un martillo mientras se sostiene un dedo
contra el lado opuesto en contacto con la placa de soporte. El movimiento del
cerrojo se detectará fácilmente. Probar los pernos apretando las tuercas con
una llave también indicará que se están aflojando. Los pernos rotos se pueden
b. La deformación de la pared de un recipiente o tanque en las proximidades de un
detectar utilizando los mismos métodos utilizados para encontrar pernos
accesorio de tubería.
sueltos. El desplazamiento de la placa de soporte sobre su base puede indicar
C. Los soportes de las tuberías se salen de la plomada debido a la expansión o
que los pernos de la base están cortados.
contracción de la tubería.
d. Reemplazo o reparación excesivo de cojinetes, impulsores y
ruedas de turbina de bombas centrífugas, compresores y sellos de
turbina a los que están conectadas las tuberías.
mi. El desplazamiento de una placa base, la rotura de una base
o el corte de los pernos de la base de un equipo mecánico al
que está unida la tubería.
F. Grietas en bridas de conexión o carcasas de bombas o turbinas a las
que se conectan las tuberías.
La inspección también debe incluir la búsqueda de conexiones de
ramales pequeños que estén contra soportes de tuberías como resultado
del movimiento térmico de la línea más grande. Además, el choque
hidráulico a menudo causará daños a un pequeño ramal si está ubicado
demasiado cerca de un soporte.
10.1.1.4 Vibración
Si se observan vibraciones o balanceos, se deben inspeccionar las
gramo. Juntas de dilatación excesivamente deformadas o que no
soldaduras para detectar grietas, particularmente en los puntos de
funcionan correctamente.
restricción, como áreas donde las tuberías están unidas al equipo y cerca
Si se descubre una desalineación significativa de las tuberías, se debe
corregir de inmediato.
10.1.1.3 Soportes
Los soportes para tuberías constan de zapatas, colgadores (cadenas,
varillas o resortes de soporte variables o constantes) y tirantes. Los soportes
deben inspeccionarse visualmente para detectar los siguientes problemas:
de anclajes. Los problemas ocurren con frecuencia en pequeñas
conexiones soldadas y atornilladas que tienen una válvula pesada que
acentúa la vibración y en líneas pequeñas que están atadas a una línea
más grande y obligadas a moverse con ella. Se debe considerar soporte
adicional para válvulas y tuberías de pequeño tamaño mal apuntaladas y
para la línea vibratoria principal a la que están conectadas. En casos de
vibración severa, puede ser aconsejable que un asesor competente
recomiende una solución, especialmente si se requiere equipo
a. Deterioro de revestimientos protectores o ÞreprooÞng.
especializado, como una botella de pulsación o estabilizadores de
b. Evidencia de corrosión, especialmente en o cerca de las uniones de los
balanceo.
cimientos.
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C. Distorsión.
d. Daño físico general.
mi. Movimiento o deterioro de zapatas de hormigón.
10.1.1.5 Corrosión Externa
Los defectos en los revestimientos protectores y en el revestimiento
F. Fallo o aflojamiento de los pernos de cimentación.
impermeable del aislamiento permitirán que la humedad entre en
gramo. Fijación insegura de ménsulas y vigas al soporte.
contacto con las tuberías. Cuando se encuentran defectos en el
h. Funcionamiento restringido de rodillos de tubos o placas deslizantes.
revestimiento impermeable del aislamiento, se debe quitar suficiente
i. Fijación insegura o ajuste inadecuado de los soportes para tuberías, si
aislamiento o se debe radiografiar el área afectada para determinar el
se utilizan. Las cargas del soporte de resorte deben verificarse tanto en
alcance y la gravedad de la corrosión. Se pueden quitar secciones de
condiciones de frío como de calor, y las lecturas obtenidas deben
aislamiento de conexiones pequeñas, como líneas de purga y conexiones
compararse con las lecturas originales de frío y calor. Los ajustes
de calibre, ya que la dificultad para obtener un buen sellado en el
inadecuados del soporte del resorte pueden causar cargas excesivas en
aislamiento hace que estas ubicaciones sean particularmente vulnerables
la tubería en el equipo giratorio que pueden provocar una desalineación.
a la corrosión externa.
Otros factores, como el asentamiento diferencial y la fluencia, pueden
Las líneas que sudan son susceptibles de deteriorarse en las zonas de
hacer necesarios ajustes alternativos.
apoyo. Se puede encontrar corrosión debajo de las abrazaderas de las líneas
j. Anclajes de tubería rotos o defectuosos.
suspendidas. Las tuberías montadas sobre rodillos o zapatas de soporte
k. Operación restringida de poleas o puntos de pivote en sistemas
soldadas están sujetas a la acumulación de humedad con la consiguiente
de tuberías contrapesadas.
corrosión. El líquido derramado sobre las tuberías, el impacto de un chorro de
Si se encuentra que el reacondicionamiento es defectuoso, se
vapor y el agua que gotea sobre una línea pueden causar deterioro. La pérdida
debe eliminar lo suficiente para determinar la causa y el alcance de
de masilla selladora de vapor del aislamiento de las tuberías en servicio en frío
la corrosión. Si se nota corrosión, se deben tomar medidas de
puede provocar corrosión local. Las paredes de las tuberías dentro de los
espesor para determinar si el metal restante puede soportar la
soportes de muñones abiertos están sujetas a corrosión. Todos estos puntos
carga lo suficiente.
deberían ser investigados.
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Se puede determinar una pérdida de espesor comparando el diámetro de
b. Bajo costo: en comparación con muchos otros instrumentos, los
la tubería en el área corroída con el diámetro de la tubería original. La
medidores digitales son económicos de comprar y mantener.
profundidad de las fosas se puede determinar con un medidor de profundidad
C. Requisitos mínimos de capacitación: El instrumento es relativamente sencillo
de fosas.
de operar y, en consecuencia, requiere poco tiempo de capacitación para
También se deben comprobar los pernos, especialmente en
utilizarlo de manera efectiva.
entornos marinos y otros entornos corrosivos.
El líquido derramado que se ha filtrado al suelo generalmente se
puede localizar buscando la decoloración de la tierra. Se debe
investigar el derrame para determinar si el líquido es corrosivo para
el acero. Esto puede implicar un análisis químico de muestras de
suelo o del líquido, a menos que se conozca la fuente del derrame.
El suelo afectado debe manipularse de acuerdo con las leyes y
regulaciones aplicables.
10.1.1.7 Puntos calientes
Operar las tuberías a temperaturas superiores al límite de diseño o en
el rango de fluencia, incluso sin una presión más alta, puede provocar
Sin embargo, como ocurre con todas las herramientas de NDE, los
ultrasonidos tienen limitaciones. Los transductores que no están equipados
con material de línea de retardo pueden resultar dañados por temperaturas
superiores a las especiÞcaciones del fabricante. La temperatura máxima
permitida depende del diseño del transductor, el tiempo de contacto y la línea
de retardo (si corresponde). Algunos transductores se pueden utilizar para
mediciones de corta duración a temperaturas de hasta 1000¼ F (538¼ C) sin
líneas de retardo. Se encuentran disponibles materiales especiales de línea de
retardo y transductores enfriados por agua que permiten el uso de
instrumentos de pulso-eco a temperaturas de hasta 1100°F (593¼ C).
La UT es capaz de evaluar sólo un área pequeña aproximadamente
del diámetro del transductor. En consecuencia, la UT puede pasar por
alto corrosión pequeña y localizada a menos que el inspector realice un
escaneo significativo en el área de interés.
abombamientos. En tuberías que están protegidas de temperaturas
Las medidas obtenidas con instrumentos de pulso-eco son espesores
excesivas mediante refractario aislante interno, la falla del aislamiento
promedio del área en contacto con el transductor. Cualquier picadura en
provocará el sobrecalentamiento de la pared metálica, lo que provocará
el área medida puede afectar la lectura del espesor promedio. Los
un punto caliente. La temperatura excesiva reduce en gran medida la
transductores duales, disponibles para usar con estos instrumentos,
resistencia del metal y puede provocar abombamientos, incrustaciones,
permitirán la detección de picaduras tan pequeñas como1/8
pandeo localizado, deterioro del metal o falla total.
pulgada (3 mm) de diámetro cuando el transductor se coloca directamente
Se deben realizar inspecciones frecuentes para detectar puntos
sobre la fosa en el lado opuesto de la pared. Se debe tener precaución con
calientes en tuberías aisladas internamente. Cualquier abultamiento o
medidores sin la pantalla de escaneo ÒAÓ (presentación de la señal real). En
incrustación debe anotarse para una investigación más exhaustiva
superficies altamente corroídas y picadas, es posible que los medidores con
cuando se apague el equipo. Algunos puntos calientes pueden
pantalla digital no obtengan lecturas consistentes o precisas. La unidad de
detectarse mediante una luz roja, especialmente si la inspección se
búsqueda se puede mover ligeramente (un diámetro o menos) y se obtiene
realiza en la oscuridad. La temperatura de la piel de los puntos calientes
una lectura. Esto se atribuye a que el haz de sonido se refleja lejos del
indicados debe medirse utilizando un termopar portátil, crayones
transductor. Un instrumento con una pantalla de escaneo ÒAÓ también
indicadores de temperatura, pinturas indicadores de temperatura,
indicará espesores en las picaduras, especialmente si se utilizan altas
termografía o un pirómetro. Para garantizar que no se produzca una
frecuencias con sensibilidad sintonizada. Las lecturas en áreas con
ruptura en servicio, la cantidad de abombamiento no debe exceder la
temperaturas superficiales superiores a 200 °F (93 °C) son normalmente más
cantidad de fluencia permitida para el material. Como medida
altas que los espesores reales y pueden variar desde aproximadamente un 1
provisional, puede ser deseable o necesario enfriar los puntos calientes
por ciento más alto a 300 °F (149 °C) hasta un 5 por ciento más alto a 700 °F
severos con vapor, agua o aire hasta que el sistema pueda retirarse del
(371 °C). ). Se deben establecer tablas de corrección de espesor o factores de
servicio (esta situación debe ser revisada por ingenieros de tuberías
corrección de bases de datos para temperaturas superiores a 200 °F (93 °C)
calificados). Se debe investigar la condición tanto del metal de la tubería
para el transductor comparando lecturas de espesor de muestras de tuberías
como del aislamiento interno cerca de los puntos calientes durante el
calentadas y sin calentar. Con la mayoría de los instrumentos ultrasónicos, el
próximo período de cierre.
inspector necesita asegurar una superficie razonablemente libre de
10.1.2
10.1.2.1
Medidas de espesor
Inspección ultrasónica
Los instrumentos ultrasónicos se utilizan ampliamente para medir
espesores y se han convertido en equipos estándar en la mayoría de las
organizaciones de inspección petroquímica. Las principales ventajas de
utilizar instrumentos de espesor digitales son:
incrustaciones raspando o puliendo la incrustación.
Los instrumentos de pulso-eco se utilizan con cuñas transductoras
especialmente diseñadas para generar ondas de corte para detectar y
rastrear grietas y otras fisuras. Se requiere capacitación especial para
que el personal realice la detección de fallas.
Se encuentran disponibles varias tecnologías avanzadas de prueba
ultrasónica no solo para detectar fallas sino también para medir la
distancia de las grietas desde las superficies externas. La difracción del
a. Portabilidad: la mayoría de los instrumentos no pesan más de varias libras y
tiempo de vuelo y la UT bimodal son dos de los métodos disponibles para
son lo suficientemente pequeños como para no resultar engorrosos.
este trabajo.
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10.1.1.6 Acumulaciones de líquidos corrosivos
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10.1.2.2 Inspección radiográfica
Las técnicas de radiografía gamma proporcionan mediciones precisas de
las paredes de las tuberías y permiten la inspección del interior de algunos
equipos. Las funciones principales de este método son detectar pérdidas de
metal y verificar la calidad de la soldadura. La radiografía tiene las siguientes
ventajas:
a. El aislamiento de las tuberías puede permanecer intacto.
33
exposición y lectura o interpretación de ellos. Se deben tomar tomas
de prueba radiográficas de las tuberías que pueden examinarse con
mediciones de espesor ultrasónicas para determinar los límites de
precisión del método radiográfico una vez que se haya desarrollado.
Además, se puede colocar una probeta de espesor conocido en el
mismo plano que la radiografía, lo que ayudará a deÞnir factores de
expansión radiográfica. Múltiples lecturas del espesor del calibrador
del disparo mejorarán la precisión.
b. La temperatura del metal de la línea tiene poca influencia en la
Cuando se realiza una inspección radiográfica, los sistemas de control de las
calidad de la radiografía siempre que el casete de película pueda
unidades de proceso, que utilizan isótopos en los indicadores y controles del nivel de
protegerse del calor de la tubería.
líquido, ocasionalmente dan indicaciones erróneas en los paneles de control. Los
C. Se pueden examinar radiografías de conexiones de tuberías pequeñas, como
detectores de llama utilizados para indicar el incendio de un horno o caldera también
niples y acoplamientos, para determinar el contacto de las roscas, la corrosión y la
pueden verse afectados. Se debe advertir a los operadores de las unidades sobre esta
calidad de la soldadura.
posibilidad.
d. La película proporciona un registro visual permanente del estado de la
tubería en el momento de la radiografía.
mi. Se puede observar la posición de las partes internas de las válvulas
(compuertas caídas).
F. El equipo radiográfico es fácilmente maniobrable en la
refinería o planta química.
gramo. La radiografía isotópica no es una fuente de ignición en presencia
La radiografía de perfil es particularmente útil para identificar la
corrosión externa de pequeñas conexiones bajo aislamiento, como
líneas de purga y conexiones de calibre, que son especialmente
susceptibles a la corrosión externa ya que es difícil obtener un buen
sellado en el aislamiento.
Las radiografías de las tuberías se muestran en las Figuras 24, 25 y 26.
de hidrocarburos.
h. Las picaduras y otras formas de corrosión no uniforme se pueden identificar más
fácilmente.
i. Proporciona una vista de un área grande.
Los rayos gamma que viajan a través de la pared de la tubería entre
los radios exterior e interior de la tubería deben penetrar un metal que
sea aproximadamente cuatro veces el espesor de la pared de la tubería.
La mayoría de los rayos son absorbidos por el metal, dejando un área no
expuesta en la película. Esta área, que es más clara en la película oscura,
representa una imagen proyectada ligeramente ampliada de la pared de
la tubería. La imagen se puede medir y un cálculo corrector puede
Figura 24—Radiografía de una línea de reformador catalítico
establecer el espesor de la pared de la tubería. Cualquier depósito o
sarro dentro de la tubería generalmente aparece en la película revelada
como claramente separado de la pared de la tubería. También pueden
verse picaduras en la película.
Debido a que la radiografía isotópica le da al inspector una "mirada
interna" de la tubería, el costo algo mayor de esta inspección puede
verse más que compensado por los datos obtenidos.
El iridio y el cobalto se han convertido en los isótopos más
utilizados para la inspección radiográfica. El uso de iridio 192 y
cobalto 60 está controlado por la Comisión Reguladora Nuclear de
EE. UU. (USNRC), la Comisión Canadiense de Energía Atómica y
algunos estados y localidades. El personal que manipula fuentes
radiactivas debe estar capacitado y calificado, se deben seguir los
procedimientos adecuados y se debe considerar la seguridad del
personal.
La precisión de la medición del espesor radiográfico depende en
películas y de la persona que las revisa. Cuando se utiliza la radiografía
para este propósito, es aconsejable desarrollar una práctica escrita que
deÞne el(los) método(s) de colocación de la película,
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Figura 25: Radiografía de una tubería corroída cuya superficie
interna está recubierta con incrustaciones de sulfuro de hierro
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cierta medida de las habilidades del técnico radiográfico que expone las
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APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
cobertura a partes de la tubería que son inaccesibles para un examen
visual. Esto se aplica particularmente a las tuberías que no pudieron o no
fueron inspeccionadas durante el funcionamiento. La corrosión o erosión
no uniforme también se puede detectar para un examen más detallado
dirigiendo la luz del sol a lo largo de la superficie de la tubería con un
espejo o iluminando una luz paralela a la superficie.
Se debe anotar la cantidad de suciedad para determinar si es
necesaria una limpieza. Se debe investigar la incrustación para
determinar si consiste en depósitos del flujo de producto o es una
acumulación de productos de corrosión. Puede ser necesario tomar
muestras para análisis químicos.
10.2.1.2 Grietas
Los lugares más susceptibles al agrietamiento son las soldaduras, incluidas
las soldaduras de filete que no sean soldaduras a presión, las áreas afectadas
por el calor adyacentes a las soldaduras y los puntos de restricción o tensión
Figura 26—Bosquejo y radiografía del callejón sin salida
Corrosión
10.1.3 Otras inspecciones en funcionamiento
Se han desarrollado métodos cualitativos de NDE para ayudar al
inspector a identificar áreas de tuberías que están experimentando
deterioro. Además, se están desarrollando nuevos métodos. Hay
detectores de fugas halógenos disponibles para detectar fugas en
tuberías de aplicaciones especiales, como sistemas de vacío. Se
encuentran disponibles varios métodos para detectar tuberías
adelgazadas, CUI y otros tipos de deterioro utilizando ultrasonido,
inducción magnética, radiografía en tiempo real, radiografía de
neutrones, retrodispersión de neutrones, termografía, etc. Cada
método tiene sus ventajas y desventajas para cada aplicación. El
inspector debe conocer estos métodos y su aplicabilidad. La
inspección visual en los TML normalmente no proporcionará una
evaluación representativa de las condiciones de la CUI en otras
ubicaciones a lo largo de la tubería.
10.2 INSPECCIÓN MIENTRAS EL EQUIPO ESTÁ
APAGADO
10.2.1
10.2.1.1
Inspección visual
Corrosión, erosión y contaminación
La tubería se puede abrir en varios lugares quitando una válvula
o conector o separando la tubería en las bridas para permitir la
inspección visual. Las superficies internas de las tuberías deben
inspeccionarse visualmente en la mayor superficie posible. Una
linterna o una luz de extensión suele ser suficiente para esta tarea,
pero una sonda como un boroscopio o un espejo y una luz
permitirán una visión más detallada. Otros métodos de inspección
excesiva. Los lugares que están sujetos a agrietamiento por corrosión bajo
tensión, ataque de hidrógeno y fragilización cáustica o de aminas también
requieren atención, al igual que las roscas expuestas de las uniones roscadas.
La superficie inspeccionada debe estar limpia si se quieren detectar grietas.
La limpieza se puede lograr con cepillo de alambre, chorro de arena o
eliminando químicamente recubrimientos, depósitos y productos de corrosión.
Después de una limpieza profunda, el área debe inspeccionarse visualmente
para detectar cualquier indicio de grietas. (Se debe considerar la
comprobación puntual mediante pruebas de partículas magnéticas
fluorescentes húmedas, partículas magnéticas, líquidos penetrantes o
ultrasonidos incluso si la inspección visual no reveló grietas). Una iluminación
adecuada y una buena lupa ayudarán a localizar dichas indicaciones. Es posible
que la inspección visual no diferencie entre un rasguño en la superficie y una
grieta. Cualquier rasguño aparente debe investigarse más a fondo con otros
métodos. La inspección de partículas magnéticas se puede utilizar en
materiales magnéticos. La inspección por líquidos penetrantes, fluorescentes y
ultrasónicas se puede utilizar tanto en materiales magnéticos como no
magnéticos. Para materiales austeníticos sólo se deben utilizar líquidos
penetrantes con niveles bajos o nulos de cloruros. Cuando no se pueden
utilizar métodos de detección de partículas magnéticas, líquidos penetrantes o
fluorescentes para detectar corrosión bajo tensión en superficies interiores o
grietas por fragilidad cáustica, se pueden utilizar otros métodos como
radiografía, ultrasonidos de ondas superficiales o de corte, corrientes parásitas
o extracción de muestras para Se puede utilizar la inspección microscópica. La
profundidad de una grieta a menudo se puede determinar picando o
esmerilando hasta alcanzar el metal sano. Sin embargo, el inspector debe
determinar si el área se puede reparar adecuadamente antes de comenzar a
pulir.
10.2.1.3 Caras de junta de bridas
Las caras de asiento de las juntas bridadas que se han abierto deben
incluyen calibradores ópticos/láser y mecánicos.
inspeccionarse visualmente para detectar corrosión y defectos como
Cuando se observen condiciones de corrosión o erosión no
uniformes en áreas accesibles para un examen visual, puede ser
aconsejable realizar un examen radiográfico o medir espesores
con instrumentos ultrasónicos para extender
rayones, cortes y hendiduras que podrían causar fugas. Se debe verificar
que las caras de la junta no estén deformadas colocando una regla a lo
largo del diámetro de la cara de la brida y girándola alrededor de un eje
que pasa por la línea central de la brida.
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INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
35
Se deben comprobar las ranuras y los anillos de las juntas anulares para
los dedos. Es extremadamente importante que la cubierta esté instalada en la
detectar defectos, incluidas grietas en el fondo de las ranuras o en las
orientación adecuada o es posible que la cuña no funcione correctamente.
superficies de sellado.
Se deben inspeccionar las válvulas de un cuarto de vuelta para verificar su facilidad de
10.2.1.4 Válvulas
Normalmente, las válvulas utilizadas en sistemas de tuberías de proceso
tienen espesores de cuerpo algo más pesados que las tuberías contiguas. Por
esta razón, un programa adecuado de monitoreo de la corrosión de las
tuberías no necesita incluir de manera rutinaria el monitoreo del espesor del
cuerpo de la válvula. Sin embargo, en circuitos de tuberías donde el monitoreo
operación y su capacidad para abrirse y cerrarse completamente. También se deben
inspeccionar todas las superficies de los asientos.
10.2.1.5 Juntas
Los métodos de inspección para tipos específicos de juntas se
analizan en las Secciones 10.2.1.5.1 a 10.2.1.5.4.
de la velocidad de corrosión de las tuberías indica corrosión o erosión severa,
válvulas seleccionados en el circuito.
En servicios severos, como servicios de ácido HF, lodos o catalizadores fluidizados,
es posible que sea necesario desmantelar e inspeccionar las válvulas a intervalos
específicos para garantizar que las piezas internas tengan la integridad suficiente
para proporcionar un funcionamiento confiable y seguro.
Siempre que las válvulas se retiren del servicio y se vuelvan a poner en
servicio o se reacondicionen para su reutilización, se deben inspeccionar
y probar según los requisitos de la norma API 598. Inspección y prueba
de válvulas. Cuando se desmonta una válvula para su inspección,
normalmente se debe reemplazar la junta del casquete como mínimo.
Cualquier pieza de la válvula que no cumpla con los requisitos mínimos
de la norma de válvula aplicable debe repararse o reemplazarse. Las
válvulas usadas deben restaurarse, según sea necesario, al mismo
estado que las válvulas nuevas.
Cuando se miden los espesores de las carrocerías, las mediciones
deben incluir lugares que eran inaccesibles antes del desmantelamiento,
particularmente en áreas que muestran evidencia de corrosión o erosión.
Los cuerpos de válvulas que operan en servicio con temperaturas cíclicas
severas deben revisarse internamente para detectar grietas.
En las válvulas de compuerta se debe medir el espesor entre los
asientos, ya que puede haber ocurrido un deterioro grave debido a la
turbulencia. Esta es una ubicación particularmente débil debido a la
acción de acuñamiento del disco o cuña cuando la válvula está cerrada.
10.2.1.5.1 Juntas bridadas
Cuando se abren juntas bridadas, se deben inspeccionar visualmente para
detectar grietas y pérdidas de metal causadas por la corrosión y la erosión.
(Consulte 10.3.1.2 para conocer los métodos de inspección de grietas. La
inspección de las caras de las juntas se trata en la Sección 10.3.1.3.)
Los pernos de las bridas deben inspeccionarse para detectar
estiramientos y corrosión. Cuando se indique una carga excesiva del
perno o cuando las bridas estén deformadas, se puede girar una
tuerca a lo largo de toda la longitud del perno. Si se estira el perno,
el paso de la rosca cambiará y la tuerca no girará libremente. La
inspección implica verificar si se han utilizado pernos de la
especificación adecuada y puede implicar análisis químicos o
pruebas físicas para determinar el límite elástico y la resistencia
máxima del material. Es importante verificar el material, tipo y
tamaño adecuados de la junta. Si las bridas se atornillan demasiado
apretadas, pueden doblarse hasta que los bordes exteriores de las
bridas entren en contacto. Cuando esto ocurre, la presión sobre la
junta puede ser insuficiente para asegurar una unión hermética. La
inspección visual de la junta revelará esta condición. Las bridas
permanentemente deformadas deben reemplazarse o rectificarse.
10.2.1.5.2 Uniones soldadas
En algunos servicios, las soldaduras pueden corroerse preferentemente. El
Las superficies de los asientos deben inspeccionarse visualmente para
programa de inspección debe considerar una muestra de soldaduras si se
detectar defectos que puedan causar fugas. Las guías de las cuñas deben
sospecha corrosión en las soldaduras.
inspeccionarse para detectar corrosión y erosión, tanto en la cuña como
Las uniones soldadas pueden estar sujetas a fugas causadas ya sea por grietas o
en el cuerpo.
por corrosión o erosión. Las grietas en las soldaduras de acero aleado a menudo
Se deben examinar el vástago y las roscas del vástago y del
casquete para detectar corrosión que pueda causar fallas. Se
debe inspeccionar la conexión entre el vástago y la cuña para
garantizar que la cuña no se desprenda del vástago durante la
operación.
están asociadas con una dureza excesiva resultante de un control inadecuado del
Las válvulas de retención oscilantes se pueden inspeccionar quitando la
tratamiento térmico de precalentamiento o possoldadura. Por lo tanto, la dureza de
las soldaduras de acero aleado endurecibles al aire debe comprobarse después del
tratamiento térmico. Se debe verificar la dureza de las soldaduras de acero al
carbono en servicio de craqueo ambiental.
La corrosión puede ocurrir en forma de picaduras que han penetrado
cubierta o la tapa. Las válvulas de retención a menudo vibran, lo que hace que
en la soldadura o en el metal adyacente afectado por el calor. Tanto los
el eje y las bisagras sean los principales puntos de deterioro. Se debe verificar
defectos por picaduras como los de soldadura pueden detectarse
que el disco gire libremente y se debe verificar la seguridad de la tuerca que
mediante radiografía. Si se sospechan defectos graves y la radiografía no
sujeta el brazo y la presencia de un pasador de bloqueo, una arandela de
es posible, el área afectada se puede raspar o extraer hasta alcanzar un
seguridad o una soldadura por puntos. El brazo debe poder oscilar libremente
metal sano y se puede volver a soldar la ranura.
y se debe inspeccionar el pasador o el eje del anclaje para detectar desgaste.
Las uniones soldadas en acero al carbono y acero al carbono-
Se puede comprobar si las superficies de asiento tanto del disco como del
molibdeno expuestas a temperaturas elevadas de 800°F (426°C) o
cuerpo de la válvula están deterioradas palpándolas con
más pueden estar sujetas a grafitización. Cuando la grafitización
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se debe considerar la medición rutinaria de los espesores de los cuerpos de
36
APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
Si se sospecha, se debe tomar una muestra de una unión soldada y
examinar metalúrgicamente para detectar evidencia de grafitización
d. Rodillos rotos o que no pueden girar por corrosión o
falta de lubricación.
mi. Perchas rotas o mal ajustadas.
excesiva.
F. Colgadores demasiado cortos que limitan el movimiento o provocan el
10.2.1.5.3 Juntas roscadas
levantamiento de las tuberías.
Las uniones roscadas pueden tener fugas debido a un ensamblaje
inadecuado, hilos sueltos, corrosión, mala fabricación, roscas cruzadas,
grietas en la raíz de una rosca o roscas que están sucias al momento del
ensamblaje. La falta de lubricante para roscas o el uso de un lubricante
inadecuado también pueden provocar fugas. Si la fuga no se puede
detener apretando la junta, se debe desenroscar la junta y examinar
visualmente para determinar la causa de la fuga.
gramo. Temperatura de funcionamiento excesiva.
h. No retirar los bloques de resorte después de la construcción
del sistema.
10.2.1.7 Vibración
Cuando se observe vibración o balanceo excesivo durante la
operación, se debe realizar una inspección para detectar puntos de
PRECAUCIÓN:Una junta roscada con fugas no debe apretarse mientras el
sistema esté en servicio bajo presión. Una grieta no detectada en la raíz
de una rosca podría fallar y provocar una liberación de producto con
graves consecuencias.
abrasión y desgaste externo y grietas en las soldaduras en lugares
que no pudieron inspeccionarse durante la operación. Se deben
seguir los métodos de inspección visual descritos en la Sección
10.1.1.4. Esta inspección debe complementarse con métodos NDE,
según corresponda. Se deben corregir las condiciones que causan
vibración o balanceo excesivo.
10.2.1.5.4 Juntas sujetas
Una junta sujeta con abrazadera que depende de superficies maquinadas
para su estanqueidad puede tener fugas debido a suciedad, corrosión de las
caras de contacto, daño mecánico o falla de la abrazadera para proporcionar
suficiente fuerza en las caras de contacto para un contacto adecuado. Una
junta sujeta con abrazadera que depende de una junta para su estanqueidad
puede tener fugas debido a superficies de asiento de la junta dañadas o sucias
o a que la abrazadera no proporciona suficiente presión sobre la junta. Si
apretar la abrazadera no detiene la fuga, se debe desmontar la junta e
inspeccionarla visualmente para determinar la causa de la fuga.
10.2.1.8 Puntos calientes
Cuando se observaron puntos calientes en tuberías con aislamiento
interno durante la operación (consulte la Sección 10.1.1.9), el aislamiento
interno debe inspeccionarse visualmente para detectar derivaciones o
fallas completas. Se debe corregir la causa del punto caliente. La pared
de la tubería cerca del punto caliente debe inspeccionarse visualmente
para detectar oxidación y sarro resultante. Se deben eliminar todas las
incrustaciones y se debe examinar el metal sano restante para detectar
grietas incipientes. Se debe medir el metal sano para garantizar que
quede suficiente espesor para el servicio. El diámetro exterior de las
PRECAUCIÓN:Ciertos tipos de juntas sujetas con abrazaderas no deben usarse
tuberías en servicio de alta temperatura (temperaturas del metal de
sin una restricción axial adecuada en la tubería y un espesor de pared de
aproximadamente 800 °F (427 °C) y superiores) debe medirse para
tubería suficiente en los extremos de la abrazadera para resistir el colapso por
comprobar si hay fluencia o deformación con el tiempo bajo tensión.
las fuerzas de sujeción. Otros tipos de abrazaderas están diseñadas para
Para garantizar que no se produzca una fractura en servicio, la cantidad
proporcionar la resistencia adecuada a la unión.
de fluencia permitida debe basarse en los datos establecidos para la vida
útil contemplada.
10.2.1.6 Desalineación
A menudo, la desalineación no es evidente hasta que la tubería se ha
enfriado y se ha movido a su posición fría. El inspector debe notar (como en la
Sección 10.1.1.2) indicaciones de desalineación mientras la tubería está fría.
Observe especialmente la posición fría y caliente de los soportes de resorte
para determinar si los soportes se están ajustando adecuadamente a los
cambios en las posiciones de las tuberías de caliente a fría. Esto es
especialmente crítico para líneas de gran diámetro, como líneas de
transferencia de catalizadores en unidades FCC.
Si se nota una desalineación de las tuberías durante la operación, se
debe determinar y corregir la causa. La desalineación generalmente es
causada por las siguientes condiciones:
10.2.2 Mediciones de espesor
Cuando se abre la tubería, el espesor de la tubería y de los accesorios
se puede medir detrás de la brida utilizando calibres de transferencia o
indicadores. El espesor de las tuberías inaccesibles que no pueden
medirse con instrumentos radiográficos o ultrasónicos durante el
funcionamiento se puede medir con estos instrumentos durante el
apagado. Si es necesario, el espesor de los cuerpos de las válvulas, los
casquetes y los accesorios de las tuberías se puede medir utilizando
calibres de transferencia o indicadores que tienen patas especiales
diseñadas para llegar a áreas inaccesibles.
El exterior de la tubería que no pudo examinarse durante la
operación debe inspeccionarse para detectar corrosión en los
a. Provisión inadecuada para la expansión.
lugares y utilizando los métodos descritos en la Sección 10.1.1.5.
b. Anclajes o guías rotas o defectuosas.
Se debe prestar especial atención a las conexiones pequeñas como las
C. Fricción excesiva en los soportes deslizantes, lo que indica falta de
tetinas. La radiografía se ha utilizado con éxito para determinar el grosor
lubricación o necesidad de rodillos.
del pezón. Las tetinas de prueba con martillo son
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INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
37
práctica común. Se debe tener cuidado de no martillar con suficiente
b. Los productos líquidos normalmente se transportan en el sistema si no son
fuerza como para causar grietas en la raíz de las roscas o en la punta de
tóxicos o no pueden causar un incendio en caso de fuga o falla.
la soldadura.
C. Vapor.
d. Aire, dióxido de carbono, nitrógeno, helio u otro gas inerte.
10.2.3 Pruebas de presión
Una prueba de presión realizada en tuberías en servicio puede
funcionar como una prueba de fugas o, si la presión es lo
suficientemente alta, puede revelar errores graves en el diseño o la
fabricación. Las pruebas de presión de las tuberías existentes deben
realizarse de acuerdo con los requisitos de API 570. Los sistemas de
Nota: ASME B31.3 tiene restricciones en el uso de los medios de prueba enumerados
en los puntos c y d. Si se produce una fuga o falla, es posible que se libere cualquier
líquido en el área de la tubería que se está probando. Por esta razón, el fluido no
debe ser perjudicial para los equipos contiguos ni para el sistema de alcantarillado de
la planta.
Es posible que el agua no sea adecuada como fluido de prueba en algunos
tuberías sujetos a pruebas de presión incluyen los siguientes:
sistemas de tuberías, como líneas de ácido, sistemas criogénicos y sistemas de
a. Líneas subterráneas y otras tuberías inaccesibles.
algunas aleaciones no ferrosas y agrietamiento por corrosión bajo tensión de
b. Líneas de agua y otras líneas de servicios públicos no peligrosas.
los aceros inoxidables austeníticos. El agua salada también puede causar
C. Líneas largas de transferencia de petróleo en áreas donde una fuga o derrame no
corrosión de los aceros ferríticos y picaduras graves en los aceros austeníticos,
sería peligroso para el personal ni perjudicial para el medio ambiente.
como los accesorios o enchapados de las válvulas. El agua puede congelarse
d. Sistemas múltiples complicados.
en climas fríos a menos que se utilice un depresor del punto de congelación. El
mi. Pequeños sistemas de tuberías y tuberías.
F. Todos los sistemas después de una operación de limpieza química.
Las razones y procedimientos para realizar pruebas de presión en las
tuberías son generalmente los mismos que para los equipos. Cuando se
prueban la presión de los recipientes de las unidades de proceso, las líneas
principales conectadas a los recipientes a menudo se prueban al mismo
tiempo. Para pruebas de servicio de sistemas de tuberías de categoría D, ASME
B31.3 limita la presión manométrica a 150 psi (1034,2 kPa).
API 570, Sección 3.7, sobre pruebas de presión proporciona pautas
para preparar tuberías para pruebas de presión.
Durante la prueba de presión del líquido, todo el aire debe expulsarse
de la tubería a través de respiraderos provistos en todos los puntos altos.
Si el sistema no está lleno de líquido, el aire atrapado se comprimirá. Con
grandes cantidades de medio comprimible en el sistema, una falla será
más violenta que en un sistema lleno de líquido debido a la expansión
del medio comprimible.
Se debe tener cuidado de no ejercer demasiada presión sobre el sistema.
secadores de aire. El agua salada sin inhibiciones puede causar corrosión de
depresor no debe ser perjudicial para el sistema de alcantarillado ni para otros
lugares de eliminación. A veces se utiliza vapor para calentar el agua y evitar la
congelación. Se debe considerar la temperatura de transición del acero para
evitar fallas por fragilidad cuando las pruebas se realizan en climas fríos o con
fluidos fríos.
Una prueba de vapor puede ser ventajosa cuando se utiliza vapor
para calentar o purgar el equipo antes de su funcionamiento. La presión
del vapor no debe exceder la presión de funcionamiento. Una ventaja del
vapor es que calienta las tuberías, lo que hace estallar los flujos de las
soldaduras de las tuberías que podrían haber pasado una prueba de
agua; sin embargo, las pruebas con vapor tienen varias desventajas. Se
produce condensación y puede ser necesario drenar cualquier
condensación antes de comenzar las operaciones. Cuando se utiliza
vapor a alta presión, las fugas son difíciles de detectar y pueden quemar
al personal que se encuentre en el área del equipo. Steam también tiene
la desventaja mencionada anteriormente de ser un medio comprimible.
ASME B31.3 permite una prueba de fugas con el medio de flujo en
condiciones de operación para servicios de fluidos de Categoría D; es
Se deben utilizar y vigilar cuidadosamente durante el proceso de presión
decir, el fluido debe ser no inflamable, no tóxico y estar a 366°F (186°C) o
manómetros calibrados correctamente ubicados y del rango adecuado.
menos.
Cuando se expulse todo el aire del sistema, la presión aumentará
rápidamente. Un aumento repentino de la presión puede provocar una
descarga eléctrica que provoque fallas en el equipo probado.
La presión para una prueba de presión de líquido generalmente la
suministra una bomba disponible. Si no se dispone de una bomba con altura
suficiente, la presión de prueba necesaria puede suministrarse mediante gas
inerte embotellado, como nitrógeno, purgado en la parte superior del sistema
después de llenar el sistema con el líquido de prueba. Este método tiene la
desventaja de introducir un medio comprimible en el sistema, pero la cantidad
puede mantenerse pequeña. En cualquier caso, si puede ocurrir una
sobrepresión, se debe instalar un dispositivo de alivio para proteger el sistema.
Se pueden utilizar varios fluidos para las pruebas de presión. Los
siguientes son los más utilizados:
Nota: Si se utiliza vapor como medio de prueba para tuberías que no sean de
categoría D, se deben seguir las reglas para pruebas neumáticas establecidas
en ASME B31.3.
A veces se permiten pruebas neumáticas junto con una solución
jabonosa, un agente espumante o un detector de fugas sónico para
líneas y sistemas pequeños. El medio preferido para las pruebas
neumáticas es un gas inerte. No se debe utilizar aire comprimido donde
pueda haber líquidos inflamables. Las fugas que no se detectarían
durante una prueba de presión de líquido a menudo pueden detectarse
mediante una prueba neumática. Debido a que el nitrógeno y el helio son
más penetrantes que el aire, se utilizan cuando las condiciones de
servicio son particularmente críticas.
Las pruebas neumáticas deben realizarse estrictamente de
acuerdo con ASME B31.3. Se deben observar estrictamente todas las
a. Agua con o sin inhibidor, depresor del punto de congelación o
precauciones especificadas en ASME B31.3, incluida la eliminación
agente humectante.
de condiciones bajo las cuales podrían ocurrir fracturas frágiles.
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10.2.4 Prueba de martillo
La prueba con martillo es un método de prueba en el que se golpea la
tubería con un martillo para hacer que suene. Un inspector experimentado
puede utilizar el tipo de anillo para diferenciar el metal fino. La prueba con
martillo de tuberías, válvulas y accesorios es un método de inspección más
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antiguo (casi un arte perdido) que no se utiliza con tanta frecuencia hoy en día
como antes. Normalmente, se utiliza para detectar la presencia de secciones
delgadas inesperadas. (Las excepciones a este método son las líneas de hierro
fundido y de alivio de tensión en servicios cáusticos y corrosivos; estas nunca
deben martillarse). Las pruebas con martillo deben ir seguidas de otros
métodos de inspección, como mediciones de espesor ultrasónicas o
radiografía de perfil. Se debe tener cuidado de no martillar con suficiente
fuerza como para dañar las tuberías que, de otro modo, estarían sanas. Por
esta razón, sólo los inspectores con experiencia en pruebas con martillo deben
utilizar este método. No debe realizarse en tuberías de cobre, aluminio o latón,
ni en otras tuberías hechas de materiales blandos. Las líneas de vidrio,
cemento u otras líneas con revestimiento interno no deben someterse a
pruebas con martillo. La prueba con martillo tampoco debe utilizarse en
equipos que estén bajo presión. Las pruebas con martillo en algunas
aleaciones pueden causar grietas por corrosión bajo tensión; por lo tanto, este
método de inspección debe emplearse con cuidado y buen criterio y sólo en
el punto donde entran en la tierra, el asfalto o el hormigón, ya que en dichos
lugares se produce frecuentemente una corrosión grave.
10.3.1.2 Estudio de potencial en intervalos cercanos
Los estudios de potencial a intervalos cercanos se utilizan para localizar celdas de
corrosión, ánodos galvánicos, corrientes parásitas, problemas de revestimiento,
contactos subterráneos, áreas de bajos potenciales entre tubería y suelo y otros
problemas relacionados con la protección catódica.
Un estudio de potencial tubería-suelo a intervalos cortos mide el
potencial de la tubería al suelo directamente sobre la tubería, a intervalos
predeterminados entre mediciones, generalmente a 2.5 pies, 5 pies, 10
pies o 20 pies (0.8, 1.5, 3 o 6 metros). El contacto con la tubería se puede
realizar en una conexión de tubería aérea. En las Figuras 28 y 29 se
muestra un ejemplo de un estudio de potencial de tubería a suelo de tipo
estándar en una línea desnuda.
Se pueden formar células de corrosión tanto en tuberías desnudas como en
tuberías recubiertas con vacaciones donde el acero desnudo entra en contacto con el
suelo. Dado que el potencial en el área de corrosión será considerablemente
diferente del de un área adyacente en la tubería, la ubicación de la actividad de
corrosión se puede determinar mediante esta técnica de inspección.
10.3.1.3 Encuesta sobre revestimiento de tuberías de vacaciones
lugares permitidos. Un martillo típico para pruebas con martillo sería uno de
16 oz. pene de bola.
El estudio del revestimiento de tuberías de vacaciones se puede utilizar para
localizar defectos de revestimiento en tuberías revestidas enterradas. Debe usarse en
sistemas de tuberías recién construidos para garantizar que el revestimiento esté
10.2.5 Inspección de soldaduras de tuberías
API 570, Sección 3.10, proporciona una discusión detallada sobre la
inspección de soldaduras de tuberías en servicio. El inspector debe estar
familiarizado con el material contenido en esa sección.
intacto y libre de fugas. Más a menudo se utiliza para evaluar la capacidad de servicio
del revestimiento de tuberías enterradas que han estado en servicio durante un
período prolongado.
A partir de datos de encuestas, se puede determinar la efectividad del
recubrimiento y la tasa de deterioro del mismo. Esta información se utiliza
tanto para predecir la actividad de corrosión en un área específica como para
10.3 INSPECCIÓN DE TUBERÍAS SUBTERRÁNEAS
pronosticar el reemplazo del recubrimiento para el control de la corrosión.
La frecuencia de los estudios de fallas en el revestimiento de tuberías
La inspección de tuberías de proceso enterradas (no reguladas por el
generalmente se basa en indicaciones de que otras formas de control de la corrosión
Departamento de Transporte) es diferente de otras inspecciones de
son ineficaces. Por ejemplo, en una tubería revestida donde hay una pérdida gradual
tuberías de proceso porque las condiciones corrosivas del suelo pueden
de los potenciales de protección catódica, o cuando se produce una fuga de corrosión
causar un deterioro externo significativo. La Figura 27 ilustra la corrosión
externa en un defecto del revestimiento, se puede utilizar un estudio de vacaciones
externa que ocurre en las tuberías subterráneas a pesar del uso de cinta
del revestimiento de la tubería para evaluar el revestimiento.
adhesiva. Las referencias importantes para la inspección de tuberías
subterráneas incluyen los siguientes documentos NACE: RP0169, RP0274
y RP0275, y la Sección 7 de API 570.
10.3.1
10.3.1.1
Tipos y métodos de inspección y
prueba
Vigilancia visual sobre el nivel del suelo
Los indicios de fugas en tuberías enterradas pueden incluir suelo húmedo o
filtración real del producto transportado por las tuberías subterráneas, un
cambio en el contorno de la superficie del suelo, decoloración del suelo,
10.3.1.4 Pruebas de resistividad del suelo
Las mediciones de resistividad del suelo pueden usarse para la clasificación
relativa de la corrosividad del suelo. La corrosión de tuberías desnudas o mal
revestidas suele ser causada por una mezcla de diferentes suciedades en
contacto con la superficie de la tubería. La corrosividad de los suelos se puede
determinar midiendo la resistividad del suelo. Los niveles más bajos de
resistividad son relativamente más corrosivos que los niveles más altos,
especialmente en áreas donde la tubería está expuesta a cambios
significativos en la resistividad del suelo.
Existen tres métodos bien conocidos para determinar la resistividad.
ablandamiento del asfalto del pavimento, formación de charcos, charcos de
Estos son el método Wenner (4 pines), la barra de suelo (puente de CA) y
agua burbujeantes o señales visibles. olor. Inspeccionar la ruta de las tuberías
la caja de suelo. Los procedimientos para el uso de cada uno de estos
enterradas es un método para identificar áreas problemáticas. Todas las líneas
tres métodos son simples en concepto. Cada uno mide una caída de
deben inspeccionarse en y justo debajo
voltaje, causada por un flujo de corriente conocido, a través de un
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39
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INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
Figura 27—Corrosión bajo cinta mal aplicada
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40
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POTENCIAL P/S (VOLTIOS)
0.600
– 0.500
máquina virtual
TUBERÍA
ÁREA ANÓDICA
120+60
120+40
120+20
120+00
119+80
119+60
119+40
119+20
119+00
118+80
118+60
118+40
118+20
118+00
(MUESTRA FLUJO DE CORRIENTE CONVENCIONAL)
DISTANCIA POR INVENTARIO (PIES)
Nota: Esta estructura esnobajoProtecciónCatódica
Figura 28—Encuesta de potencial interno de tubería a suelo utilizada para identificar
Puntos de corrosión activa en tuberías subterráneas
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ENCUESTA DE “PUNTOS CALIENTE” P/S DE INTERVALO CERRADO
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41
INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
LÍNEA DESNUDA: SIN CP
Potencial de tubería/suelo (mV)
= h o manchas
1784+00
1786+00
Distancia (Pies)
1788+00
1790+00
1792+00
1794+00
1794+23 SECO SUELO ROCOSO
1796+00
1798+00
1800+00
Figura 29—Un gráfico real desde una tubería interna cercana hasta el potencial del suelo
Estudio de tuberías subterráneas para identificar áreas de corrosión activa
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– 2200
- 1900
– 1600
– 1300
– 1000
– 700
– 400
– 100
200
1782+00
42
APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
suelo de 4 pines
medidor de resistividad
Cables de medidor aislados
Cable C-2
Plomo P–2
d
Plomo P-1
d
Cable C-1
-
lo
ue
-s
ro
ce
es
- - `,,,,`,`,,,``,,````,```,-`-`,,`,,`,`,,`---
or
ad
s
Pa
a
de
d
Notas:
p=“(rho)”=resistividad del suelo en OHM–CM
(OHM–CM=OHM–centímetros) d=espaciamiento
entre pasadores en pies
R=lectura del contador después del
equilibrado P=191,5 d́ Ŕ
PRUEBAS DE RESISTIVIDAD DEL SUELO USANDO UN MEDIDOR DE RESISTIVIDAD DEL SUELO DE 4 PINES
Figura 30—Método de prueba de resistividad del suelo de 4 pines de Werner
Volumen medido de suelo. Este factor de "resistencia" se utiliza en una
ecuación matemática para la masa del suelo y un factor de conversión para
fórmula para determinar la resistividad del suelo. Tanto la barra de suelo
convertir pies a centímetros. ÒdÓ es la distancia en pies entre cualquiera de
como la caja de suelo utilizan un factor de multiplicación para determinar
los pines igualmente espaciados (con todos los pines en línea recta). ÒRÓ es
la resistividad del suelo. Este factor debe estar impreso en la barra o caja.
un factor de resistencia de la caída de voltaje a través de los dos pines
internos, dividido por el flujo de corriente inducido en la tierra entre los dos
Las mediciones de la resistividad del suelo utilizando el método
pines externos. La profundidad a la que se insertan los pasadores en la tierra
de 4 pines deben realizarse de acuerdo con ASTM G57. El método de
debe ser pequeña en comparación con la distancia entre los pasadores.
4 pines utiliza la fórmula: Resistividad (ohm-cm) = 191,5XdXR. El
Consulte la Figura 30. Se deben considerar las siguientes condiciones en
número Ò191.5Ó es una constante que tiene en cuenta la
mediciones de resistividad del suelo con 4 pines:
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INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
a. Todas las estructuras subterráneas deben excluirse de la
medición.
potenciales del suelo por personal capacitado y con experiencia en la
b. Todos los pines deben estar en línea recta y espaciados
frecuente de los componentes críticos de protección catódica, como los
equidistantemente.
rectificadores de corriente impresa, para garantizar un funcionamiento
C. La profundidad de los pasadores insertados en el suelo debe ser
confiable del sistema.
inferior al 4% del espaciamiento.
43
operación de sistemas de protección catódica. Se requiere un monitoreo más
Consulte NACE RP0169 y la Sección 11 de la Práctica recomendada API
d. El medidor de resistividad del suelo debe diseñarse para excluir
651 para obtener orientación sobre la inspección y el mantenimiento de
cualquier efecto de corrientes extrañas de CA o CC.
sistemas de protección catódica para tuberías enterradas.
En casos de tuberías paralelas o en áreas de tuberías que se cruzan, es
posible que el método de 4 pines no sea aplicable. Otros métodos incluyen el
uso de una barra de tierra o una caja de tierra.
En la figura se muestra un esquema que ilustra el uso de una barra de suelo.
31. La barra de suelo generalmente se inserta hasta la profundidad del
suelo donde se va a tomar la resistividad. Se utiliza un medidor tipo
10.3.2 Métodos de inspección
Hay varios métodos de inspección disponibles. Algunos
métodos pueden indicar la condición externa o de la pared de la
tubería, mientras que otros métodos indican solo la condición
interna.
puente de CA para equilibrar y leer la resistividad indicada. Las
sugerencias para el uso de la barra de tierra incluyen:
a. Uso de una barra de pinchazo estándar para realizar el orificio inicial.
b. Evitar la adición de agua durante o después de la apertura del agujero.
C. Aplicar presión sobre la barra de suelo después de su inserción en el
agujero abierto.
Para medir la resistividad de muestras de suelo de excavaciones
o agujeros de barrena, una caja de suelo sirve como un medio
conveniente para obtener resultados precisos. La caja de suelo se
utiliza para determinar la resistividad del suelo desde un lugar
determinado retirando el suelo de su ubicación y colocándolo en
una caja de suelo. Si la resistividad de la muestra de suelo no se va a
medir inmediatamente después de su extracción, el suelo debe
almacenarse en un recipiente que pueda preservar su humedad y
evitar su contaminación. La Figura 32 muestra dos tipos de cajas de
suelo utilizadas para medir la resistividad. Los puntos importantes a
considerar al usar una caja de suelo incluyen:
a. Evitar la contaminación durante la extracción, manipulación y almacenamiento de
muestras de suelo.
b. Evitar añadir o restar agua.
C. Tener que compactar la muestra de suelo a la misma densidad en
la caja de suelo que tenía antes de retirarla del suelo.
Para las pruebas de resistividad del suelo, se debe considerar la
profundidad de la tubería al seleccionar el método a utilizar y la ubicación de
las muestras. Las pruebas y la evaluación de los resultados deben ser
realizadas por personal capacitado y con experiencia en pruebas de
resistividad del suelo.
10.3.1.5 Monitoreo de protección catódica
Las tuberías enterradas con protección catódica deben monitorearse
periódicamente para asegurar niveles adecuados de protección. El
monitoreo debe incluir mediciones y análisis periódicos de la tubería a
10.3.2.1 Limpieza inteligente
Este método implica el movimiento de un dispositivo (pig) a través de la
tubería, ya sea mientras está en servicio o después de haber sido retirado del
servicio. Hay varios tipos de dispositivos disponibles que emplean diferentes
métodos de inspección. La línea a evaluar debe estar libre de restricciones que
podrían causar que el dispositivo se atasque dentro de la línea, es decir,
generalmente se requieren curvas de cinco diámetros (los codos de tubería
estándar de 90° no pueden pasar un raspador). La línea también deberá
disponer de instalaciones para la botadura y recuperación de los cerdos. La
mayoría de los sistemas de tuberías de las plantas no suelen ser adecuados
para el pigging inteligente.
10.3.2.2 Cámaras de vídeo
Hay cámaras de televisión disponibles que se pueden insertar en
las tuberías. Estas cámaras pueden proporcionar información de
inspección visual sobre el estado interno de la línea.
10.3.2.3 Excavación
En muchos casos, el único método de inspección disponible
que se puede realizar es desenterrar la tubería para
inspeccionar visualmente el estado externo de la tubería y
evaluar su espesor y condición interna. Se debe tener cuidado al
eliminar la suciedad de arriba y alrededor de la tubería para
evitar dañar la línea o su revestimiento, especialmente si la
tubería está en servicio. Los últimos centímetros de tierra deben
eliminarse manualmente para evitar esta posibilidad. Si la
excavación es lo suficientemente profunda, los lados de la zanja
deben apuntalarse adecuadamente para evitar su colapso, de
acuerdo con las regulaciones de OSHA, cuando corresponda. Si
el revestimiento o envoltura está deteriorado o dañado, se debe
retirar en esa zona para inspeccionar el estado del metal
subyacente.
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APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
Conexión al vástago de la barra
Conexión a la punta de la barra aislada
Terminales para medidor
accesorio de plomo
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agujero barrado
mango de barra
Punta de barra aislada
Figura 31—Barra de suelo para medir la resistividad del suelo
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45
INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
Metal
Plomo actual
El plastico
adjunto
Metal
pines potenciales
El plastico
Pista potencial
archivos adjuntos
CAJA DE 4 PINES
Plomo actual
plastico oscuro
adjunto
caja
Plástico transparente
caja
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Lados metálicos
Terminal para medidor
accesorio de plomo
plastico oscuro
termina
CAJA DE 2 PINES
CAJAS DE SUELO PARA MEDICIONES DE RESISTIVIDAD
Figura 32—Dos tipos de cajas de suelo utilizadas para medir la resistividad del suelo
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10.3.3 Prueba de fugas
Las líneas subterráneas que no pueden inspeccionarse visualmente deben
someterse a pruebas periódicas para detectar fugas. Hay varios métodos disponibles
para lograr este objetivo:
10.4 INSPECCIÓN DE NUEVA CONSTRUCCIÓN
10.4.1
General
Todos los temas cubiertos en esta sección deben cumplir con los
requisitos de ASME B31.3.
a. Los métodos de caída de presión implican presurizar la línea hasta la
cantidad deseada, bloquearla y luego eliminar la fuente de presión. Monitorear
Los procedimientos utilizados para inspeccionar los sistemas de tuberías
mientras el equipo está apagado se pueden adaptar a la inspección de nuevas
la presión de la línea durante un período de tiempo proporcionará una
construcciones. Estos procedimientos pueden incluir cualquier número de las
indicación de la estanqueidad del sistema. Las pruebas se pueden realizar con
siguientes actividades: obtener espesores iniciales de pared de tubería;
una sola presión o con múltiples presiones. Las pruebas a múltiples presiones
inspección de grietas; inspección de las caras de asiento, válvulas y juntas de
proporcionan un medio para compensar las variaciones de temperatura y
las juntas de brida; inspección de desalineación de tuberías; inspección de
pueden permitir tiempos de prueba más cortos en comparación con una sola
soldaduras; y pruebas de presión. La selección del material de las tuberías
prueba de presión. Para los métodos de caída de presión, la variación de
debe basarse en las condiciones de servicio y la experiencia con tuberías en el
temperatura y el empaque de la línea (por ejemplo, bolsas de aire en una línea
mismo servicio o en uno similar. Los sistemas de conexión existentes pueden
llena de líquido) pueden afectar la interpretación de los resultados. Si se desea,
requerir verificaciones para determinar si es necesario volver a calificar para
el rendimiento de los métodos de caída de presión puede confirmarse
cumplir con las condiciones especificadas. El alcance de la inspección durante
mediante simulación de fugas.
la fabricación y la instalación depende en gran medida de la severidad del
b. Los métodos de entrada y salida de volumen utilizan medidores
servicio y la calidad de la mano de obra, y debe ser parte del diseño.
volumétricos en cada extremo de la línea. Normalmente, estos dispositivos se
instalan permanentemente en situaciones que requieren transferencia de
custodia y/o detección de fugas bajo demanda. Un sistema estándar no sería
capaz de detectar una fuga en condiciones estáticas (sin flujo). Si se desea, el
rendimiento de los métodos de entrada y salida de volumen se puede
determinar mediante una simulación de fuga.
10.4.2 Inspección de Materiales
Se debe verificar que tanto los materiales como la fabricación
cumplan con los códigos y especificaciones apropiados para la planta.
Algunas tuberías, como las utilizadas en la generación de vapor, pueden
C. Los métodos volumétricos de punto único son similares a las mediciones de
estar sujetas a requisitos reglamentarios adicionales. Aunque las
caída de presión que requieren que la línea esté bloqueada para una prueba
tuberías, válvulas y accesorios deben especificarse en detalle cuando se
estática. Se adjunta un cilindro graduado a la línea para medir los cambios de
realizan pedidos para una nueva construcción, debe haber una manera
volumen a lo largo del tiempo. Las bolsas de aire en una línea llena de líquido y
positiva de identificar los materiales instalados en los sistemas de
la variación de temperatura pueden afectar los resultados. Nuevamente, el
tuberías previstos. Las comprobaciones deberían realizarse utilizando
desempeño de los métodos volumétricos de punto único puede determinarse
kits de prueba de materiales u otros medios de identificación positiva,
mediante una simulación de fuga.
como analizadores portátiles de fluorescencia de rayos X o de
d. Se puede agregar un químico marcador (trazador) a la línea como método
espectrometría de emisión óptica portátiles. Además, se pueden obtener
de detección de fugas. Se recolectan muestras de gas del suelo cerca de la
datos de pruebas y materiales del fabricante para su revisión,
línea y se analizan para detectar la presencia del químico marcador. La
particularmente cuando se especifican requisitos de calidad especiales.
ausencia de cualquier químico marcador en las muestras de gas del suelo
El examen de las soldaduras mediante radiografía u otras técnicas
indica que la línea no tiene fugas. Generalmente se requieren pruebas
especiales es importante en las construcciones nuevas. Se puede comprobar la
complementarias para determinar la velocidad de las sondas de muestra en el
calidad o la dureza de la soldadura y la zona afectada por el calor en un
suelo y la velocidad a la que el químico marcador viaja a través del suelo. Se
pueden agregar trazadores químicos a una línea llena de líquido o gas. Esta
tecnología tiene la capacidad de detectar y localizar fugas. Las pruebas
complementarias equivalen a confirmar el rendimiento de la tecnología con
simulaciones de fugas.
mi. La tecnología de emisión acústica detecta y localiza fugas mediante el
sonido creado por la fuga. Los sensores deben estar espaciados para permitir
que el sonido generado por una fuga se detecte en las ubicaciones de los
sensores. Los sensores están conectados directamente a la tubería, por lo que
número representativo de soldaduras. La inspección con líquidos penetrantes
o partículas magnéticas puede revelar grietas y defectos superficiales. Se
pueden utilizar técnicas similares para comprobar si hay defectos en piezas
fundidas y en superficies mecanizadas, como revestimientos de juntas. Las
inspecciones de superficies a menudo proporcionan pistas sobre si se deben
utilizar métodos de prueba destructivos.
10.4.3 Desviaciones
Las excepciones a las especificaciones o estándares para materiales,
las pruebas pueden requerir la eliminación de cualquier capa protectora. Se
tolerancias o mano de obra generalmente se evalúan en función de sus efectos
debe conÞrmar que las probables condiciones de fuga generarán suficiente
sobre factores tales como seguridad, solidez, resistencia a la corrosión y
sonido para ser detectado por los sensores. Dado que la geometría y el
capacidad de servicio. Es posible que se requieran revisiones especiales para
respaldo afectarán la generación de ruido, es posible que las simulaciones de
determinar si los elementos de la tubería se desvían hasta el punto de requerir
fugas generalizadas no confirmen el rendimiento de la tecnología.
rechazo. Cualquier excepción que haya sido aceptada debe registrarse e
identificarse adecuadamente para referencia futura.
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11
PAG=presión manométrica de diseño interno de la tubería, en
Determinación del espesor de la
jubilación
libras por pulgada cuadrada (kilopascales),
D=
11.1 TUBERÍAS
S=
espesor de pared mínimo requerido para tuberías nuevas sin
mi= factor de calidad longitudinal.
tensión permitida con la presión de trabajo máxima segura. Al
tubería:
a. Tolerancia de corrosión.
b. Hilos y otras prestaciones mecánicas. (Se debe tener en
cuenta la corrosión de las grietas y la pérdida de espesor debido
al corte de las roscas).
tensión unitaria permitida a la temperatura de diseño,
en libras por pulgada cuadrada (kilopascales),
corrosión. La especificación relaciona el espesor, el diámetro y la
que se tenga en cuenta lo siguiente al determinar el espesor de la
diámetro exterior de la tubería, en pulgadas
(milímetros),
ASME B31.3 contiene fórmulas y datos para determinar el
especificar tuberías para instalación original, ASME B31.3 requiere
La fórmula de Barlow da resultados que son prácticamente
equivalentes a los obtenidos por la fórmula más elaborada
ASME B31.3, excepto en casos que involucran altas presiones
donde se requiere tubería de paredes gruesas. Tubería metálica
para la cualt>D/6 oPAG/SE>0,385 requiere una consideración
especial.
ASME B31.3 también contiene las tensiones unitarias permitidas que
C. Esfuerzos causados por cargas mecánicas, sobrepresión
hidráulica, expansión térmica y otras condiciones.
se utilizarán en las fórmulas contenidas en esa publicación. Estas
d. Refuerzo de aberturas
material de la tubería y la temperatura.
mi. Otras asignaciones.
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Casi siempre se requiere espesor adicional cuando se
consideran los elementos del a al e. Normalmente, el ingeniero
seleccionará la tabla de tuberías que se ajuste al espesor
requerido más la tolerancia de fabricación permitida por la
especificación del material de la tubería.
A menudo se necesita espesor adicional cerca de las conexiones
derivadas. Este espesor adicional generalmente lo proporciona uno de
los siguientes:
a. Una T de soldadura.
47
tensiones permitidas incluyen un factor de seguridad y son funciones del
En aplicaciones de baja presión y temperatura, los espesores de tubería
requeridos determinados por la fórmula de Barlow pueden ser tan pequeños
que la tubería tendría una resistencia estructural insuficiente. Por esta razón,
el usuario debe determinar para cada tamaño de tubería un espesor mínimo
absoluto para evitar pandeo, pandeo y colapso en los soportes. No se debe
permitir que la pared de la tubería se deteriore por debajo de este espesor
mínimo, independientemente de los resultados obtenidos por la fórmula de
Barlow.
Para tuberías en servicio sujetas a corrosión localizada, el
inspector puede optar por evaluar la resistencia de la tubería y
su idoneidad para un servicio continuo utilizando el enfoque
discutido en ASME B31G. Dicho análisis debe ser realizado por
un ingeniero de tuberías o bajo su dirección.
b. Una silla de montar.
C. Una salida de rama integralmente reforzada (p. ej., un Weldolet), o
d. El espesor del colector y/o del tubo de tendido es mayor que el
requerido por las condiciones de diseño.
11.2 VÁLVULAS Y ACCESORIOS BRIDADOS
Las válvulas y los accesorios con bridas están sujetos a tensiones
tanto por la presión interna como por cargas mecánicas y cambios
de temperatura. Las válvulas también están sujetas a tensiones de
Se debe tener precaución al calcular el espesor de retiro para
tuberías con conexiones derivadas reforzadas según (d)
anterior. Estos cálculos deben ser realizados por un ingeniero
de tuberías.
cierre y concentraciones de tensiones debido a su forma. Estas
ASME B31.3 contiene una fórmula para determinar el espesor
requerido de una tubería recta sujeta a presión interna.
También permite el uso de la fórmula simple de Barlow para
determinar el espesor de pared requerido en ciertos casos.
ASME B31.3 proporciona orientación sobre cuándo son
aplicables esta fórmula u otras ecuaciones. La fórmula de
Barlow es la siguiente:
espesor mínimo de pared de la válvula en 1,5 veces (1,35 veces para
t=
PD/2SE
tensiones son difíciles de calcular con certeza. Por este motivo, el
espesor de las válvulas y los racores bridados es sustancialmente
mayor que el de un simple cilindro. ASME B16.34 establece el
la Clase 4500) el espesor de un cilindro simple diseñado para una
tensión de 7000 psi (48,26 MPa) y sometido a una presión interna
igual a la clase de presión nominal para Clases de válvulas 150-2500.
Los requisitos reales de espesor de pared de la válvula indicados en
la Tabla 3 de ASME B16.34 son aproximadamente 0,1 pulgadas (2,54
mm) más gruesos que los valores calculados. Las válvulas
suministradas de acuerdo con la norma API 600 tienen requisitos de
espesor para corrosión y erosión además de los indicados en ASME
B16.34.
dónde
t=
Si se anticipa corrosión o erosión, se deben realizar mediciones
Espesor de diseño de presión para presión interna, en
de espesor de referencia cuando se instalan las válvulas para poder
pulgadas (milímetros),
determinar la velocidad de corrosión y la pérdida de metal.
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La fórmula para calcular el espesor de retirada de la tubería
se puede adaptar para válvulas y accesorios bridados utilizando
el factor de 1,5 y la tensión permitida para el material
especificado en ASME B31.3. En algunos casos, el espesor
calculado no será práctico desde el punto de vista estructural;
por lo que se deberán establecer espesores mínimos.
La necesidad de mantener registros completos de manera detallada y
ordenada es una responsabilidad importante del inspector, así como un
requisito de OSHA 29 CFR 1910.119. Los registros precisos permiten una
evaluación de la vida útil de cualquier tubería, válvula o conector. A partir
de dichos registros, se puede determinar una imagen completa del
estado general de cualquier sistema de tuberías. Cuando se organizan
adecuadamente, dichos registros forman un registro permanente a
Los cálculos descritos anteriormente no se aplican a accesorios soldados.
Los cálculos para tuberías se pueden aplicar a accesorios soldados utilizando
partir del cual se pueden determinar las tasas de corrosión y los
las correcciones apropiadas de forma, si es necesario.
probables intervalos de reemplazo o reparación. Se puede utilizar un
programa de computadora para ayudar en una evaluación más completa
12 registros
de la información registrada y para determinar la próxima fecha de
inspección.
12.1 GENERALIDADES
Tabla 3—Tolerancias permitidas en diámetro y espesor para tuberías ferríticas
ASTM
Material
Estándar
Tolerancias de diámetro aceptables (1)
A53
< O = A NPS 11/2 1/64en más de1/32Debajo
>NPS 11/2±1%
A106
A312
A530
A731
A790
más de NPS 11/2a 4 incl.1/32en más de1/32Debajo
A134
A135
A358
A409
Tolerancias de espesor aceptables (2)
NPS1/8-11/2incluido1/64en más de1/32Debajo
más de NPS 4 a 8 incl.1/dieciséisen más de1/32Debajo
más de NPS 8 a 18 incl.3/32en más de1/32Debajo
12,5% por debajo
más de NPS 18 a 26 incl.1/8en más de1/32Debajo
más de NPS 26 a 34 incl.5/32en más de1/32Debajo
más de NPS 34 a 48 incl.3/dieciséisen más de1/32Debajo
circunferencia ±0,5% del diámetro. especificado
tolerancia aceptable del estándar de placa
+ 1% del nominal
12,5% por debajo
±0,5%
0,01 pulgadas menos
pared de menos de 0,188 pulg. de espesor. 0,20% de
0,018 pulgadas menos
pared igual o superior a 0,188 pulg. de espesor. ±0,40%
A451
A452
1/8pulg. encima, 0 debajo
22% más con1/8pulg. máx., 0 menos
< 4 pulgadas de diámetro interior1/32en.
4 pulgadas incl. y sobre identificación1/dieciséisen.
NPS1/8-11/2incluido1/64en más de1/32Debajo
- - `,,,,`,`,,,``,,
A524
más de NPS 11/2a 4 incl.1/32en más de1/32Debajo
más de NPS 4 a 8 incl.1/dieciséisen más de1/32Debajo
12,5% por debajo
más de NPS 8 a 18 incl.3/32en más de1/32Debajo
````,`
``,-`-`,,`,,`
A587
A660
más de NPS 181/8en más de1/32Debajo
Consulte la Tabla 4 en la norma ASTM.
10% sobre el mínimo especificado. pared gracias. 0 por
debajo del espesor mínimo de pared especificado.
,`,,`--
A671
+ 0,5% del diámetro especiÞcado.
A672, A691
±0,5% del diámetro especiÞcado.
0,01 pulg. por debajo del espesor especiÞcado.
a NPS 11/4incluido ±0,010 pulg.
A813
NPS 11/2a 6 pulg. incl. ±0,020 pulg.
NPS 8 a 18 incl. ±0,030 pulg.
=/-0,12% para paredes < 0,188 pulgadas ±0,030
pulgadas para paredes de 0,0188 pulgadas y más
NPS 20 a 24 incl. ±0,040 pulg.
A814
NPS 30 ±0,050 pulg.
Consulte la Tabla 1 en la norma ASTM.
Nota:
1. Tolerancia del diámetro nominal a menos que se especifique lo contrario.
2. Tolerancia en el espesor nominal de la pared a menos que se especifique lo contrario.
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INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
Todos los registros de inspección deben contener como mínimo:
a. La fecha original de instalación.
49
12.3 SISTEMAS DE NUMERACIÓN
Es aconsejable el uso de un sistema de codificación que identifique de
b. Las especificaciones y niveles de resistencia de los materiales
forma única la unidad de proceso, el sistema de tuberías, el circuito y los
utilizados.
TML.
C. Las medidas de espesor originales.
d. Las ubicaciones y fechas de todas las mediciones de espesor
posteriores.
mi. El espesor de retiro calculado.
12.4 DATOS DE ESPESOR
Un registro de los datos de espesor obtenidos durante
F. Reparaciones/reemplazos anteriores.
inspecciones periódicas o programadas proporciona un medio para
gramo. Cambios operativos pertinentes, es decir, cambio de servicio.
calcular las tasas de corrosión o erosión y la vida útil esperada del
material. Algunas empresas utilizan sistemas de registro
Estos y otros datos pertinentes deben ordenarse en formularios
computarizados para este fin. Los datos pueden mostrarse en
croquis o presentarse como información tabulada adjunta a los
proporcionen un cuadro cronológico. Cada grupo de inspección debe
croquis. La Figura 34 muestra un método para tabular lecturas de
desarrollar formularios de inspección apropiados.
espesor y otra información.
12.2 BOCETOS
12.5 REVISIÓN DE EXPEDIENTES
- - `,,,,`,`,,,``,,````,```,-`-`,,`,,`,`,,`---
adecuados de modo que los sucesivos registros de inspección
Los dibujos isométricos u oblicuos proporcionan un medio para
documentar el tamaño y la orientación de las tuberías, la ubicación y los
tipos de accesorios, válvulas, orificios, etc. y las ubicaciones en las que se
deben tomar mediciones de espesor. Aunque se pueden utilizar planos
de construcción originales, normalmente el departamento de inspección
elabora bocetos separados o para él. La Figura 33 es un boceto
isométrico típico para registrar datos de campo. Los bocetos tienen las
siguientes funciones importantes:
Los registros de inspecciones anteriores y de las inspecciones
realizadas durante el período operativo actual deben revisarse poco
después de realizarse las inspecciones para programar la próxima fecha
de inspección. Esta revisión debería proporcionar listas de áreas que se
están acercando al espesor de retirada, que anteriormente han mostrado
altas tasas de corrosión y la inspección actual ha indicado la necesidad de
realizar más investigaciones. A partir de estas listas, se debe preparar un
cronograma de trabajo para inspecciones adicionales en funcionamiento,
a. Identificar sistemas de tuberías y circuitos particulares en términos de
si es posible, y para las inspecciones que se realizarán durante el
ubicación, tamaño, especificación de materiales, flujo general del proceso y
próximo período de parada. Dicho cronograma ayudará a determinar el
condiciones de servicio.
número de inspectores que se asignarán al trabajo.
b. Informar al departamento de mecánica de los puntos a abrir para
inspección visual y piezas que requieran reemplazo o reparación.
Además, a partir de la revisión de los registros de inspecciones
anteriores, se debe elaborar una lista de todas las reparaciones y
C. Sirven como hojas de datos de campo en las que se pueden registrar
reemplazos predecibles. Esta lista debe enviarse al departamento de
las ubicaciones de las mediciones de espesor, corrosión grave y
mantenimiento con suficiente antelación a la parada para permitir
secciones que requieren reemplazo inmediato. Estos datos pueden
que se obtenga o, si es necesario, se fabrique cualquier material
transferirse a registros continuos en una fecha posterior.
necesario. Esta lista también ayudará al personal de mantenimiento
d. Ayudar en futuras inspecciones a determinar los lugares que
a determinar la cantidad de personal requerido durante el período
requieren un examen urgente.
de parada.
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50
APIRRECOMENDADOPAGRACTICA574
6"
Alimentar al F-101
7
- - `,,,,`,`,,,``,,````,```,-`-`,,`,,`,`,,`---
descoquización
tambor
descoquización
F-101
Horno
línea
4"
Vapor
6"
Entrada de bobina
14
6
5
6"
Salida de bobina
4"
15
4
13
3
1
8
4"
(Unidad)
6"
Reactor
2
12
15
11
(Boceto nº.)
9
10
Nota: Los números encerrados en un círculo indican puntos en los que el inspector debe monitorear el espesor cuando se
completa la hoja de datos de espesor.
Figura 33—Boceto isométrico típico
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Identificación
Buque
Tubería
Número
Descripción
- - `,,,,`,`,,,``,,````,```,-`-`,,`,,`,`,,`---
Interno
Condiciones de diseño
Externo Temperatura Presión
Condiciones de operación
Temperatura
Presión
Vida restante (años/meses)
Material
Establecido por última lectura en el Punto no.
Próxima fecha de inspección recomendada
Lectura inicial
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Punto
Ubicación de lectura
Tamaño
Límite
Espesor
Método Mes
Inspector
Lectura posterior
Inspección
Año Temperatura Espesor
Método Mes
Lectura posterior
Inspección
Año Temperatura Espesor
Inspector
Método Mes
Inspección
Año Temperatura
INSPECCIONPAGRACTICAS PARAPAGIPINGSSISTEMACOPONENTES
Intervalo de inspección
Inspector
Nota: La columna "Método" debe usarse para indicar el método utilizado para medir el espesor (por ejemplo, N =
nominal; U = ultrasónico; X = radiografía; y C = calibradores).
Figura 34—Tabulación típica de datos de espesor
51
APÉNDICE A—LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN EXTERNA PARA TUBERÍAS DE PROCESO
A.1 Fugas
d. Distorsión/rotura de la riostra.
mi. Soportes sueltos.
a. Proceso.
F. Placas/rodillos deslizantes.
b. Rastreo de vapor.
gramo. Condición de contrapeso.
C. Abrazaderas existentes.
h. Corrosión de soporte.
A.2 Desalineación
A.5 Corrosión
a. Desalineación de tuberías/movimiento restringido.
a. Puntos de apoyo de atornillado bajo abrazaderas.
b. Desalineación de la junta de expansión.
b. Deterioro del revestimiento/pintura.
A.3 Vibración
C. Interfaz suelo-aire.
d. Interfaces de aislamiento.
a. Peso excesivo en voladizo.
b. Apoyo inadecuado.
mi. Crecimiento biológico.
C. Tuberías delgadas, de pequeño diámetro o de aleación.
A.6 Aislamiento
d. Conexiones roscadas.
mi. Soportes flojos provocando desgaste del metal.
a. Daños/penetraciones.
b. Falta revestimiento/aislamiento.
A.4 Soportes
C. Deterioro del sellado.
a. Soporte para quitarse los zapatos.
d. Abultado.
b. Distorsión o rotura de la percha.
mi. Bandas (rotas/faltantes).
C. Muelles tocados.
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5/98—8C
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(202) 682-8375
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N.º de pedido C57402
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