API 570, Código de Inspección de
Tubería
Inspección, Reparación, Alteración y Reclasificación de
Sistemas de Tubería en Servicio
Cd. Del Carmen Camp.
Diciembre del 2001.
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ALCANCE
Aplicación General
Cobertura
API 570 cubre procedimientos de inspección, reparación, alteración y
reclasificación para sistemas de tubería metálicos que han sido
puesta en servicio
Intención
API 570 fue desarrollado para la industria del proceso químico y
refinerías del petróleo pero puede ser usado, donde es practico para
cualquier sistema de tubería. Es intencionado para uso por
organizaciones que mantienen o tienen acceso a una agencia de
inspección, a una organización de inspección y a ingenieros,
inspectores y examinadores técnicamente calificado como es
definido mas adelante (Sección 3 del código API 570)
Aplicación General (continua)
Limitaciones
API 570 no será usado como un sustituto para los requerimientos de
diseño original gobernantes para sistemas de tuberías antes de que
sea puesta en servicio
Aplicaciones Especificas
Servicios de Fluidos Incluidos
Acepto como es provisto mas adelante (punto 1.2.2 del API 570), API
570 aplica para sistemas de tubería de fluidos de procesos,
hidrocarburos y servicio de fluido toxico y flamable como los
siguientes:
Productos del petróleo crudo, intermedio y terminado
Productos químicos crudo, intermedio y acabado
ALCANCE
Servicios de Fluidos Incluidos (continua)
Líneas de catalizadores
Sistemas contra incendio, gas combustible, gas natural y
hidrogeno
Fuentes de agua y de corriente de desperdicio peligrosos arriba de
los limites de umbrales, como es definido por regulaciones
jurisdiccionales
Químicos peligrosos arriba de los limites de umbrales, como es
definido por regulaciones jurisdiccionales
Sistemas de Tubería Opcional y Excluidas
A. Servicios de fluidos que son opcional (por el dueño o usuario) o
excluidos:
Servicios de fluidos peligrosos debajo del umbral limite, como es
definido por regulaciones jurisdiccionales
Agua (incluyendo sistemas contra incendio), vapor,
condensado-vapor, agua de alimentación de calderas y categoría D de
servicios de fluidos, como es definido en B31.3
B. Clases de sistemas de tubería que son opcional (por el dueño o
usuario) o excluidos:
Sistemas
de
tubería
sobre
estructuras
cubiertas
por
regulaciones jurisdiccionales (sistemas de tuberías sobre
camiones, barcos, barcazas y otros equipos móviles)
ALCANCE
B. Clases de sistemas de tubería que son opcional (por el dueño o
usuario) o excluidos (continuación):
Sistemas de tubería que son una parte integral o componente de
dispositivos mecánicos rotativos o reciprocantes, tales como
bombas, compresores, turbinas, generadores, motores y cilindros
neumáticos y hidráulicos donde las consideraciones de diseño
primaria y/o esfuerzo son derivados de los requerimientos
funcionales de los dispositivos
Tubo o tubería interna de calentadores de fuego y calderas,
incluyendo tubos, cabezal de tubo, vueltas de doblez, cruzes
externo y colectores
Recipientes a presión, calentadores, hornos, intercambiadores de
calor y otros equipos de procesos o manejadores de fluido,
incluyendo tubería interna y conexiones para tubería interna
B. Clases de sistemas de tubería que son opcional (por el dueño o
usuario) o excluidos (continuación):
Plomería (cañería), alcantarillado de sanitario, alcantarillado de
desperdicio de procesos y alcantarillado de tormentas
Tubería o Tubo con un diámetro exterior no excediendo ½ NSP
Tubería no metálica o polímeros o tubería revestida de vidrio
DEFINICIONES
Alteración
Un cambio físico en cualquier componente que tiene implicaciones de
diseño que afectan la capacidad o flexibilidad de presión contenida de un
sistema de tubería mas allá del alcance de su diseño.
No son alteraciones:
Reemplazo comparable o duplicado
La adición de cualquier conexión ramal de refuerzo igual o menor que el
tamaño del existente
La adición de conexiones ramales que no requieren refuerzo
Código Aplicable
El código, sección del código y otro practica o estándares de ingeniería
generalmente reconocido y aceptado para el cual el sistema de tubería fue
construido o el cual es considerado para el dueño o usuario o ingenieros
de tubería el mas apropiado para la situación
ASME B31.3
Forma abreviada del B31.3, tubería de proceso, publicada por la
Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME), la cual fue
escrita para el diseño y construcción de sistemas de tuberías
Sin embargo, muchos de los requerimientos técnicos sobre diseño,
soldadura, examinación y materiales pueden ser aplicados en la
inspección, reclasificación, reparación y alteración de sistemas de
tubería en operación
Agencia de Inspección Autorizada
La organización de inspección de la jurisdicción en la cual el
sistema de tubería es usado
La organización de inspección de una compañía aseguradora
quien esta registrada o tiene licencia para garantizar escritos de
sistemas de tubería
DEFINICIONES
Agencia de Inspección Autorizada (continua)
El dueño o usuario de sistemas de tubería quien mantiene una
organización de inspección para actividades relativas solo a su
equipo y no para sistemas de tubería intencionados para venta o
reventa
Una organización de inspección independiente empleada por o
bajo contrato del dueño o usuario de sistemas de tubería que son
usados solo por el dueño o usuario y no para venta o reventa
Una organización de inspección independiente licenciada o
registrada por la jurisdicción en la cual el sistema de tubería es
usada y empleada por o bajo contrato del dueño o usuario
Inspector de Tubería Autorizado
Un empleado de una agencia de inspección autorizada quien esta
calificado y certificado para realizar las funciones especificas
sobre API 570.
Tubería Auxiliar
Tubería de maquinaria y instrumento, típicamente tubería de
proceso secundario de resistencia pequeña que pueden ser
aislados de los sistemas de tubería primario (líneas de nivel,
líneas de crudo sellada, líneas de análisis, líneas de balance,
líneas de amortiguador de gas, drenes y venteos)
Válvulas de Chequeo Critico
Válvulas que han sido identificadas de vital para la seguridad del
proceso y de mayor confiabilidad operativa en orden para evitar
el potencial de eventos peligrosos o consecuencia sustancial
ocurrida una fuga
DEFINICIONES
CUI
Corrosión bajo el aislamiento, incluye agrietamiento por esfuerzo
de corrosión (stress corrosion cracking) bajo el aislamiento
Tramos Muertos (Deadlegs)
Componentes de sistemas de tubería que normalmente no tienen
flujo significante.
Ejemplos: ramales bloqueado, líneas con válvulas de block normalmente cerradas, líneas con extremo bloqueado, tubería de paso (derivación) con válvula de control de estancado, tubería de bombeo auxiliar, bridas de nivel, tubería de cabezal (recolector) con válvula de alivio a la entrada y salida, líneas de paso de corte de bombeo, venteo de puntos altos, puntos simples, drenes, purgados, conexiones de instrumentos, etc.
Defecto
Una imperfección de un tipo o magnitud excediendo los criterios
de aceptación
Temperatura de Diseño de un Componente de Sistema de Tubería
La temperatura a la cual, bajo la presión coincidente, espesores
mayores o rango de componentes grandes son requeridos. Sobre el
establecimiento de la temperatura de diseño, consideraciones
deberán ser tomadas para la temperaturas del fluido de proceso,
temperaturas ambientes, temperatura del medio de calentamiento o
enfriamiento y aislamiento
Examinador
Una persona que asiste al inspector para realizar examinaciones no
destructivas especificas (NDE) sobre componentes de sistemas de
tubería, pero no evalúa los resultados en acordancia con API 570,
amenos que este específicamente entrenado (capacitado) y
autorizado para realizarlo por el dueño o usuario
DEFINICIONES
Imperfecciones
Defectos o otras discontinuidades notadas durante la inspección que
pueden ser sujetas a criterio de aceptación durante un análisis de
inspección y ingeniería
Indicación
Una respuesta o resultado evidente de la aplicación de una técnica de
evaluación no destructiva
Punto de Inyección
Ubicación donde cantidades relativamente pequeñas de materiales
son inyectadas dentro del flujo del proceso para control químico o
otras variables del proceso. Los puntos de inyección no incluyen
ubicaciones donde dos fluidos de proceso se unen (mezclado de tee).
Ejemplos incluye cloro sobre reformadores, inyección de agua sobre
sistemas sobre-cabeza, inyección de poli sulfuro en agrietamiento
catalítico de gas húmedo, inyección de antiespuma, inhibidores y
Referente al sistema de tubería que ha sido puesta en operación, en oposición a
construcción nueva previa a ser puesta en servicio
Inspector
Un inspector de tubería autorizado
Jurisdicción
Una administración gubernamental constituida legalmente que puede adoptar
reglas relativas a sistemas de tuberías
Brida de Nivel
Un ensamble de tubería de vidrio indicadora de nivel sujetada (adjunta) al
recipiente
Presión de Trabajo Máxima Permisible (MAWP)
La presión interna máxima permitida sobre el sistema de tubería para la
operación continua a la mas severa condición de temperatura y presión interna
y externa coincidente (máxima o mínima) esperada durante el servicio
DEFINICIONES
Tee Mezclada
Un componente de tubería que combina dos fluidos de procesos de diferente
composición y/o temperatura
MT
Ensayo de partícula magnética
NDE
Examinación no destructiva
NPS
Tamaño nominal de tubería (seguido cuando es apropiado, por el numero de
designación de tamaño especifico sin un símbolo de pulgada)
On-Stream
Tubería conteniendo cualquier cantidad de fluido de proceso
Dueño/Usuario
El dueño o usuario de sistemas de tubería quien ejerce control sobre la operación,
ingeniería, inspección, reparación, alteración, pruebas y reclasificación de sus
Inspector Dueño/Usuario
Un inspector autorizado empleado por el dueño/usuario quien tiene
calificaciones por examinación escrita bajo las provisiones de la
sección 4 y apéndice A del API 570 o esta calificado bajo las
provisiones de A.2 y cumple los requerimientos de la jurisdicción
PT
Ensayo de líquidos penetrantes
Tubo
Un cilindro a presión-fuerte usado para conducir un fluido o para
transmitir una presión de fluido y es ordinariamente designado
“tubo” sobre especificaciones de material aplicable. (Materiales
designado tubo[tube] o tubería[tubing] en las especificaciones son
tratados como tubo cuando es intencionado para servicio a presión)
DEFINICIONES
Circuito de Tubería
Una sección de tubería que tiene todos los puntos expuesto a un
ambiente de corrosividad similar y que es de materiales de
construcción y condiciones de diseño similar. Unidades de proceso
complejo o sistemas de tubería están divididos en circuitos de
tubería para administrar las inspecciones necesarias, cálculos y
conservación de registros. Cuando se establecen los limites de un
circuito de tubería particular, el inspector puede además del tamaño
proveer un paquete practico de conservación de registro y
realización de inspecciones de campo
Ingeniero de Tubería
Uno o mas personas o organizaciones aceptables para el dueño o
usuario que tienen conocimiento y experiencia en las disciplinas de
ingeniería asociadas con evaluación mecánica y características del
material afectando la integridad y confiabilidad de sistemas y
componentes de tubería
Sistema de Tuberías
Un ensamble de tubería interconectada que esta sujeta al mismo
juego o juegos de condiciones de diseño y es usado para conducir,
distribuir, mezclar, separar, descargar, medir, controlar o desaire de
flujos de fluido.
Los sistemas de tubería incluye además elementos de tubería de soporte, pero no incluye soportes de estructuras, tales como armazón estructural y cimentacionesTubería de Proceso Primario
Tubería de proceso en servicio activo que no puede ser valvulada
fuera (cerrada), si es cerrada, afecta significantemente la
operabilidad de la unidad. Las tuberías de proceso primaria
normalmente incluye todas las tuberías de proceso mayores de 2
NPS
PWHT
Tratamiento térmico pos-soldadura
DEFINICIONES
Renovación
Actividad que desecha un componente existente y lo reemplaza con
material nuevo o de repuesto existente de la misma o mejores
cualidades del componente original
Reparación
El trabajo necesario para restaurar un sistema de tubería a la
condición adecuada para la operación segura en las condiciones de
diseño.
Si cualquiera de los cambio de la restauración resulta en un cambio de presión o temperatura de diseño, los requerimientos para reclasificación deberán de ser satisfechos. Cualquier operación de soldadura, corte o rectificado en un componente de tubería conteniendo presión no considerado espeficamente una alteración es considerado una reparaciónOrganización de Reparación
El dueño o usuario de sistemas de tuberías quien reparar o altera
su equipo de acuerdo con API 570
Un contratista cuyas calificaciones son aceptables para el dueño
o usuario de sistemas de tuberías y quien hace reparaciones o
alteraciones de acuerdo con API 570
Uno que esta autorizado, es aceptable, o de otra manera no
prohibido por la jurisdicción y que hace reparaciones de acuerdo
con API 570
Reclasificación
Un cambio en uno o ambas temperatura de diseño o presión de
trabajo máxima permisible de un sistema de tubería.
Una reclasificación puede consistir de un incremento, un decremento o una combinación de ambos. Reducciones debajo de las condiciones de diseño original es un medio para proveer incremento de tolerancia de corrosiónDEFINICIONES
Interfase Suelo-Aire
Un área sobre la cual la corrosión externa puede ocurrir sobre una
tubería parcialmente enterrada.
La zona de la corrosión varia dependiendo de factores tales como humedad, contenido de oxigeno en el suelo y temperatura de operación. La zona generalmente es considerada de 12 pulgadas abajo hasta 6 pulgadas arriba de la superficie del suelo. La tubería que corre paralelo con la superficie del suelo y que contacta con el suelo es incluida.Fragilización por Temple
Una perdida de ductibilidad y tenacidad de la muesca es susceptible en
aceros de aleaciones bajas, tales como 1 ¼ de cromo y 2 ¼ cromo,
debido a la exposición prolongada de servicio de temperatura alta
[700°F-1070°F(370°C-575°C)].
Reparación Temporal
Reparaciones hechas ha sistemas de tuberías en orden para restaurar
la integridad suficiente para la continuidad de la operación segura
hasta que la reparación permanente pueda ser programada y
consumada dentro de un periodo de tiempo aceptable para el inspector
General
Un dueño/usuario de sistemas de tuberías deberá ejercer control de
el programa de inspección de sistemas de tuberías, frecuencias de
inspección, mantenimiento y es responsable de la función de una
agencia de inspección autorizada de acuerdo con las previsiones de
API 570.
La organización de inspección dueño/usuario deberá además controlar actividades relativas a la reclasificación, reparación y alteración de sus sistemas de tuberíasCalificación y Certificación del Inspector de Tubería Autorizado API
El inspector de tubería autorizado deberá tener educación y
experiencia de acuerdo (conforme) con el apéndice A del código API
570. El inspector de tubería autorizado deberá ser certificado por el
API conforme a las previsiones del apéndice A.
ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DUEÑO/USUARIO
Responsabilidades
Dueño/usuario
La organización dueño/usuario es responsable de desarrollar,
documentar, implementar, ejecutar, y evaluar procedimientos de
inspección y sistemas de inspección de tubería que cumplan los
requerimientos de este código de inspección.
Estos sistemas y procedimientos serán contenidos en un manual de inspección de aseguramiento de calidad o procedimientos escritos y deberán incluir:Estructura del reporte o organización del personal de inspección
Mantenimiento y documentación de inspección y procedimientos
de aseguramiento de calidad
Reportes y documentación de inspección y resultados de pruebas
Acción correctiva de resultados de pruebas y inspecciones
Responsabilidades Dueño/usuario (continua)
Auditoria interna de cumplimiento con el manual de inspección de
aseguramiento de calidad
Revisión y aprobación de dibujos, cálculos de diseño y especificaciones de
reparaciones, alteraciones, reclasificaciones
Aseguramiento que todos los requerimientos jurisdiccionales de
inspección de tubería, reparación, alteración, y reclasificación son
continuamente cumplidos
Reportes al inspector de tubería autorizado de cualquier cambio en el
proceso que pueda afectar la integridad de la tubería
Requerimientos de capacitación para el personal de inspección respecto a
herramientas de inspección, técnicas y conocimientos técnicos básicos
Control necesario tal que solo soldadores calificados y procedimientos de
soldadura son usados para todas las reparaciones y alteraciones
ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DUEÑO/USUARIO
Responsabilidades Dueño/usuario (continua)
Control necesario tal que solo personal de inspección no
destructiva y procedimientos calificados son utilizados
Control necesario tal que solo material conformando la sección
aplicable del código ASME son utilizados para reparaciones y
alteraciones
Control necesario tal que todos los instrumentos de medición y
equipos de prueba son propiamente mantenidos y calibrados
Control necesario tal que el trabajo de inspección de contratista y
organizaciones de inspección cumplen los mismos requerimientos
de inspección como la organización dueño/usuario
Requerimientos de auditoria interna de el sistema de control de
calidad para dispositivos de presión-relevo(alivio)
Ingeniero de Tubería
El ingeniero de tubería es responsable para el dueño/usuario de las
actividades involucrando diseño, revisión de ingeniería, análisis o
evaluación de sistemas de tubería cubiertas por API 570
Organización de Reparación
La organización de reparación deberá de ser responsable para el
dueño/usuario y deberá proveer los materiales, equipos, control de
calidad y trabajos necesarios para mantenimiento y reparación de los
sistemas de tubería conforme a los requerimientos de API 570
ORGANIZACIÓN DE INSPECCION DUEÑO/USUARIO
Inspector de Tubería Autorizado
Cuando inspecciones, reparaciones o alteraciones están siendo
conducidas en sistemas de tuberías, un inspector API de tubería
autorizado será el responsable para el dueño/usuario en determinar
que los requerimientos de API 570 en inspección, examinación y
prueba son cumplidos y deberá de estar involucrado en las
actividades de inspección. El inspector de tubería puede ser asistido
en la realización de inspección visual por otros individuos
adecuadamente calificado y capacitado, quien puede o no puede ser
inspector de tubería certificado. Sin embargo, todos los resultados
de examinaciones pueden ser evaluados y aceptados por el
inspector de tubería
Inspección Basada en Riesgo
La identificación y evaluación de mecanismos de degradación
potencial son pasos importantes en una evaluación de la
probabilidad de falla de una tubería. Sin embargo, el ajuste de las
tácticas y estrategias de inspección para explicar las consecuencias
de una falla deberá de ser considerada. Combinación de la
evaluación de la probabilidad de falla y la consecuencia de falla son
elementos esenciales de una inspección basada en riesgo.
La evaluación de la probabilidad de falla puede ser basada en todas las formas de degradación que pueda razonablemente ser esperada que afecta el circuito de tubería en cualquier servicio particular. Ejemplos de mecanismos de degradación:
Perdida de metal interno o externo de una forma identificada de corrosión (localizada o general) Todas las formas de grietas incluyendo la asistida por hidrogeno y agrietamiento por esfuerzo de corrosión (stress corrosion cracking) de la superficie interior y exterior de tubería y
Cualquier otra forma de degradación metalúrgica, corrosión o mecánica tal como la fatiga, fragilización, termofluencia, etc.
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Inspección Basada en Riesgo (cont)
Adicionalmente, la efectividad de las practicas inspección,
herramientas y técnicas utilizadas para encontrar el esperado y
potencial mecanismo de degradación puede ser evaluado.
La evaluación de la probabilidad de falla puede ser repetida cada vez que cambios en el proceso o equipo son hechos tal que afecta significantemente la velocidad de degradación o causa falla prematura de la tubería.Otros de los factores que deberán ser considerados en una evaluación de RBI incluye: Lo apropiado de los materiales de construcción
Condiciones de diseño del circuito de tubería, relativos a las condiciones de operación Lo apropiado de los estándares y códigos de diseño utilizados
Efectividad del programa de monitoreo de corrosión y
La calidad de mantenimiento y aseguramiento de la calidad de inspección/programas de control de calidad
Información y datos de falla de equipo será además información importante para esta evaluación
La evaluación de la consecuencia puede considerar el potencial de incidentes que puede ocurrir como el resultado del relevo de fluido, incluyendo explosión, fuego, exposición toxica, impacto al ambiente y otros efectos de la salud asociados con la falla de tubería.
Preparación
Debido a los productos acarreados en los sistemas de tubería, las
precauciones de seguridad son importantes cuando el sistema es
inspeccionado, particularmente si es abierto para examinación de la
superficie interna
Los procedimientos de segregado de sistemas de tuberías, instalación de bloqueo (ventanas) y ajuste de pruebas deberá ser una parte integral de las practicas de seguridad. En general, la sección de tubería que es abierta deberá ser aislada de toda fuente de líquidos nocivos, gases o vapores y purgada para remover todo el crudo y gases tóxicos o flamables y vapores
Antes de iniciar la inspección, el personal de inspección deberá obtener permiso para trabajar en la vecindad del personal de operación responsable de los sistemas de tuberías
El equipo protector deberá ser vestido cuando es requerido por las regulaciones o por el dueño/usuario
El equipo de ensayo no destructivo usado para la inspección esta sujeto a los requerimientos de seguridad de equipos eléctricos de la instalación en operación
En general, los inspectores deberán familiarizarse con las reparaciones y resultados de inspección previo de los sistemas de tubería del cual ellos son responsables. En particular, deberán brevemente revisar el historial de sistemas de tuberías individual antes de realizar cualquiera de las inspecciones requeridas por API 570
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Inspección de Tipos Específicos de Corrosión y Grietas
Cada dueño/usuario deberá proveer atención especifica la necesaria
para inspección de sistemas de tuberías que son susceptible a los
siguientes tipos específicos y áreas de deterioración:
Puntos de inyección Tramos muertosCorrosión bajo el aislamiento (CUI) Interfase suelo-aire (S/A)
Corrosión localizada y servicio especifico Erosión y corrosión/erosión
Ambiente agrietador
Corrosión debajo de deposito y recubrimientos Grietas por fatiga
Grietas por termofluencia Fractura frágil
Daño por congelamiento
Puntos de inyección
Los puntos de inyección están algunas veces sujetos a corrosión localizada o acelerada en condiciones de operación normal y anormal. Pueden ser tratados como circuitos de inspección separado y estas áreas necesitan ser inspeccionadas a fondo sobre un programa regular
Cuando se designa un circuito de punto de inyección para los propósitos de inspección, el limite recomendado corriente arriba del circuito de punto de inspección es un mínimo de 12 “ (300 mm) o tres diámetros de tubería corriente arriba del punto de inyección, cualquiera es mayor. El limite recomendado corriente abajo del circuito de punto de inyección es el segundo cambio de dirección flujo pasado el punto de inyección o 25 ft (7.6 m) después del primer cambio en dirección de flujo, cualquiera es menor. En algunos casos, es mas apropiado extender el circuito hasta la siguiente pieza del equipo a presión.
La selección de ubicaciones de medida de espesores (TMLs) dentro de un circuito de punto de inyección sujeto a corrosión localizada deberá estar conforme a las siguientes directrices:
Establecer las TMLs sobre el accesorio adecuado dentro el circuito de punto de inyección
Establecer las TMLs en la pared de tubería en la ubicación de la vulnerabilidad de pared de tubería esperada del fluido inyectado
TMLs en ubicaciones intermedias a lo largo de una tubería grande recta dentro del circuito de punto de inyección puede ser requerida
Establecer la TMLs en los limites de corriente (flujo) arriba y corriente (flujo) abajo de el circuito de punto de inyección
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Puntos de inyección (continua)
Los métodos preferidos de inspección de puntos de inyección son radiografía y/o ultrasonido, como es apropiado, para establecer los espesores mínimos en cada TML. Mediciones o escaneo de ultrasonido en cuadriculado cerrado puede ser usado, dependiendo de la temperatura
Para algunas aplicaciones, es beneficial remover carretes de tuberías para facilitar la inspección visual de la superficie interior. Sin embargo, medidas de espesores aun será requerida para determinar los espesores remanentes
Durante inspecciones periódicas programadas, inspección mas extensiva deberá ser aplicada para un área comenzando 12“ (300 mm) flujo arriba de la boquilla de inspección y continuando al menos 10 diámetros de tubería flujo abajo del punto de inyección. Adicionalmente, medidas y registros de espesores en todos las TMLs dentro el circuito de punto de inyección
Líneas muertas
La velocidad de corrosión en líneas (tramos) muertas puede variar significativamente de la tubería activa adyacente. El inspector deberá monitorear espesores de pared sobre líneas muertas seleccionadas, incluyendo el extremo estancado y en la conexión a la línea activa.
Corrosión Bajo el Aislamiento
La inspección externa de sistemas de tubería aisladas deberá incluir una revisión de la integridad del sistema de aislamiento de condiciones que puedan conducir a corrosión bajo el aislamiento (CUI) y de signos de CUI en curso (en proceso). Fuentes de humedad pueden incluir lluvias, fuga de agua, condensación y sistemas de inundación. La forma mas común de CUI son corrosión localizada de aceros al carbón y agrietamiento por esfuerzo de corrosión del cloro de aceros inoxidables austeniticos.
La extensión de un programa de inspección de CUI puede variar dependiendo del clima local---locaciones marinas tibias puede requerir un programa muy activo; mientras que local---locaciones frías, secas y del continente medio no puede necesitar un programa extensivo
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Sistemas de Tuberías Aisladas Susceptible a CUI
Ciertas áreas y tipos de sistemas de tubería son potencialmente mas susceptible a CUI, incluyendo las siguientes:
Áreas expuestas a la vaporización de la bruma (neblina) de torres de enfriamiento de agua Áreas expuestas a venteo de vapor
Áreas expuestas a sistemas de inundación
Áreas sujetas a derrames del proceso, ingreso de humedad o vapores ácidos
Sistemas de tubería de acero al carbón, incluyendo aquellas aisladas por protección del personal, operando entre 25°F – 250°F (-4°C – 120°C). CUI es particularmente agresiva donde temperaturas de operación causa condensación y revaporización frecuente o continua de la humedad atmosférica
Sistemas de tubería de acero al carbón que normalmente opera en servicio arriba de 250° F (120°C) pero esta en servicio intermitente
Líneas muertas y fijaciones (uniones, aditamentos) que sobresalen de la tubería aislada y opera a una temperatura diferente que la temperatura de operación de la línea activa
Sistemas de tubería de aceros inoxidables austeniticos operando entre 150°F – 400°F (65°C-204°C). (Estos sistemas son susceptibles al agrietamiento por esfuerzo de corrosión del cloro
Sistemas de tubería que vibran que tienen una tendencia a causar daño al aislamiento enchaquetado proporcionando un camino al ingreso de humedad
Sistemas de Tuberías Aisladas Susceptible a CUI (continua)
Sistemas de tubería que vibran que tienen una tendencia a causar daño al aislamiento enchaquetado proporcionando un camino al ingreso de humedad
Sistemas de tubería con capas y/o envolturas deterioradas
Ubicaciones Comunes en Sistemas de Tuberías Susceptible a CUI
Las áreas de los sistemas de tuberías listadas en el punto anterior(5.3.3.1 de API 570) pueden tener ubicaciones especificas que son mas susceptibles a CUI, incluyendo los siguientes:
Todas las penetraciones o rupturas en el sistema de enchaquetamiento del aislamiento, tal como: Tramos muertos (venteo, drenes y otros elementos similar)
Ganchos de tubería y otros soportes
Válvulas y adaptadores (superficies de aislamiento irregular) Atornillado en zapata de tubo
Indicio de vapor en penetraciones de tubo (tubería)
Terminación de aislamiento en bridas y otros componentes de tubería Aislamiento enchaquetado faltante o dañado
Costuras del aislamiento enchaquetado localizadas en lo alto de la tubería horizontal o aislamiento enchaquetado incorrectamente sellado o taponado
Terminación del aislamiento en un tubo vertical
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Ubicaciones Comunes en Sistemas de Tuberías Susceptible a CUI (cont.)
Calafateo que se ha endurecido, separado o hay faltante
Bombeo o manchado del aislamiento o sistema enchaquetado o faltante de bandas (tiras). (El bombeo puede indicar acumulamiento de producto de corrosión)
Puntos bajos en sistemas de tuberías que tienen una ruptura conocida en el sistema de aislamiento, incluyendo puntos bajos a lo largo del corrido de tubería sin apoyo
Bridas de aceros de aleaciones bajas y al carbón, tornillos y otros componentes bajo el aislamiento en sistemas de tubería de aleaciones bajas
Ubicaciones donde relleno de aislamiento ha sido removido para permitir la medida de espesores de tubería sobre tubería aislada deberá recibir atención particular. Los rellenos deberán ser correctamente remplazados y sellados. Varios tipos de rellenos removibles están comercialmente disponibles que permite la inspección y identificación de puntos de inspección de futura referencia
Interfase Suelo-Aire
Las interfases suelo-aire de tubería enterrada sin adecuada protección catódica deberá ser incluida en el programa de inspección de tubería externa. La inspección en grado deberá checar el daño de la capa, tubería desnuda y medida de profundidad de picadura. Si corrosión significante es notada, medida de espesores y excavación puede ser requerida para evaluar si la corrosión esta localizada en la interfase S/A o puede ser mas penetrante al sistema enterrado. Lecturas de espesores en la interfase S/A puede evidenciar el metal y la corrosión acelerada si las capas y envolturas no están propiamente restauradas.
Interfase Suelo-Aire (continua)
Si la tubería enterrada tiene protección catódica satisfactoria como es determinado por monitoreo de acuerdo con la sección 9 (API 570), la excavación es requerida solo si hay evidencia de daño de capa o envoltura. Si la tubería enterrada esta sin capas en grado, consideraciones deberán ser dadas para excavar de 6” hasta 12” (150 mm hasta 300 mm) de profundidad para evaluar el potencial de daño oculto
En las interfases concreto a aire y asfalto a aire de tubo enterrado sin protección catódica, el inspector deberá ver la evidencia que el calafateo o sellado en la interfase se ha deteriorado y permite el ingreso de humedad. Si tal condición existe en sistemas de tuberías arriba de 10 años de uso, puede ser necesario inspeccionar por corrosión debajo la superficie antes de resellar la unión
Servicio Especifico y Corrosión Localizada
Un programa de inspección efectivo incluye los siguientes tres elementos, los cuales ayudan a identificar el potencial de servicio especifico y corrosión localizada y a seleccionar los apropiados TMLs:
Un inspector con conocimiento en el servicio y en donde la corrosión es probable que ocurra Uso extensivo de examinación no destructiva (NDE)
Comunicación con el personal de operación cuando trastornos en el proceso ocurren que pueda afectar las velocidades de corrosión
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Servicio Especifico y Corrosión Localizada (continua)
Ejemplos simples de donde este tipo de corrosión puede ser esperado que ocurra incluye los siguientes:
Fluido abajo de puntos de inyección y fluido arriba de separadores de producto, tales como líneas de vertidos de un reactor de hidro-proceso
Corrosión en el punto de roció en condensadores de vapores, tales como la fraccionadora sobre-cabeza
Ubicaciones de condensación de sal de amoniaco en hidro-procesos de vapores Flujo de fases mezcladas y áreas turbulentas en sistemas ácidos
Grados mezclados de tubería de acero al carbón en servicio corrosivo de petróleo caliente [ 450°F (230°C) o temperatura alta y contenido de azufre en el petróleo mayor al 0.5 % en peso]. Note que la tubería de acero sin silicio, tal como A 53 y el API 5L pueden corroerse a velocidades altas que la tubería de acero con silicio, tal como el A 106, especialmente en ambiente de sulfuro a temperatura alta
Corrosión bajo depósitos de lechadas, soluciones cristalizadas o fluidos de producción de coque
Transporte (reserva) de cloro en sistemas de generación de reformadores catalíticos
Erosión y Corrosión/Erosión
La erosión puede ser definida como la remoción de material de la superficie por la acción de numeros impacto individual de partículas sólidas o liquidas. Puede ser caracterizado por ranuras, hoyos redondos, ondas y valles en un patrón direccional. La erosión usualmente ocurre en áreas de flujo turbulento, tales como un cambio de dirección en un sistema de tubería o fluido abajo de válvulas de control donde la vaporización puede tomar lugar. El daño por erosión es usualmente incrementado en vapores con cantidades grandes de partículas sólidas o liquidas fluyendo a altas velocidades. Una combinación de corrosión y erosión resulta en significante perdida de metal mayor que la que puede ser esperada de solo corrosión o erosión. Este tipo de corrosión ocurre a altas velocidades y en áreas de turbulencia alta.
Ejemplos de lugares a inspeccionar son los siguientes:
Fluido abajo de válvulas de control, especialmente cuando la apertura (destello) esta ocurriendo Fluido abajo de orificios
Fluido abajo de bombas de descarga
En cualquier punto de cambio de dirección de flujo tal como en el radio interior y exterior de codos
Fluido abajo de configuraciones de tubería (tales como válvula, bridas, etc) que produce turbulencia, particularmente en sistemas de velocidad sensitiva tal como el hidrosulfuro de amoniaco y sistemas de ácido sulfúrico
Áreas con sospecha de corrosión/erosión localizada serán inspeccionadas usando métodos NDE que den datos de espesores sobre un área amplia, tal como el escaneo ultrasónico, perfil de radiografía o corriente de Eddy.
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Agrietamiento ambiental
Materiales de construcción de sistemas de tubería son normalmente seleccionados para resistir varias formas de agrietamiento por esfuerzo de corrosión (SCC, stress corrosion cracking). Sin embargo, algunos sistemas de tubería pueden ser susceptibles al agrietamiento ambiental debido a condiciones de trastornos del proceso, CUI, condensación anticipada o exposición a carbonatos o sulfuro de hidrogeno húmedo
Ejemplos de agrietamiento ambiental incluye:
SCC por cloro de aceros inoxidables austeníticos debido a la humedad y cloro bajo el aislamiento, bajo depósitos, bajo sellos o dentro fisuras [crevice (hendidura)]
SCC por ácido politiónico de aleaciones de aceros austeniticos sensibilizados debido a la exposición de sulfuro, condensación de humedad o oxigeno
SCC por cáustico (algunas veces conocido como fragilización cáustica)
SCC por amina en sistemas de tubería que no tienen relevado de esfuerzo
SCC por carbonato
SCC en ambiente donde existe sulfuro de hidrogeno humedo, tal como sistemas que contienen agua amarga (salada)
Daño por ampollamiento de hidrogeno y agrietamiento inducido por hidrogeno (HIC)
Agrietamiento ambiental (continua)
Cuando el inspector sospecha o es notificado que circuitos específicos son susceptibles a ambiente de grietas, el inspector deberá programar inspecciones periódicas. Tales inspecciones pueden tomar la forma de la superficie de NDE [ensayo de liquido penetrante (PT), o ensayo de partícula magnética fluorescente húmeda (WFMT) o ultrasonido (UT). Donde es disponible, carretes sospechosos pueden ser removidos de los sistemas de tubería y abierto en tajo para la examinación de la superficie interna
Si el ambiente de grieta es detectado durante la inspección interna de recipientes a presión y la tubería es considerada igualmente susceptible, el inspector deberá designar apropiada carretes de tubería fluido arriba y fluido debajo de el recipiente a presión para inspección del ambiente de grietas.
Corrosión Debajo de Recubrimientos y Depósitos
Si el revestimiento interno o externo, recubrimientos refractario y los recubrimientos resistentes a la corrosión están en buenas condiciones y no hay razón para sospechar una condición de deterioración debajo de estos, no es usualmente necesario removerlo para inspección de los sistemas de tuberías
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Corrosión Debajo de Recubrimientos y Depósitos (cont)
La efectividad de los recubrimientos resistentes a la corrosión es ampliamente reducida debido a las rompeduras o hoyos en el recubrimientos. Los recubrimientos deberán de ser inspeccionados por separación, rompedura, hoyos y ampollamiento. Si cualquiera de estas condiciones es notada, puede ser necesario remover porciones del recubrimiento interno para investigar la efectividad del recubrimiento y la condición del metal de tubería debajo del recubrimiento. Alternativamente, inspección ultrasónica de la superficie externa puede ser usada para medida de espesores de pared y detectar separación, hoyos, y ampollamiento.
Los recubrimientos refractarios pueden caerse o agrietarse en servicio causando o sin causar cualquier problema significante. La corrosión debajo los recubrimientos refractarios puede resultar en separación y bombeo (sobresalir) del refractario. Si el bombeo o separación del recubrimiento refractario es detectado, porciones del refractario pueden ser removidos para permitir la inspección de la tubería debajo el refractario. De otra forma, medidas de espesores por ultrasonido puede ser realizado de la superficie del metal externa
Donde depósitos de operación, tales como el coque, están presente en una superficie de tubería, es particularmente importante determinar si tales depósitos tienen corrosión activa debajo de ellos. Esto puede requerir una inspección meticulosa en áreas seleccionadas. Líneas grandes deberán tener los depósitos removidos en áreas criticas seleccionadas para examinación de punto (spot). Líneas pequeñas puede requerir la selección de carretes para ser removidos o que métodos NDE, tal como la radiografía sea realizada en áreas seleccionadas
Agrietamiento por Fatiga
El agrietamiento por fatiga de sistemas de tubería puede resultar de esfuerzos cíclico excesivo que son a menudo bastante mas bajo que el esfuerzo de cedencia estático del material. El esfuerzo cíclico puede ser impuesto por medio mecánico, térmico o de presión y puede resultar en fatiga de ciclo bajo o ciclo alto. El origen (llegada) de agrietamiento por fatiga de ciclo bajo es a menudo directamente relativo al numero de ciclos experimentados de calentamiento (heat-up) y enfriamiento (cool-down). Vibración excesiva de sistemas de tubería (tales como maquina o vibración de flujo inducido) además pueden causar daño por fatiga de ciclo alto
El agrietamiento por fatiga puede típicamente ser primeramente detectada en puntos de intensificación de esfuerzo alto tales como conexiones ramales. Ubicación donde metales de diferentes coeficiente de expansión térmico son unidos por soldadura pueden ser susceptible a fatiga térmica. Métodos preferidos de NDE para la detección de agrietamiento por fatiga incluye el liquido penetrante (PT) o partícula magnética (MT). La emisión acústica puede además ser utilizada para detectar la presencia de grietas que son activadas por pruebas de presión o esfuerzo generados durante la prueba
De el total del numero de ciclos de fatiga requerido para producir una falla, la extensa mayoría son requeridas para iniciar la grieta y relativamente pocos ciclos son requeridos para propagar la grieta a la falla.
Por lo tanto, la instalación y diseño apropiado en orden para prevenir la iniciación del agrietamiento por fatiga son importantes
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Agrietamiento por Termofluencia (cedencia plástica)
La termofluencia es dependiente en tiempo, temperatura y esfuerzo. El agrietamiento por termofluencia puede eventualmente ocurrir en condiciones de diseño, desde que en algunos códigos de tubería el esfuerzo permisible esta en el rango de termofluencia. El agrietamiento es acelerado por interacción de fatiga y termofluencia cuando condiciones de operación en el rango de termofuencia son cíclicos. El inspector deberá poner atención particular en áreas de concentración de esfuerzo alto. Si temperatura excesivas son encontradas, cambios microestructural y de propiedades mecánicas en los metales puede dar lugar, lo cual puede permanentemente debilitar el equipo. Desde que la termofluencia es dependiente del tiempo, temperatura y esfuerzo, el nivel estimado o actual de estos parámetros deberá ser usado en cualquier evaluación. Un ejemplo en donde el agrietamiento por termofluencia ha sido experimentado en la industria es en los aceros de 1 ¼ de cromo arriba de 900°F (480°C)
Métodos de NDE de detección de agrietamiento por termofluencia incluye los ensayos de líquidos penetrantes, partículas magnéticas, ultrasonido, radiografía y metalografía en sitio. El ensayo de emisión acústica puede además ser utilizado para detectar la presencia de grietas que son activadas por las presiones de las pruebas y esfuerzo generados durante las pruebas
Fractura Frágil
Aceros de aleaciones bajas, aceros al carbón y otros aceros ferriticos son susceptible
a la fractura frágil a temperatura baja o ambiente. La fractura frágil usualmente no es
concernida con relación a espesores delgados de tubería. Muchas fracturas frágil han
ocurrido en la primera aplicación de un nivel de esfuerzo particular (tal como, en el
primer hidroensayo o sobre carga) a menos que defectos críticos son introducidos
durante el servicio. El potencial de fractura frágil deberá ser considerado cuando
rehidroensayo o mayor evaluación cuidadosa cuando se prueban reumáticamente
equipos o cuando se adicionan cualquiera de las otras cargas adicionales. La
atención especial deberá de ser dada a aceros de aleaciones bajas (especialmente
material de 2 ¼ de cromo – 1 molibdeno) debido a que ellos pueden ser propenso a la
fragilización por temple y para los aceros inoxidables ferriticos
La publicación API 920, contiene información sobre la prevención de fractura frágil en
recipientes a presión, puede ser de ayuda en la evaluación de fractura potencial frágil
en sistemas de tubería
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Daño por Congelamiento
A temperaturas bajo, el agua y soluciones acuosas en sistemas de tubería
pueden congelarse y causar falla debido a la expansión de estos materiales.
Después de un tiempo de congelamiento severo inesperado, es importante
checar el daño por congelamiento para revelar (exponer) componentes de
tubería antes que el sistema se descongele. Si la ruptura ha ocurrido, la fuga
puede ser temporalmente impedida por el fluido congelado. Puntos bajos,
driplegs y tramos muertos de sistemas de tubería conteniendo agua deberán
ser cuidadosamente examinados por daño
Tipos de Vigilancia (Supervisión) y Inspección
Diferentes tipos de inspección y vigilancia son apropiados dependiendo sobre las circunstancias y del sistema de tubería. Estos incluyen los siguientes:
Inspección visual interna
Inspección de medidas de espesores Inspección visual externa
Inspección por vibración de tubería Inspección complementaria
Inspección Visual Interna
Inspecciones visuales internas no son normalmente realizadas sobre tubería. Cuando es posible y practico, la inspección visual interna puede ser programada para sistemas tales como líneas de transferencia (transmisión) de diámetro grande, ductos, líneas de catalizador o otros sistemas de tubería de diámetro grande. Tales inspecciones son similar en naturaleza a las inspecciones de recipientes a presión y deberá de ser conducida con métodos y procedimientos similares a los seguidos en API 510. Técnica de inspección visual remota puede ser de ayuda cuando se inspeccionan tubería demasiado pequeña para entrar
Una oportunidad adicional para inspección interna es proveída cuando bridas de tubería son desconectadas, permitiendo la inspección visual de la superficie interna con o sin uso de NDE.
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Inspección de Medición de Espesores
La inspección de medida de espesores es realizada para determinar la condición interna y espesores remanentes de los componentes de tubería. Las medidas de espesores pueden ser obtenidas cuando el sistema de tubería esta fuera o en operación y deberá ser realizada por el inspector o examinador
Inspección Visual Externa
Una inspección visual externa es realizada para determinar la condición del exterior de la tubería, sistema de aislamiento, sistema de revestimiento y pintura y hardware asociado; y chequeo de signo de desalineamiento, vibración y fuga.
Cuando la acumulación de producto de corrosión es notada en áreas de contacto de soporte de tubería, el levantamiento de tales soportes puede ser requerido para inspección. Cuando se hago esto, el cuidado será ejercido si la tubería esta en servicio.
La inspección de tubería externa puede ser realizada cuando el sistema de tubería esta en servicio. Consulte a la practica recomendada API 574 para información de ayuda sobre la conducción de inspección externa
Inspección Visual Externa (cont)
La inspección externa deberá incluir reconocimiento de la condición de los soportes y ganchos de tubería. Casos de agrietamiento y ganchos rotos, “fondo fuera” de los muelles de soportes, zapatos de los soportes desplazados de los miembros de soportes o otra condición dominante incorrecta deberá ser reportada y corregida. Las piernas patrón de soporte vertical además serán checadas para confirmar que no están llena con agua que es causante de corrosión externa de los recipientes a presión o corrosión interna de las piernas de soportes. Las piernas patrón de los soportes horizontal deberán ser checadas para determinar que los desplazamientos ligeros de la horizontal no están causando atrapamiento de humedad contra la superficie externa del componente de tubería activo
Las juntas de expansión del fuelle deberán ser inspeccionadas visualmente por deformación inusual, desalineamiento o desplazamiento que puede exceder el diseño
El inspector deberá examinar los sistemas de tubería por la presencia de cualquier modificación de campo o reparación temporal no previamente registrada en los dibujos y/o registro de tubería
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Inspección Visual Externa (cont)
El inspector además deberá estar alerta a la presencia de cualquier componente en servicio que pueda ser poco apropiado para la operación de termino largo, tal como bridas incorrecta, reparaciones temporales (abrazaderas), modificaciones (manguera flexible) o válvulas de especificación incorrecta. Componentes roscados que puedan ser mas fácilmente removibles y instalados merece la atención particular debido a su potencial alto de instalación de componentes incorrecto
La inspección externa periódica del punto 6.4 del código API 570 normalmente será conducida por el inspector, quien además además será responsable de la inspección de reparación y registros permanentes. Operadores calificados o personal de mantenimiento puede además conducir inspecciones externas, cuando es aceptable para el inspector. En tal caso, la persona conduciendo inspección de tubería externa de acuerdo con API 570 deberá estar calificado por una cantidad apropiada de entrenamiento (capacitación)
En adición a los programas de inspección externa que son documentados en registros de inspección, es beneficial para el personal quien frecuenta el área para reportar deterioración o cambios al inspector
Vigilancia del Movimiento de Línea y Vibración de Tubería
El personal de operación deberá reportar vibración o balanceo (oscilación) de tubería al ingeniero o personal de inspección para evaluación. Otros movimientos significantes de líneas deberán ser reportados que puedan haber resultado de martilleo de liquido, golpeo de liquido en líneas de vapor o expansión térmica anormal. En cruces donde la vibración de sistemas de tubería son moderados, ensayo de partícula magnética periódica o ensayo de líquidos penetrantes deberá de ser considerado para chequeo del comienzo de agrietamiento por fatiga. Conexiones ramales deberán recibir atención especial
Inspección Complementaria
Ejemplos de tales inspecciones incluye el uso periódico de radiografía y/o termografía para checar el llenado (tapado) o faltado (contaminado) interno, termografía para chequeo de puntos calientes en sistemas refractarios lineados o inspección de ambiente de grietas. La emisión acústica, detección de fuga acústica, y termografía puede ser utilizado para vigilancia y detección de fuga remota. El ultrasonido y/o radiografía puede ser utilizado para detección de corrosión localizada
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Ubicaciones de Medidas de Espesores
General
Las ubicaciones de medidas de espesores (TMLs) son áreas especificas a lo largo del circuito de tubería donde las inspecciones serán realizadas. La naturaleza de la ubicación de medida de espesores (TML) varia de acuerdo con su ubicación en el sistema de tubería. La selección de las TMLs deberá considerar el potencial de corrosión localizada y corrosión de servicio especifico
Monitoreo de TML
Cada sistema de tubería deberá de ser monitoreado por toma de medida de espesores en las TMLs. Los circuitos de tubería con consecuencia de potencial alto si la falla ocurriera y aquellos sujetos a velocidades de corrosión alta o corrosión localizada normalmente tendrán mas TMLs y serán monitoreado mas frecuentemente. Las TMLs deberán ser apropiadamente distribuida completamente en cada circuito de tubería. Las TMLs pueden ser eliminadas o el numero reducido bajo ciertas circunstancias, tales como en tubería del lado de enfriamiento de una plante de olefinas, tubería de amoniaco anhidros, productos de hidrocarburos limpio no corrosivo o tubería de aleación alta para producto puro. En circunstancias donde las TMLs es sustancialmente reducida o eliminada, personas con conocimiento en corrosión deberán ser consultadas
Monitoreo de TML (cont)
Los espesores mínimos (delgados) de cada TML pueden ser localizados por escaneo de ultrasonido o radiografía. La técnica electromagnética puede ser usada para identificar áreas delgadas que puedan entonces ser medidas por ultrasonido o radiografía. Cuando es realizado con ultrasonido, el escaneo consiste de toma de varias lecturas de espesores en la TML registrado para localizar el adelgamiento
Las lecturas menores (delgadas) o un promedio de varias mediciones de lectura tomadas dentro del área del punto de ensayo deberán de ser registrada y usadas para calcular la velocidad de corrosión, vida remanente y la fecha de la próxima inspección
Donde es apropiado, las medidas de espesores deberán incluir mediciones en cada uno de los cuatro cuadrantes sobre la tubo y accesorios, con atención especial en el radio interior y exterior de codos y tees donde la corrosión/erosión puede incrementar las velocidades de corrosión. Como un mínimo, las lecturas delgadas (menores) y su ubicación deberá ser registrada
Las TMLs deberán ser establecidas para áreas con continuada CUI, corrosión en interfases S/A o otras ubicaciones de corrosión localizada potencial así como por general, corrosión uniforme
Las TMLs deberá ser marcada en los dibujos de inspección en los sistemas de tubería para permitir mediciones repetidas en las mismas TMLs. Este procedimiento de registro provee datos de mayor precisión para la determinación de velocidad de corrosión
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Ubicaciones de Medidas de Espesores
Selección de la TML
En la selección o ajuste del numero y ubicación de los TMLs, el inspector deberá tomar dentro sus consideraciones (versión) el patrón de corrosión que pueda ser esperado y que ha sido experimentado en la unidad de proceso. Un número de procesos comunes de corrosión en unidades de refinería y petroquímica son relativamente uniforme en naturaleza, resultando en una velocidad equitativamente constante de reducción de pared de tubería independiente de la ubicación dentro del circuito de tubería, ambos axialmente o circunferencialmente. Ejemplos de tal fenómeno de corrosión incluye la corrosión del azufre a alta temperatura y la corrosión de agua salada (las velocidades proveídas no son tan excesivas como la local causada por corrosión/erosión de codos, tees y otros elementos similares). En estas situaciones, el numero de las TMLs requerido para monitorear un circuito es poco en comparación de los requeridos para monitorear circuitos sujetos a mayor perdida de metal localizada. En teoría, un circuito sujeto a corrosión perfectamente uniforme puede ser adecuadamente monitoreado con un simple TML. En la realidad, la corrosión nunca es verdaderamente uniforme, de manera que adicional TMLs pueden ser requeridos. Los inspectores pueden usar su conocimiento (y la de otros) de las unidades de proceso para optimizar la selección de TML para cada circuito, balanceando los esfuerzos de recopilación de datos con los beneficios proveídos por los datos
Ubicaciones de Medidas de Espesores
Selección de la TML (cont)
Mayores TMLs deberán de ser seleccionadas para sistemas de tubería con
cualquiera de las siguientes características:
Potencial alto de creación de emergencia en la seguridad y el ambiente
sobre el evento de una fuga
Velocidades de corrosión alta esperada y experimentada
Potencial alto de corrosión localizada
Mayor complejidad en termino de accesorios, ramales (bifurcación),
tramos muertos, puntos de inyección y otros elementos similares
Potencial alto de CUI
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Ubicaciones de Medidas de Espesores
Selección de la TML (cont)
Pocos TMLs pueden ser seleccionadas para sistemas de tubería con cualquiera de las
siguientes tres características:
Potencial bajo de creación de emergencia en la seguridad y el ambiente sobre el
evento de una fuga
Sistemas de tubería relativamente no corrosivo
Sistemas de tubería de recorrido recto, larga (grandes)
Las TMLs pueden ser eliminados para sistemas de tubería con ambas de las
siguientes dos características:
Potencial extremadamente bajo de creación de emergencia en la seguridad y el
ambiente sobre el evento de una fuga
Sistemas no corrosivos, como es demostrado por el historial o servicio similar y
Método de Medición de Espesores
Los instrumentos de medición de espesores por ultrasonido usualmente son los
medios mas precisos (exacto) para obtener mediciones de espesores en tubería
grandes instaladas mayores a 1 NPS. Las técnicas de radiografía de perfil son
preferidas para diámetros de tubería de 1 NPS y menores. Las técnicas de radiografía
de perfil puede ser usada para localizar áreas a ser medidas, particularmente en
sistemas aislados o donde la corrosión localizada o no uniforme es sospechada.
Donde es practico, el ultrasonido puede ser usado para obtener los espesores
actuales de las áreas para ser registradas (documentadas).
Cuando la corrosión en un sistema de tubería es no uniforme o el espesor remanente
esta cercano el espesor mínimo requerido, mediciones de espesores adicionales
pueden ser requeridos. El escaneo de ultrasonido y radiografía son los métodos
preferidos en tales casos. El dispositivo de corriente de Eddy puede además ser usado
Cuando las mediciones por ultrasonido son tomadas arriba de 150°F (65°C),
instrumentos, acoplantes y procedimientos deberán ser usados tal que resulta
mediciones precisas a temperaturas altas. Las mediciones deberán ser ajustada por el
apropiado factor de corrección de temperatura
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Método de Medición de Espesores (cont)
Factores que pueden contribuir a reducir la precisión de las mediciones
ultrasónicas incluye los siguientes:
Calibración incorrecta del instrumento
Escama o revestimiento externo
Rugosidad excesiva de la superficie
Excesivo balanceo del sondeo [exploración] (sobre una superficie
curvada)
Defectos sub-superficial del material, tales como laminaciones
Efectos por temperatura [a temperaturas arriba de 150°F (65°C)]
Pantallas pequeña de detector de defecto
Espesores menores de 1/8 de pulgada (3.5 mm) para típicos calibradores
de espesores digital
Método de Medición de Espesores (cont)
En la determinación de la velocidad de corrosión será valido que las
mediciones sobre un punto delgado sea repetida tan cercano como sea
posible en la misma ubicación
Alternativamente, las lecturas mínimas o un promedio de varias lecturas en
el punto de ensayo pueden ser consideradas
Cuando los sistemas de tubería están fuera de servicio, las mediciones de
espesores puede sen tomadas a través de las aberturas usando calibradores
Los calibradores son de ayuda en la determinación de espesores
aproximados de fundiciones, forjas y cuerpos de válvulas, también para
aproximaciones de profundidad de picadura de CUI sobre el tubo
Los dispositivos de medición de profundidad de picadura pueden además
ser usados para determinar la profundidad de perdida de metal localizada
PRACTICAS DE PRUEBAS Y INSPECCION
Prueba a Presión de Sistemas de Tubería
Los ensayos a presión no son normalmente conducido como parte de una inspección rutinaria. Cuando son conducidos, el ensayo a presión deberá ser realizada de conformidad con los requerimientos de B31.3. Requerimientos adicionales son proveídos en PR API 574 y la PR API 920. Las pruebas a presión baja, son usada solo para ajuste de sistemas de tubería, pueden ser conducidas a presiones designadas por el dueño/usuario
El fluido de la prueba deberá ser agua a menos que exista la posibilidad de daño debido a congelamiento u otro efecto adverso del agua sobre el sistema de tubería o el proceso o al menos que el agua de la prueba origine contaminación y su disposición presenta problemas al ambiente. En ambos casos, otro liquido adecuado no toxico puede ser usado. Si el liquido es flamable, su punto de destello (encendido) deberá ser al menos a 120°F (49°C) o mayor y las consideraciones deberán ser dadas por el efecto del ambiente de la prueba sobre el fluido de la prueba
La tubería fabricada de o teniendo componentes de acero inoxidable de la serie 300 deberán ser hidro-ensayadas con una solución hecha superior al agua potable o vapor condensado. Después que la prueba es completada, la tubería será completamente drenada (todos los puntos altos de venteo deberán ser abierto durante el drenado) el aire soplado o de otra manera secado. Si el agua potable no esta disponible o si el dreneo y secado inmediato no es posible, agua teniendo teniendo un nivel de cloro muy bajo, alto PH (>10) y la adición de inhibidor puede ser considerada para reducir el riesgo de picadura y corrosión inducida microbiologicamente
