Código de tuberías de inspección: inspección en servicio, Clasificación, reparación y alteración de los sistemas de tuberías API 570 - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- CUARTA EDICIÓN DE FEBRERO el año 2016 Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST Notas especiales API publicaciones abordan necesariamente problemas de carácter general. Con respecto a las circunstancias particulares, locales, estatales, y las leyes y reglamentos federales deben ser revisados. 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Copyright © 2016 Instituto Americano del Petróleo Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- de todos los requisitos aplicables de esta norma. API no representa, garantiza, ni garantiza que tales productos sean conformes a la norma API aplicable. Prefacio Nada de lo contenido en cualquier publicación API debe ser interpretado como una concesión de la derecha, por implicación o de otra manera, para la fabricación, venta o uso de cualquier método, aparato o producto cubierto por la patente de letras. Ni debe cualquier cosa contenida en la publicación se interpretará como asegurar que nadie de la responsabilidad por infracción de patentes de invención. Serán: Tal como se utiliza en una norma, “deberá” denota un requisito mínimo con el fin de ajustarse a las especificaciones. Debe: Tal como se utiliza en una norma, “debería” denota una recomendación o el que se recomienda pero no se requiere con el fin de ajustarse a las especificaciones. Este documento ha sido preparado bajo los procedimientos de normalización de la API que garanticen la notificación y la participación adecuada en el proceso de desarrollo y se designa como un estándar API. Las cuestiones relativas a la interpretación del contenido de esta publicación o comentarios y preguntas relativas a los procedimientos bajo los cuales se desarrolló deben ser dirigidas por escrito al Director de Normas del Instituto Americano del Petróleo, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005. Las solicitudes esta publicación de autorización para reproducir o traducir la totalidad o parte del material publicado en este documento también deben dirigirse al director. En general, las normas API son examinados y revisados, reafirmó, o retiradas al menos cada cinco años. Una extensión de una sola vez de hasta dos años se puede añadir a este ciclo de revisión. Estado de la publicación se puede determinar desde el Departamento, teléfono (202) 682-8000 normas API. Un catálogo de publicaciones y materiales de API es publicado anualmente por la API, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- revisiones sugeridas están invitados y deben ser enviadas al Departamento de Normas, API, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005, standards@api.org. iii Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST Contenido Página 1 Ámbito de aplicación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.1 Aplicación General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.2 Aplicaciones Específicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1.3 Inspección basado en el riesgo de aptitud para el servicio (FFS) y (RBI). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 2 Referencias normativas. . ..................................................................23 Términos, definiciones, acrónimos y abreviaturas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 3.1 Términos y Definiciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 3.2 acrónimos y abreviaturas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Organización de Inspección 16 4 propietario / usuario. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 4.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 4.2 autorizada de tuberías inspector Calificación y Certificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 4.3 Responsabilidades. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 5 Inspección, examen, y Presión prácticas de prueba. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 5.1 Los planes de inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 5.2 RBI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23 5.3 Preparación de Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25 5.4 Inspección de tipos y ubicaciones de los modos de Daños del deterioro y ruptura. . . . . . . . . . . . . . . . 25 5.5 Tipos generales de inspección y vigilancia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 5.6 CML. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31 5.7 Métodos de monitoreo de condición. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33 5.8 Corrosión bajo inspección del aislamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 5.9 Mezcla Punto de Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 5.10 Punto de Inspección de inyección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 Testing 5,11 Presión de sistemas de tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 5.12 Verificación Material y trazabilidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40 5.13 Inspección de las válvulas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 5.14 Inspección en servicio de las soldaduras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 5.15 Inspección de embridadas articulaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 6 Intervalo / frecuencia y el alcance de la inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 6.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 6.2 Inspección durante los cambios de instalación y servicio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43 6.3 Tuberías Planificación de inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 6.4 Extensión de las visuales externos e inspecciones CUI. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47 6.5 Alcance de la medición de espesor de Inspección y Análisis de Datos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48 6.6 alcance de las inspecciones de tuberías pequeño calibre, tramos muertos, Auxiliar de tuberías y conexiones roscadas. 50 6.7 Inspección y mantenimiento de los dispositivos de alivio de presión (PRD). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 7 Inspección Evaluación de datos, análisis y grabación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 7.1 Tasa de corrosión Determinación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 7.2 El resto de los cálculos de vida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54 7.3 que acaba de instalar sistemas de tuberías o cambios en el servicio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 7.4 de tuberías existentes y sustitución. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 7.5 Determinación PSMA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 7.6 necesario determinar Espesor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 7.7 Evaluación de los resultados de la inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 7.8 Análisis de tensión de tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 7.9 Información y Registros de Inspección de tuberías del sistema. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- v Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST Contenido Página 7.10 Recomendaciones de inspección para reparación o sustitución. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 7.11 Los registros de inspección de las inspecciones externas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 7,12 Tubería de fallo y los informes de fugas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 7.13 Inspección aplazamiento o intervalos de revisión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 8 reparaciones, alteraciones, y recalificación de sistemas de tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 8.1 Reparaciones y Alteraciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61 8.2 Soldadura y Hot Tapping. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 8.3 Re-calificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 9 La inspección de las tuberías enterradas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 9.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69 Por encima de 9.2 grado de vigilancia visual. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 9.3 Encuesta Potencial Primer intervalo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 9.4 Encuesta de vacaciones de tuberías de revestimiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 9.5 resistividad del suelo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 9.7 Métodos de inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 9.8 frecuencia y extensión de la inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 9.9 Las reparaciones en sistemas de tuberías enterradas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 9.10 Records. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 Anexo A Certificación (informativo) Inspector. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 Anexo B Solicitudes (Informativo) para las interpretaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76 Anexo C (informativo) Ejemplos de reparaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 Anexo D (informativo) dos ejemplos del cálculo de PSMA que ilustra el uso de la corrosión Concepto de vida media. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 Bibliografía. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80 las figuras 1 Inyección típica Punto de tuberías del circuito. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 C.1 manga reparación cerco. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77 C.2 parches de reparación pequeños. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78 Tablas 1 Recomendado intervalos máximos de inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 2 Extensión recomendada de Inspección CUI Tras la inspección visual para tuberías susceptibles. . . . . . . 48 3 métodos de soldadura como alternativas a Post-tratamiento térmico de soldadura Calificación Espesor para placas de prueba y ranuras de reparación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 4 Frecuencia de inspección de tuberías enterradas sin protección catódica efectiva. . . . . . . . . . . . . . . . . 73 Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- 9.6 Supervisión de la protección catódica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 Código de tuberías de inspección: inspección en servicio, Clasificación, reparación, y alteración de los sistemas de tuberías 1 Alcance 1.1.1 Cobertura API 570 cubre la inspección, clasificación, reparación, y los procedimientos de alteración para (FRP) los sistemas de tuberías metálicas y de plástico reforzado con fibra de vidrio y los dispositivos de alivio de la presión asociada que se han colocado en el Código de inspección servicio cada aplica a todas las tuberías de proceso de hidrocarburos y productos químicos cubierto de 1.2.1 que se han puesto en servicio menos que se designe específicamente como opcionales por 1.2.2. Esta publicación no cubre la inspección del equipo especialidad incluyendo los instrumentos, tubos del intercambiador y válvulas de control. Sin embargo, este Código de tuberías podría ser utilizado por los propietarios / usuarios en otras industrias y otros servicios a su discreción. Los sistemas de tuberías de procesos que han sido retirados del servicio y abandonados en el lugar ya no están cubiertos por esta “inspección en servicio” Código. Sin embargo abandonada en el lugar de tuberías todavía puede necesitar una cierta cantidad de inspección y / o mitigación de riesgos para asegurar que no se convierta en un peligro para la seguridad del proceso debido al deterioro de continuar. Los sistemas de tuberías de procesos que están temporalmente fuera de servicio, pero se han conservado mothballed (para un posible uso futuro) todavía están cubiertos por este Código. 1.1.2 Intención La intención de este Código es especificar la inspección en servicio y el programa de monitoreo de condiciones, así como orientación de reparación que se necesita para determinar y mantener la integridad en curso de sistemas de tuberías. Ese programa debe proporcionar evaluaciones razonablemente precisos y oportunos para determinar si cualquier cambio en la condición de la tubería, posiblemente, podría poner en peligro un funcionamiento seguro. También es la intención de este Código que el propietario / usuario deberá responder a ningún resultado de inspección que requieren acciones correctivas para asegurar la integridad de la tubería continua coherente con el análisis de riesgos adecuada. API 570 está diseñado para ser utilizado por organizaciones que mantener o tener acceso a un organismo de control autorizado, una organización de reparación, y técnicamente cualificados ingenieros de tuberías, inspectores y examinadores, todo como se define en la Sección 3. 1.1.3 Limitaciones API 570 no se utiliza como un sustituto de los requisitos originales de construcción que regulan un sistema de tuberías antes de que se coloca en el servicio; ni se le utiliza en conflicto con los requisitos reglamentarios vigentes. Si los requisitos de este Código son más estrictos que los requisitos reglamentarios, a continuación, los requisitos de este Código regirán. 1.2 Aplicaciones Específicas El término no metálicos tiene una definición amplia pero en este código se refiere a la fibra reforzada grupos de plástico abarcados por las siglas genéricos de FRP (plástico reforzado con fibra de vidrio) y GRP (plástico reforzado con vidrio). Los, no metálicos generalmente homogéneos extruidos, tales como alta y polietileno de baja densidad no están cubiertos específicamente por este Código. Consulte la API 574 y 129 para MTI orientación sobre cuestiones de degradación e inspección asociados con las tuberías de FRP. 1 Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- 1.1 Aplicación General API 570 2 1.2.1 Servicios de Fluidos Incluidos Salvo lo dispuesto en 1.2.2, API 570 se aplica a los sistemas de tuberías para fluidos de proceso, hidrocarburos, y servicios de fluidos inflamables o tóxicos similares, tales como los siguientes: a), intermedios y derivados del petróleo y productos químicos primas terminados; b) líneas de catalizador; c) hidrógeno, gas natural, gas combustible, y de la llamarada sistemas; d) agua agria y corrientes de desechos peligrosos; e) los servicios de fluidos peligrosos; f) fluidos criogénicos tales como: líquido N 2, MARIDO 2, O 2, y el aire; g) gases de alta presión mayor que 150 psig tales como: gaseoso He, H 2, O 2, y N 2. 1.2.2 opcionales Sistemas de tuberías y Servicios de Fluidos Los servicios de fluidos y clases de sistemas de tuberías que figuran a continuación son opcionales con respecto a los requisitos de API 570: a) los servicios de fluidos peligrosos debajo de los límites umbral designado, tal como se define por las regulaciones jurisdiccionales; b) agua (incluyendo sistemas de protección contra incendios), vapor, vapor condensado, agua de alimentación de caldera, y servicios Categoría D de fluido como se define en ASME B31.3; c) otras clases de tuberías que estén exentos del código de tuberías de proceso aplicable. 1.3 Aptitud para el Servicio (FFS) y la Inspección Basada en Riesgo (RBI) Este Código reconoce la inspección conceptos de aptitud para el servicio de evaluación de daños en servicio de los componentes de tuberías sometidas a presión. API 579-1 / ASME FFS-1, Aptitud para el Servicio proporciona procedimientos de evaluación de la ECA detallados para tipos específicos de daño que se hace referencia en el presente Código. Este Código inspección también reconoce conceptos RBI para determinar los intervalos de inspección o fechas y estrategias de vencimiento. API 580 proporciona el mínimo básico y los elementos recomendados para desarrollar, implementar y mantener un programa de inspección basado en el riesgo (RBI) para equipos fijos, incluidas las tuberías. API 581 proporciona un conjunto de metodologías para la evaluación de riesgos (tanto POF y COF) y para el desarrollo de los planes de inspección. 2 Referencias normativas Los siguientes documentos referenciados son indispensables para la aplicación de este documento. Para las referencias con fecha, sólo se aplica la edición citada. Para las referencias sin fecha se aplica la última edición del documento de referencia (incluyendo cualquier modificación). API 510, Presión Código inspección de navíos: Inspección de mantenimiento, Clasificación, reparación y alteración - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- Norma API 530, Calentador de cálculo de espesores de tubos en refinerías de petróleo Práctica Recomendada API 571, Mecanismos de daños que afectan a los equipos fijos en la industria de refino Práctica Recomendada API 572, Las prácticas de inspección de recipientes a presión Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 3 Práctica Recomendada API 574, Prácticas de inspección para los componentes del sistema de tuberías Práctica Recomendada API 576, La inspección de los dispositivos de alivio de presión Práctica Recomendada API 577, Soldadura Inspección y Metalurgia Práctica Recomendada API 578, Programa de Verificación de material para nuevos y existentes sistemas de tuberías API estándar 579-1 / ASME FFS-1, Aptitud para el Servicio Práctica Recomendada API 580, Inspección basada en riesgos Práctica Recomendada API 583, Corrosión Bajo Aislamiento Práctica Recomendada API 584, Integridad operativo Windows Norma API 598, Comprobación de la válvula y Pruebas API Recommended Practice 939-C, Directrices para evitar incumplimientos en sulfuración (sulfídico) corrosión en refinerías de petróleo Práctica Recomendada API 941, Aceros para Servicio de hidrógeno a temperaturas y presiones elevadas en refinerías de petróleo y plantas petroquímicas Publicación API 2201, Prácticas de seguridad en caliente golpear las industrias petrolera y petroquímica ASME B16.34 1, Las válvulas de brida, roscado, y soldadura Fin ASME B31.3, Proceso de tuberias ASME Código de Calderas y recipientes a presión (BPVC), Sección V, Examen no destructivo ASME BPVC, Sección IX, Los procesos de soldadura Calificaciones ASME PCC-1, Directrices para Límite de presión Asamblea junta de brida empernada ASME PCC-2, Reparación de equipos a presión y tuberías ASTM G57 2, Método para la medición de campo de la resistividad del suelo Uso del cuatro electrodos Método Wenner NACE RP 0472 3, Métodos y controles para evitar en servicio Cracking Ambiental de acero al carbono soldadas en entornos corrosivos Petroleum Refining NACE MR 0103, Materiales resistentes al sulfuro de agrietamiento por esfuerzo en entornos corrosivos Petroleum Refining NACE SP 0102, Dentro de la línea de inspección de tuberías NACE RP 0502, Evaluación Directa corrosión externa tubería. Metodología 1 - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- NFPA 704 4, Sistema normalizado para la identificación de los riesgos de los materiales de Respuesta a Emergencias ASME International, 3 Park Avenue, Nueva York, Nueva York 10016 a 5990, www.asme.org. 2 ASTM International, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, Pennsylvania 19428, www.astm.org. 3 NACE International (anteriormente la Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión), 1440 South Creek Drive, Houston, Texas 77218- 4 Asociación NFPA National Fire Protection, 1 Batterymarch Park Quincy, Massachusetts 02169-7471 EE.UU. 8340, www.nace.org Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 4 3 términos, definiciones, acrónimos y abreviaciones A los efectos de este documento, se aplican los siguientes términos, definiciones, acrónimos y abreviaturas. 3.1 Términos y Definiciones 3.1.1 abandonado en el lugar sistema de tuberías, circuitos o secciones contiguas de los mismos el cumplimiento de todas las condiciones siguientes: se ha dado de baja sin la intención de uso futuro; ha sido completamente de-inventariado / purgado de hidrocarburos / productos químicos; y; es físicamente desconectado (por ejemplo, aire-gapped) de todas las fuentes de energía y / o otras tuberías / equipo. 3.1.2 material de aleación Cualquier material metálico (incluyendo materiales de relleno de soldadura) que contiene elementos de aleación, tales como cromo, níquel, o molibdeno, que se añaden intencionadamente para mejorar las propiedades mecánicas o físicas y / o resistencia a la corrosión. Las aleaciones pueden ser ferroso o no ferroso base. Los aceros al carbono en cuenta que no se consideran aleaciones, a los efectos de este Código. 3.1.3 modificación Un cambio físico en cualquier componente que tiene implicaciones de diseño que afectan a la presión que contiene la capacidad o la flexibilidad de un sistema de tuberías más allá del alcance de su diseño original. Las siguientes no se consideran alteraciones: comparables o duplicar reemplazos y sustituciones en especie. 3.1.4 código aplicable El código, la sección de código, u otra norma de ingeniería reconocida y generalmente aceptada o en la práctica a la que el sistema de tuberías se construyó o que se considera por el propietario / usuario o el ingeniero de la tubería para ser el más apropiado para la situación, incluyendo pero no limitado a la última edición de ASME B31.3. 3.1.5 autorización Aprobación / acuerdo para llevar a cabo una actividad específica (por ejemplo, la reparación de la tubería) antes de la actividad que se realiza. 3.1.6 agencia de inspección autorizada Se define como cualquiera de los siguientes: a) la organización de inspección de la jurisdicción en la que se utiliza el sistema de tuberías, b) la organización de inspección de una compañía de seguros que está autorizado o registrado para escribir un seguro para los sistemas de tuberías; c) un propietario o usuario de los sistemas de tuberías que mantiene una organización de inspección para las actividades relativas sólo a su equipo y no para sistemas de canalización destinados a la venta o reventa; d) una organización de inspección independiente empleada por o bajo contrato con el propietario / usuario de los sistemas de tuberías que son utilizados solamente por el propietario / usuario y no para la venta o reventa; e) una organización independiente de inspección autorizado o reconocido por la jurisdicción en la que se utiliza el sistema de tuberías y empleada o bajo contrato con el propietario / usuario. - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 5 3.1.7 inspector tuberías autorizado Un empleado de una organización propietario / usuario o el organismo de control autorizado (3.1.6) que está calificado y certificado por examen bajo las disposiciones del Artículo 4 y el anexo A y es capaz de realizar las funciones especificadas en la API 570, donde contratado o dirigido a hacer asi que. Un examinador ECM no se requiere para ser un inspector de tuberías autorizado. Cada vez que el inspector término se utiliza en API 570, se refiere a un inspector de tuberías autorizado. 3.1.8 tubería auxiliar Instrumento y la tubería maquinaria, típicamente de pequeño calibre tuberías de proceso secundario que puede aislarse de los sistemas de tuberías primarias pero que normalmente no se aísla. Los ejemplos incluyen líneas de lavado, líneas de aceite de foca, líneas analizador, líneas de balance, líneas de gas tampón, los desagües y conductos de ventilación. 3.1.9 ubicaciones de monitorización de estado CMLs Espacios para en los sistemas de tuberías donde exámenes periódicos se llevan a cabo a fin de evaluar la condición de la tubería. CMLs puede contener uno o más puntos de examen y utilizar múltiples técnicas de inspección que se basan en el mecanismo de daño predicho (s). CMLs puede ser una sola área pequeña en un sistema de tuberías por ejemplo, un 2 en. Diámetro del punto o plano a través de una sección de una tubería donde existen puntos de examen en los cuatro cuadrantes del plano. NOTA CML ahora incluyen, pero no se limitan a lo que se llamó anteriormente TMLS. 3.1.10 código de construcción El código o norma a la que el sistema de tuberías se construyó originalmente (por ejemplo, B31.3 de ASME). 3.1.11 punto de contacto Los lugares en los que un tubo o componente descansa sobre o contra un soporte u otro objeto que puede aumentar su susceptibilidad a la corrosión externa, fretting, desgaste o deformación especialmente como resultado de la humedad y / o recogida de los sólidos en la interfaz de la tubería y de apoyo miembro. 3.1.12 tolerancia de corrosión Espesor del material en exceso del espesor mínimo requerido para permitir la pérdida de metal (por ejemplo, la corrosión o erosión) durante la vida de servicio del componente de tubería. NOTA asignación de corrosión no se utiliza en los cálculos de resistencia de diseño. 3.1.13 barrera contra la corrosión La tolerancia de corrosión en el equipo de FRP compone típicamente de una superficie interior y una capa interior que se especifica como necesario para proporcionar la mejor resistencia total al ataque químico. 3.1.14 velocidad de corrosión La tasa de pérdida de metal (por ejemplo, reducción en el espesor debido a la erosión, la erosión / corrosión o la reacción (s) química con el medio ambiente, etc.) de los mecanismos de daños internos y / o externos. 3.1.15 especialista de la corrosión Una persona aceptable para el propietario / usuario que está bien informado y con experiencia en las químicas de proceso específico, los mecanismos de degradación, selección de materiales, métodos de mitigación de corrosión, las técnicas de vigilancia a la corrosión, y su impacto en los sistemas de tuberías. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST 6 API 570 3.1.16 la corrosión bajo aislamiento (CUI) la corrosión externa de acero al carbono y tuberías de acero de baja aleación resultante de agua atrapada debajo del aislamiento. estrés cloruro externa agrietamiento por corrosión (ECSCC) de acero inoxidable austenítico y dúplex bajo aislamiento también se clasifica como daños CUI. 3.1.17 válvulas de retención críticos Las válvulas de retención en los sistemas de tuberías que han sido identificados como vital para la seguridad del proceso (véase 5.13). Las válvulas de retención críticos son aquellos que necesitan para funcionar de forma fiable con el fin de evitar la posibilidad de eventos peligrosos o consecuencias sustanciales deben revertir producen flujo. 3.1.18 servicio cíclico Se refiere a las condiciones de servicio que pueden resultar en la carga cíclica y producir daños por fatiga o fallo (por ejemplo, la carga cíclica de la presión, térmica, y / o cargas mecánicas). Otras cargas cíclicas asociados con la vibración pueden surgir a partir de fuentes tales como el impacto, los vórtices de flujo turbulento, la resonancia en los compresores, y el viento, o cualquier combinación de los mismos. También vea API / ASME 579-1 / ASME FFS-1, Definición del Servicio cíclica, en la Sección I.13 y los métodos de cribado en el Anexo B1.5, así como la definición de “condiciones cíclicas severas” en ASME B31.3 Sección 300.2, Definiciones. 3.1.19 mecanismo de daños Cualquier tipo de deterioro encontrado en la industria de refino y química proceso que puede resultar en la pérdida de metal / defectos / defectos que pueden afectar a la integridad de los sistemas de tuberías (por ejemplo, la corrosión; craqueo; erosión; abolladuras; y otros impactos mecánicos, físicos o químicos) . Ver API 571 para obtener una lista completa y descripción de los mecanismos de daño que pueden afectar a los sistemas de tuberías de procesos en las industrias de refino, petroquímica y de procesos químicos. 3.1.20 tasa de daños La tasa de deterioro distintos de la corrosión, es decir, tasa de formación de grietas, la tasa de HTHA, velocidad de fluencia, etc. 3.1.21 tramos muertos Componentes de un sistema de tuberías que normalmente tienen poco o ningún flujo significativo. Algunos ejemplos incluyen blanqueó (ciego) ramas, líneas con válvulas de bloqueo normalmente cerrados, líneas con un extremo en blanco, patas de apoyo ficticias presurizados, control estancada derivación de válvula de la tubería, la tubería de la bomba de repuesto, bridas nivel, presión aliviar entrada del dispositivo y la tubería de colector de salida, la bomba de recortar las líneas de derivación, conductos de ventilación de alto punto, los puntos de muestreo, los desagües, las hemorragias, y conexiones de instrumentos. Tramos muertos también incluyen tuberías que ya no está en uso, pero todavía está conectado al proceso. 3.1.22 defecto Una imperfección de un tipo o magnitud superior a los criterios de aceptación. 3.1.23 presión de diseño (de un componente de la tubería) que la presión de diseño definido en la ASME B31.3 y otras secciones de código y está sujeto a las mismas reglas relativas a los derechos de emisión para las variaciones de presión o la temperatura o ambos. temperatura de diseño (de un componente de sistema de tuberías) La temperatura a la que, bajo la presión coincidente, se requiere el mayor espesor o más alta calificación componente. Es la misma que la temperatura de diseño definido en la ASME B31.3 y otras secciones de código y está sujeto a las mismas reglas relativas a los derechos de emisión para las variaciones de presión o la temperatura o ambos. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- La presión a la más severa condición de presión coincidente interna o externa y la temperatura (mínima o máxima) que se espera durante el servicio. Es la misma P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 7 Cambiando de componentes en el mismo sistema de tuberías o circuito puede tener diferentes temperaturas de diseño. En el establecimiento de esta temperatura, debe considerarse la posibilidad de procesar las temperaturas del fluido, la temperatura ambiente, las temperaturas de los medios de refrigeración de calefacción /, y el aislamiento. 3.1.24 punto de inspección punto de grabación en el punto de prueba punto de medición. Una ubicación específica en un sistema de tuberías para obtener una medición del espesor repetible para el propósito de establecer una velocidad de corrosión precisa. CML puede contener múltiples puntos de examen. punto NOTA de prueba es un término ya no está en uso como “prueba” en este Código se refiere a ensayos mecánicos o físicos (por ejemplo, ensayos de tracción o pruebas de presión). 3.1.25 exámenes El acto de realizar cualquier tipo de ECM para el propósito de la recogida de datos y / o funciones de control de calidad realizado por examinadores. Exámenes NOTA serían típicamente aquellas acciones llevadas a cabo por ECM de personal, de soldadura o de revestimiento inspectores, pero también pueden ser realizadas por los inspectores de tuberías autorizados. 3.1.26 examinador Una persona que ayuda al inspector mediante la realización de ECM específica sobre los componentes del sistema de tuberías y evalúa a los criterios de aceptación aplicables (donde calificado para hacerlo), pero no evalúa los resultados de los exámenes de acuerdo con API 570 requisitos, a menos que específicamente entrenado y autorizado para ello por el propietario / usuario. 3.1.27 inspección externa Una inspección visual realizado desde el exterior de un sistema de tuberías para localizar problemas externos que podrían afectar la capacidad de los sistemas de tuberías para mantener la integridad de la presión (ver 5.5.4). inspecciones externas también tienen la intención de encontrar las condiciones que comprometen la integridad del recubrimiento y el aislamiento de cubierta, las estructuras y los archivos adjuntos de apoyo (por ejemplo, puntales, soportes de tuberías, zapatos, perchas, instrumento, y conexiones de ramales pequeños). 3.1.28 Evaluación de aptitud para el servicio Una metodología de ingeniería mediante el cual los defectos y otro deterioro / daños contenidos dentro de los sistemas de tuberías se evalúan con el fin de determinar la integridad estructural de la tubería para el servicio continuo (ver API 579-1 / ASME FFS-1). 3.1.29 apropiado componente de tubería asocia generalmente con una conexión de rama, un cambio de dirección o cambio en el diámetro de la tubería. Bridas no se consideran accesorios. 3.1.30 materiales inflamables Como se usa en este Código, incluye todos los líquidos que apoyarán combustión. Consulte la norma NFPA 704 para obtener orientación sobre la clasificación de los fluidos en 6.3.4. NOTA Algunos documentos reguladores incluyen definiciones separadas de inflamables y combustibles en base a su punto de inflamación. En este documento inflamable se utiliza para describir tanto y el punto de inflamación, punto de ebullición, temperatura de ignición de automóviles u otras propiedades se utilizan además para describir mejor el peligro. 3.1.31 punto de inflamación La temperatura más baja a la que un producto inflamable emite suficiente vapor para formar una mezcla inflamable en el aire, (por ejemplo, punto de inflamación de la gasolina es de aproximadamente -45 ° F, punto de inflamación de diesel varía de aproximadamente 125 ° F a 200 ° F). - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST 8 API 570 NOTA Se requiere una fuente de ignición para provocar la ignición por encima del punto de inflamación, pero por debajo de la temperatura de auto-ignición. 3.1.32 defecto Una imperfección en un sistema de tuberías generalmente detectada por ECM que puede o no puede ser un defecto dependiendo de los criterios de aceptación aplicados. 3.1.33 corrosión general La corrosión que se distribuye más o menos uniformemente sobre la superficie de la tubería, en lugar de ser localizada en la naturaleza. 3.1.34 punto de espera Un punto en el proceso de reparación o alteración más allá del cual trabajo no puede proceder hasta que la inspección / examen requerido se ha realizado y verificado. 3.1.35 imperfección Los defectos u otras discontinuidades observaron durante la inspección que puede estar sujeto a los criterios de aceptación durante un análisis de ingeniería y la inspección. 3.1.36 indicación Una respuesta o evidencia resultante de la aplicación de una técnica de evaluación no destructiva. 3.1.37 examinador UT ángulo de haz de la industria calificado Una persona que posea una cualificación ultrasónica haz de ángulo de API (por ejemplo, API QUTE / Detección qUtilice y Análisis calibrado) o una cualificación equivalente aprobado por el propietario / usuario. NOTA Reglas de equivalencia se definen en la página web de la API ICP. 01.03.38 punto de inyección puntos de inyección son lugares donde se introduce agua, vapor, productos químicos o aditivos de proceso en una corriente de proceso a tasas relativamente bajas de flujo / volumen, en comparación con la velocidad de flujo / volumen de la corriente principal. NOTA Los inhibidores de corrosión, neutralizadores, proceso antiincrustantes, desemulsionantes de-Salter, eliminadores de oxígeno, cáusticos, y lavados de agua más a menudo se juzgue que requieren especial atención en el diseño del punto de inyección. aditivos de proceso, productos químicos y agua se inyectan en corrientes de proceso con el fin de alcanzar los objetivos específicos del proceso. puntos de inyección no incluyen lugares en los que dos corrientes de ejemplo agentes clorante en reformadores, inyección de agua en sistemas de techo, la inyección de polisulfuro en gas húmedo de craqueo catalítico, las inyecciones antiespumantes, inhibidores, y neutralizadores. 3.1.39 en el servicio Designa un sistema de tuberías que se ha colocado en funcionamiento en lugar de nueva construcción antes de ser puesta en servicio o retirado. Un sistema de tuberías no actualmente en funcionamiento debido a una interrupción de proceso todavía se considera que está en servicio. La etapa operativa de un ciclo de vida sistema de tuberías que comienza tras la puesta en marcha inicial y termina cuando el sistema de tuberías es finalmente retirado del servicio o abandonado en su lugar. NOTA 1 No incluye los sistemas de tuberías que todavía están en construcción o en el transporte al sitio antes de ser colocado en los sistemas de servicio o de tuberías que han sido retirados. NOTA 2 sistemas de tuberías que no están actualmente en funcionamiento debido a una interrupción temporal de la actividad de mantenimiento de otro proceso, plazos de entrega, o todavía se consideran para ser instalado tuberías de repuesto también se considera en el servicio “en el servicio.”; mientras que las tuberías de recambio que no está instalado, no se considera en el servicio. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- proceso se unen (véase 3.1.60, puntos de mezcla). P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 9 3.1.40 en el servicio de inspección Todas las actividades de inspección asociados con la tubería después de que haya sido colocado inicialmente en servicio, pero antes de que haya sido retirado. 3.1.41 inspección La evaluación externa, interna o en la corriente (o cualquier combinación de los tres) de la condición de la tubería realizada por el inspector autorizado o su designado /. NOTA ECM puede llevarse a cabo por examinadores a discreción del inspector de tuberías autorizada responsable y formar parte del proceso de inspección, pero el inspector de tuberías autorizada responsable deberá revisar y aprobar los resultados. 3.1.42 código de inspección Acortado título de este Código (API 570). 3.1.43 plan de inspección A comprobado una serie de acciones y estrategias que detallan el alcance, la medida, los métodos y temporización de las actividades de inspección específicos con el fin de determinar las condiciones de un sistema de tuberías / circuito basado en el daño definido / esperado. (Ver 5.1). 3.1.44 inspector Un inspector de tuberías autorizado por este Código inspección. 3.1.45 ventana de funcionamiento de integridad (OIA) límites establecidos para las variables de proceso (parámetros) que pueden afectar a la integridad del equipo si la operación de proceso se desvía de los límites establecidos para una cantidad de tiempo predeterminada. Ver 4.3.1.4. 3.1.46 Servicio intermitente El estado de un sistema de tuberías por lo que no está en servicio de funcionamiento continuo, es decir, que funciona a intervalos regulares o irregulares en lugar de continuamente. NOTA rotaciones ocasionales u otras paradas de mantenimiento poco frecuentes en un servicio de proceso de otra manera continua no constituye un servicio intermitente. 3.1.47 inspección interna Una inspección realizada en la superficie interior de un sistema de tuberías usando métodos y / o ECM visuales (por ejemplo boroscopio). NDE en el exterior de la tubería para determinar el espesor restante no constituye una inspección interna. 3.1.48 jurisdicción Una administración gubernamental legalmente constituida que pueden adoptar normas relativas a procesar sistemas de tuberías. 3.1.49 - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- brida nivel El conjunto de tuberías asociadas con un indicador de nivel conectado a un recipiente. 3.1.50 guarnición Un material no metálico o metálico, instalado en el interior de la tubería, cuyas propiedades se adaptan mejor para resistir el daño en el proceso de que el material de sustrato. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST 10 API 570 3.1.51 corrosión localizada Deterioro restringido a las regiones aisladas en un sistema de tuberías, es decir, la corrosión que se limita a un área limitada de la superficie de metal (por ejemplo, la corrosión no uniforme). 3.1.52 bloqueo y etiquetado Un procedimiento de seguridad utilizado para asegurar que la tubería está adecuadamente aislado y no puede ser activado o poner de nuevo en servicio antes de la finalización de la inspección, mantenimiento o trabajos de mantenimiento. 3.1.53 reparaciones mayores Reparaciones de soldadura que implican la extracción y sustitución de grandes sectores de los sistemas de tuberías. 3.1.54 gestión del cambio MOC Un sistema de gestión documentado para revisión y aprobación de cambios (tanto físicas como de proceso) para sistemas de tuberías antes de la implementación del cambio. El proceso MOC incluye la participación del personal de inspección que puede ser necesario alterar los planes de inspección, como resultado del cambio. 01.03.55 programa de verificación de material de Un procedimiento de aseguramiento de la calidad documentado utilizado para evaluar materiales de aleación metálica (incluyendo piezas soldadas y archivos adjuntos cuando se especifique) para verificar la conformidad con el material de aleación seleccionado o especificado designado por el propietario / usuario. NOTA Este programa puede incluir una descripción de los métodos para las pruebas de material de aleación, componente físico marcado, y mantenimiento de registros del programa (ver API 578). 3.1.56 máximo PSMA presión de trabajo permisible La presión interna máxima permitida en el sistema de tuberías para el funcionamiento continuado a la más severa condición de presión coincidente interna o externa y la temperatura (mínima o máxima) que se espera durante el servicio. Es la misma que la presión de diseño, como se define en ASME B31.3 y otras secciones de código, y está sujeta a las mismas reglas relativas a los derechos de emisión para las variaciones de presión o la temperatura o ambos. Si el sistema de tuberías está siendo rerated, el nuevo PMTP será la PSMA rerated. 3.1.57 espesor mínimo de alerta (espesor de la bandera) Un espesor mayor que el espesor mínimo requerido que proporciona para la alerta temprana de la cual el futuro la vida útil de la tubería se gestiona - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- mediante una mayor inspección y evaluación de vida útil restante. 3.1.58 temperatura mínima de diseño del metal / mínima MDMT temperatura permisible / MAT La temperatura del metal permisible más bajo para un material dado a un espesor especificado sobre la base de su resistencia a la rotura frágil. En el caso de MAT, puede ser una temperatura única, o un sobre de temperaturas de funcionamiento admisibles en función de la presión. Por lo general, es la temperatura mínima a la que una carga significativa se puede aplicar a un sistema de tubería como se define en el código de construcción aplicable. Se podría también realizarse mediante una evaluación Fitness- por servicio. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 11 01.03.59 espesor mínimo requerido T min El espesor sin tolerancia de corrosión para cada componente de un sistema de tuberías en base a los cálculos de código de diseño apropiadas y código esfuerzo admisible que consideran presión, cargas mecánicas y estructurales. NOTA Como alternativa, los espesores mínimos requeridos pueden ser reevaluados utilizando el análisis de aptitud para el servicio de acuerdo con API 579-1 / ASME FFS-1. 3.1.60 punto de mezcla puntos de mezcla son ubicaciones en un sistema de tuberías de proceso en el que dos o más corrientes se encuentran. La diferencia en las corrientes puede ser composición, la temperatura o cualquier otro parámetro que pueda causar un deterioro y puede requerir consideraciones de diseño adicionales, límites de funcionamiento, inspección y / o de supervisión del proceso. 01.03.61 no conformidad Un elemento que no está de acuerdo con los códigos específicos, normas u otros requisitos. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- NOTA Una no conformidad no significa necesariamente que el artículo es defectuoso o que el artículo no es conveniente para el servicio continuo. 01.03.62 límite nonpressure Componentes y archivos adjuntos de, o la porción de la tubería que no contiene la presión del proceso. Clips ejemplo, zapatos, repads, soportes, placas de desgaste, nonstiffening anillos de soporte de aislamiento, etc. 01.03.63 fuera de las instalaciones de tuberías Los sistemas de tuberías no incluidos dentro de los límites trama de contorno de una unidad de proceso, tales como, un hidrocraqueador, un cracker de etileno o una unidad de crudo. Ejemplo Tank tuberías granja y la tubería de estante de tubería de conexión entre el exterior de los límites de la unidad de proceso. 01.03.64 en el lugar de tuberías Los sistemas de tuberías incluyen dentro de los límites de la trama de las unidades de proceso, como por ejemplo, un hidrocraqueador, un cracker de etileno, o una unidad de crudo. 01.03.65 en la corriente de tuberías Los sistemas de tuberías que no han sido aislados y descontaminados, es decir, todavía conectadas a sistemas de tuberías en servicio el equipo de proceso en cuenta que están en el flujo puede estar llena de producto durante el proceso normal o vacío o todavía pueden tener fluidos de proceso residuales en ellos y no estar actualmente parte del sistema de proceso (por ejemplo temporalmente con válvula-fuera de servicio). 01.03.66 en operación de inspección Una inspección realizada desde el exterior de los sistemas de tuberías mientras están en funcionamiento utilizando procedimientos ECM para establecer la idoneidad de la barrera de presión para el funcionamiento continuado (ver 5.5.2). 01.03.67 inspección vencida inspecciones de tuberías para equipos en servicio que no se han realizado por parte de sus fechas de vencimiento establecidas documentados en el programa de inspección / plan y que no tienen un aplazamiento aprobado por 7,10. Un sistema de tuberías no está en funcionamiento debido a un corte proceso no sería considerada atrasada para su inspección, si la fecha de vencimiento coincide con el tiempo que está fuera de servicio; Sin embargo, sería vencida para la inspección si se coloca de nuevo en servicio antes de ser inspeccionado. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST 12 API 570 01.03.68 tuberías sobre el agua Tuberías encuentra en donde una fuga podría provocar una descarga en arroyos, ríos, bahías, etc., lo que resulta en un potencial incidente ambiental. 01.03.69 propietario / usuario La organización que ejerce el control sobre la operación, ingeniería, inspección, reparación, modificación, pruebas de presión, y la calificación de los sistemas de tuberías. 01.03.70 propietario / usuario del Inspector Un inspector autorizado empleado por un propietario / usuario que ha calificado mediante examen bajo las disposiciones del Artículo 4 y el anexo A. 03/01/71 tubería Un cilindro estanco a la presión utilizado para transmitir, distribuir, mezclar, separada, de descarga, metro, control o desairar flujos de fluido, o para transmitir una presión de fluido y que se designa ordinariamente “pipe” en las especificaciones de materiales aplicables. Materiales NOTA designados como “tubo” o “tubo” en las especificaciones se tratan como tubo en el presente Código cuando se destine a servicio presión externa para despedido calentadores. Canalización Interna para hornos de fuego debe estar en conformidad con la norma API 530. 01.03.72 tuberías piperack tuberías de proceso que está soportado por puntales o traviesas consecutivas (incluyendo bastidores puente y extensiones). 01.03.73 circuito de tuberías esperados y es de las condiciones de diseño similares y material de construcción en la que por el tipo esperado y tasa de daño razonablemente se puede esperar que ser el mismo . NOTA 1 unidades de proceso complejo o sistemas de tubería se divide en circuitos de tuberías para gestionar las inspecciones necesarias, análisis de datos y mantenimiento de registros. NOTA 2 Al establecer los límites de un circuito de tuberías particular, puede ser dimensionado para proporcionar un paquete práctico para el mantenimiento de registros y la realización de la inspección de campo. 01.03.74 ingeniero de la tubería Uno o más personas u organizaciones aceptables para el propietario / usuario que son conocimientos y experiencia en las disciplinas de ingeniería asociados con la evaluación de características mecánicas y de materiales que afectan a la integridad y fiabilidad de los componentes y sistemas de tuberías. El ingeniero de tuberías, mediante la consulta con los especialistas adecuados, debe considerarse como un compuesto de todas las entidades necesarias para atender adecuadamente los requerimientos de diseño de tuberías. 01.03.75 carrete de tubería Una sección de tubería con una brida u otro accesorio de conexión, tal como una unión, en ambos extremos, que permite la eliminación de la sección del sistema. 3.1.76 sistema de tuberías Un montaje de tubo interconectado que típicamente están sujetos a la misma (o casi el mismo) la composición del fluido de proceso y / o las condiciones de diseño. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Una subsección de sistemas de tuberías que incluye tuberías y componentes que están expuestos a un entorno de proceso de corrosividad similar y mecanismos de daño P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 13 sistemas de tuberías NOTA también incluyen elementos de tubo de soporte (por ejemplo, resortes, ganchos, guías, etc.), pero no incluyen estructuras de soporte, tales como marcos estructurales, vigas verticales y horizontales y las fundaciones. 03/01/77 picaduras Localizada a la corrosión de una superficie metálica en un área pequeña y toma la forma de cavidades llamadas pits. Las picaduras pueden ser muy localizada (incluyendo un solo pozo) o de amplia difusión en una superficie de metal. 01.03.78 material positivo PMI identificación Cualquier evaluación física o la prueba de un material para confirmar que el material, que ha sido o va a ser colocado en servicio, es consistente con el material de aleación seleccionado o especificado designado por el propietario / usuario. Tenga en cuenta estas evaluaciones o pruebas pueden proporcionar información cualitativa o cuantitativa que es suficiente para verificar la composición de aleación nominal (ver API 578). 01.03.79 posterior a la soldadura PWHT tratamiento térmico Un proceso de trabajo que consiste en el calentamiento de una pieza soldada toda o sección de tubería fabricado a una temperatura elevada después de la finalización de la soldadura con el fin de aliviar los efectos perjudiciales de la soldadura de calor, tal como la reducción de las tensiones residuales, la reducción de la dureza, y / o ligeramente modificar las propiedades ( ver ASME B31.3, párrafo 331). 3.1.80 barrera de presión La porción de la tubería que contiene elementos de retención de tubería unidos o ensamblados en los sistemas de tuberías que contiene estanca a los fluidos de presión la presión. componentes de frontera de presión incluyen tuberías, tubos, accesorios, bridas, juntas, pernos, válvulas, y otros dispositivos tales como juntas de expansión y juntas flexibles. NOTA También ver definición de los límites sin presión. 01.03.81 espesor de diseño presión espesor de pared de tubo permitido mínimo necesario para mantener la presión de diseño a la temperatura de diseño. NOTA 1 Presión espesor de diseño se determina utilizando la fórmula código de clasificación, incluyendo espesor refuerzo necesario. NOTA 2 Presión espesor de diseño no incluye espesor para cargas estructurales, tolerancia de corrosión, o tolerancias de molino y por lo tanto no debe usarse como el único determinante de la integridad estructural para tuberías de proceso típico (por ejemplo 7,3). 01.03.82 tuberías de proceso primario tuberías de proceso en el servicio normal, activo que no puede ser valved-off o, si se valved fuera, afectaría significativamente unidad de operabilidad. tuberías de proceso primario típicamente no incluye pequeño orificio o tuberías de proceso auxiliar (véase también la tubería de proceso secundario). 01.03.83 procedimientos Un documento que especifica o describe cómo una actividad se va a realizar en un sistema de tuberías, a menudo una descripción paso a paso (por ejemplo, procedimiento temporal reparación, procedimiento de inspección externo, procedimiento de punción caliente, procedimiento ECM, etc). NOTA Un procedimiento puede incluir métodos a ser empleados, equipos o materiales a utilizar, calificaciones del personal asociado, y la secuencia de trabajo. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 14 01.03.84 proceso de tuberias Hidrocarburos o químico tubería situada en, o asociado con una instalación de refinería o de fabricación. Tuberías de proceso incluye piperack, patio de tanques y tuberías unidad de proceso, pero la tubería utilidad excluye (por ejemplo, vapor, agua, aire, nitrógeno, etc). 01.03.85 seguro de calidad Todo planificada y sistemática, y las acciones preventivas necesarias para determinar si los materiales, equipos o servicios cumplirán con los requisitos especificados de manera que la tubería llevará a cabo de manera satisfactoria en servicio. planes de control de calidad se especificarán las actividades y los exámenes de control de calidad necesarios. Nota del contenido de un sistema de gestión de inspección de control de calidad de los sistemas de tuberías se describen en el punto 4.3.1. 3.1.86 control de calidad Esas actividades físicas que se realizan para comprobar la conformidad con las especificaciones de acuerdo con el plan de aseguramiento de la calidad (por ejemplo, técnicas de END, sostienen las inspecciones, verificaciones puntuales de material, comprobación de documentos de certificación, etc.). 03/01/87 renovación Actividad que descarta un componente, ajuste, o porción existente de un circuito de tuberías y la reemplaza con nuevas o existentes materiales de piezas de los mismos o mejores cualidades como los componentes de tuberías originales. 01/03/88 reparación El trabajo necesario para restaurar un sistema de tuberías a una condición adecuada para una operación segura en las condiciones de diseño. NOTA Si alguno de los cambios de restauración dan lugar a un cambio de temperatura o presión de diseño, los requisitos para la re-calificación también serán saciados. Cualquier soldadura, corte, o la operación de molienda en un componente de tuberías que contiene la presión no se consideran específicamente una alteración se considera una reparación. Las reparaciones pueden ser temporales o permanentes (véase la Sección 8). 01.03.89 organización de reparación Cualquiera de los siguientes: a) un propietario / usuario de los sistemas de tuberías que repara o altera su propio equipo de acuerdo con la norma API 570, b) un contratista cuyas calificaciones son aceptables para el propietario / usuario de sistemas de tuberías y que hace reparaciones o modificaciones de acuerdo con API 570, c) una organización que esté autorizado por, aceptable para, o de otra manera no esté prohibido por la jurisdicción y que hace las reparaciones de acuerdo con API 570. 01/03/90 calificación El proceso de trabajo de hacer cálculos para establecer presiones y temperaturas apropiadas para un sistema de tuberías, incluyendo la presión de diseño / temperatura, PSMA, mínimos estructurales, espesores requeridos, etc. 3.1.91 recalificación Un cambio en la temperatura de diseño, la presión de diseño o de la presión de trabajo máxima permitida de un sistema de tuberías (a veces llamado valoraciones). NOTA Un recalificación puede consistir en un aumento, una disminución, o una combinación de ambos. Reducción de potencia por debajo de las condiciones de diseño originales es un medio para proporcionar una mayor tolerancia de corrosión. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 15 01.03.92 retirado del servicio Los sistemas de tuberías que ya no se van a utilizar para cualquier servicio de proceso. 01.03.93 RBI inspección basada en el riesgo Un proceso de gestión de la evaluación de riesgos y el riesgo que se centra en la planificación de la inspección de los sistemas de tuberías para la pérdida de contención en instalaciones de procesamiento, que considera tanto la probabilidad de fallo y la consecuencia de un fallo debido a los materiales de construcción de deterioro. Ver 5.2. 03/01/94 escaneo El movimiento de un dispositivo (visual, ultrasonidos, etc.) en un área amplia en oposición a una lectura de punto y se utiliza para encontrar defectos / defectos (por ejemplo, la medición del espesor más delgado en un CML o formación de grietas en una pieza soldada). Véase la orientación contenida en API 574. 3.1.95 tuberías de proceso secundario Tuberías de proceso situado aguas abajo de una válvula de bloqueo que puede ser apagado valved-sin afectar significativamente a la capacidad de funcionamiento la unidad de proceso se conoce comúnmente como tuberías de proceso secundario. A menudo, las tuberías de proceso secundario es de tuberías de pequeño calibre (SBP). 3.1.96 de pequeño calibre tuberías SBP Tubería o componentes que son menos que o igual a NPS 2. 3.1.97 suelo-aire interfaz SAI Un área en la que la corrosión externa puede presentarse o acelerado en el tubo parcialmente enterrado o tubo enterrado cerca de donde se egresos del suelo. NOTA La zona de la corrosión puede variar dependiendo de factores tales como la humedad, contenido de oxígeno del suelo, y la temperatura de funcionamiento. La zona en general se considera que es al menos 12 in. (305 mm) por debajo de 6 pulg. (150 mm) por encima de la superficie del suelo. Pipe funcionamiento en paralelo con la superficie del suelo que los contactos se incluye el suelo. 01.03.98 espesor mínimo estructural espesor mínimo requerido sin tolerancia de corrosión, en base a las cargas mecánicas distintas de presión que resultan en tensión longitudinal. Véase 7.6. NOTA El espesor es ya sea determinada a partir de un estándar de cálculos tabla o de ingeniería. No incluye espesor para tolerancias tolerancia de corrosión o de molino. 01.03.99 reparaciones temporales Las reparaciones realizadas a los sistemas de tuberías con el fin de restaurar la integridad suficiente para continuar la operación segura hasta que las reparaciones permanentes pueden programarse y realizarse dentro de un período de tiempo aceptable para el inspector y / o la tubería ingeniero NOTA accesorios de inyección en válvulas para sellar fugitivo (LDAR) procedentes de sello del vástago de la válvula no son considerados como “reparaciones temporales” como se describe en 8.1.4.1 y 8.1.5 en este Código. - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 dieciséis 3.1.100 prueba Procedimientos utilizados para determinar la estanqueidad de presión, la dureza del material, la fuerza y tenacidad a la entalla. EJEMPLO Ejemplo: La prueba de presión, si realiza hidrostáticamente, neumáticamente, o una combinación de hidrostática / neumático o ensayos mecánicos. Nota sobre los exámenes no se refiere a ECM utilizando técnicas tales como PT, MT, etc. 3.1.101 tuberías de tanques tuberías de proceso dentro de diques de tanques o directamente asociado con un patio de tanques. 3.1.102 tuberías utilidad tuberías para no proceso asociado con una unidad de proceso (por ejemplo, vapor, aire, agua, nitrógeno, etc.) 3.2 Abreviaturas y siglas Instituto Americano de Petróleo COMO YO Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos ASNT Sociedad Americana para Pruebas No Destructivas AUT Automatizado examen ultrasónico BPVC caldera y el código de recipiente de presión (de ASME) CMB botón de monitoreo computarizado LMC ubicación de monitorización de estado CP protección catódica CUI la corrosión bajo aislamiento, incluyendo el estrés agrietamiento por corrosión bajo aislamiento EMAT transductor acústico electromagnética ECSCC cloruro externa agrietamiento por corrosión bajo estrés ET Eddy técnica actual FFS Aptitud para el Servicio FRP plástico de fibra de vidrio reforzada GWT examen de onda guiada HIC fisuración inducida por hidrógeno CARNÉ DE IDENTIDAD Diámetro interno ILI inspección en línea OIA ventana de funcionamiento integridad ISO dibujo isométrico de inspección LDAR la detección de fugas y reparación (de emisiones fugitivas) LT a largo plazo ESTERA - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- API temperatura mínima permisible PMTP presión máxima de trabajo permitida MDMT de diseño mínima temperatura del metal MDR informes de datos del fabricante MFL fuga de flujo magnético Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS MOC gestión del cambio MONTE técnica de partículas magnéticas MTR informe de prueba de material (informe de la prueba molino) NACE NACE International, la Sociedad de la corrosión, anteriormente Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión ECM Examen no destructivo NPS tamaño de tubería nominal (seguido, en su caso, por el número específico designación de tamaño sin un símbolo de pulgada) sobredosis diámetro exterior OSHA Administración de Seguridad y Salud PAUT técnica ultrasónica phased array PCC Comité de Construcción de correos (ASME) PEC corriente de Foucault pulsada PMI Identificación Positiva de Materiales - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- PQR registro de calificación procedimiento PRD dispositivo de alivio de la presión PRT examen radiográfico perfil PT técnica líquido penetrante PWHT tratamiento térmico de post-soldadura RBI la inspección basada en el riesgo RFID dispositivos de identificación por radiofrecuencia RT RTP examen radiográfico (método) o la radiografía 17 plástico termoestable reforzado EFS interfaz de aire del suelo SCC corrosión bajo tensión PAS tuberías de pequeño calibre SDO normas organización de desarrollo (por ejemplo, API, ASME, NACE) ST término corto SMYS límite elástico mínimo especificado TML lugar de monitoreo espesor Utah técnica ultrasónica WPS especificacion del procedimiento de soldadura 4 Propietario Organización Inspección / Usuario 4.1 Generalidades Un propietario / usuario de los sistemas de tuberías ejercerá el control del programa de inspección sistema de tuberías, las frecuencias de inspección y mantenimiento y es responsable de la función de un organismo de control autorizado, de conformidad con lo dispuesto en el API de 570. El usuario / organización de inspección propietario también deberá actividades de control relativas a la clasificación, reparación y modificación de los sistemas de tuberías. Véase la definición de organismo de control autorizado. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 18 4.2 Tuberías autorizado inspector Calificación y Certificación inspectores de tuberías autorizados tendrán la educación y la experiencia de conformidad con el Anexo A de este Código inspección. inspectores de tuberías autorizados deberán estar certificados de acuerdo con las disposiciones del Anexo A. Cada vez que el inspector término se usa en el presente Código, se refiere a un inspector autorizado tuberías. 4.3 Responsabilidades 4.3.1 Organización del propietario / usuario 4.3.1.1 Sistemas y Procedimientos Una organización propietario / usuario es responsable de desarrollar, documentar, implementar, ejecutar y evaluar los sistemas de inspección de tuberías y procedimientos de inspección que cumplan los requisitos de este Código inspección. Estos sistemas y procedimientos estarán contenidos en un sistema de gestión de calidad de inspección / reparación e incluirán: a) organización y estructura de informes para el personal de inspección; b) la documentación y el mantenimiento de los procedimientos de inspección y control de calidad; c) la documentación y la presentación de informes de inspección y resultados de pruebas; d) desarrollo y documentación de los planes de inspección; e) desarrollo y documentación de las evaluaciones de riesgo; f) el desarrollo y la documentación de los intervalos de inspección adecuados; h) la auditoría interna para cumplir con el manual de inspección de control de calidad; i) revisión y aprobación de dibujos, los cálculos de diseño y especificaciones para las reparaciones, alteraciones, reratings y evaluaciones de la ECA; j) garantizar que se cumplen de forma continua todos los requisitos jurisdiccionales para la inspección de tuberías, reparaciones, alteraciones, y recalificación; k) informar al inspector de tuberías autorizado cualquier cambio de proceso que podría afectar a las tuberías integridad; l) requisitos de formación para el personal de inspección en relación con herramientas de inspección, técnicas y base de conocimientos técnicos; m) controla necesario para que sólo los soldadores y procedimientos cualificados se utilizan para todas las reparaciones y alteraciones; n) controla necesario para que se utilizan personal y procedimientos sólo calificados ECM; o) los controles necesarios para que sólo los materiales, conforme a la sección correspondiente del Código ASME se utilizan para reparaciones y alteraciones; controles necesarios p) para que todas las mediciones de inspección y equipos de prueba se mantengan adecuadamente y calibrados; Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- g) la acción correctiva para inspección y resultados de pruebas; P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 19 controles necesarios q), de modo que el trabajo de las organizaciones de inspección contrato o reparación cumplir los mismos requisitos de inspección como la organización propietario / usuario y de este Código de inspección; requisitos de auditoría internos para el sistema de control de calidad para los dispositivos de alivio de presión; r) s) los controles necesarios para que los inspectores tienen la agudeza visual necesaria para llevar a cabo sus tareas de inspección encomendada. 4.3.1.2 Organización de inspección auditorías Cada organización / usuario propietario debe ser auditado periódicamente para determinar si se están cumpliendo los requisitos de un organismo de control autorizado según se define en el presente Código de inspección. El equipo de auditoría debe consistir de personas experimentadas y competentes en la aplicación de este Código. El equipo de auditoría debe ser normalmente de otro propietario / usuario del sitio de la planta, oficina central de la empresa o de una organización de terceros experimentado y competente en la refinación y / o programas de inspección de la planta petroquímica de proceso o una combinación de terceros y otros sitios de propietario / usuario. Los siguientes elementos clave de un programa de inspección deben ser evaluados por el equipo de auditoría: a) se están cumpliendo los requisitos y principios de este Código de inspección; b) responsabilidades propietario / usuario están siendo adecuadamente descargadas; c) documentados planes de inspección están en su lugar para sistemas de tuberías cubiertos; d) los intervalos y alcance de las inspecciones son adecuados para sistemas de tuberías cubiertos; e) se aplican adecuadamente tipos generales de inspección y vigilancia; F) análisis de los datos de inspección, evaluación y grabación son adecuados; g) Las reparaciones, reratings y alteraciones cumplan con este Código. El propietario / usuario debe recibir un informe de alcance y las conclusiones del equipo de auditoría. Después de la revisión del informe, no conformidades deben ser priorizadas y las acciones correctivas implementadas. Cada organización debe establecer un sistema de seguimiento y finalización de resultados de la auditoría. Esta 4.3.1.3 MOC El propietario / usuario también es responsable de la implementación de un proceso de MOC eficaz que revisar y controlar los cambios en el proceso y en el hardware. Un proceso de MOC eficaz es vital para el éxito de cualquier programa de gestión de integridad de tuberías con el fin de que el grupo de inspección es capaz de: 1) abordar las cuestiones relativas a la adecuación del diseño de tuberías de presión y el estado actual de los cambios propuestos, 2) anticipar los cambios en la corrosión u otros tipos de daños y sus efectos sobre la adecuación en la tubería de presión, y 3) actualizar el plan de inspección y registros para tener en cuenta dichos cambios. El proceso de MOC incluirá los materiales apropiados / experiencia corrosión y la experiencia con el fin de pronosticar eficazmente qué cambios podrían afectar tubería integridad. El grupo de inspección debe estar involucrado en el proceso de aprobación para los cambios que puedan afectar a la integridad de tuberías. Cambios en el hardware y el proceso se incluirán en el proceso de MOC para asegurar su eficacia. 4.3.1.4 Integridad operativo Windows (IOWs) El propietario / usuario debe implementar y mantener un programa eficaz para la creación, establecimiento y seguimiento de las ventanas que operan integridad. IOWs se implementan para evitar superaciones parámetros de proceso que pueden tener un impacto imprevisto sobre la integridad de los equipos a presión. planes y los intervalos de inspección futuros históricamente se han basado en las tasas de corrosión medidos antes resultantes de las condiciones de funcionamiento anteriores. Sin un OIA eficaz y Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- información también debe ser revisado durante las auditorías posteriores. 20 API 570 programa de control de procesos, a menudo no hay advertencia de cambio de las condiciones de funcionamiento que pudieran afectar a los mecanismos de daño y las tasas y posteriormente afectar a la integridad de los equipos, o validación del plan de inspección actual. Las desviaciones de las tendencias y los cambios dentro de los límites de la OIA establecidos deben ser llevados a la atención del personal de inspección / de ingeniería para que puedan modificar o crear nuevos planes de inspección, dependiendo de la gravedad de la excedencia. ventanas que operan integridad deben ser establecidos para los parámetros del proceso (tanto físicos como químicos) que podrían afectar a la integridad del equipo si no se controla adecuadamente. Los ejemplos de los parámetros de proceso incluyen temperaturas, presiones, velocidades del fluido, el pH, las tasas de flujo, químicos o tasas de inyección de agua, concentración de los componentes corrosivos / erosivos, composición química, etc. IOWs para los parámetros clave del proceso pueden tener ambos límites superior e inferior establecidos, según sea necesario. Especial atención a las ventanas que operan integridad de supervisión también debe ser proporcionada durante arranques, paradas y alteraciones en el proceso significativos. Ver API 584 para obtener más información sobre temas que pueden ayudar en el desarrollo de un programa de OIA. 4.3.2 Piping Engineer El ingeniero de tuberías es responsable ante el propietario / usuario de las actividades relacionadas con el diseño, revisión de ingeniería, clasificación, análisis o evaluación de los sistemas de tuberías y PRD cubiertos por API 570 como se especifica en el presente Código. 4.3.3 Organización de reparación Todas las reparaciones y alteraciones serán realizadas por una organización de reparación como se define en la Sección 3. La organización de reparación será responsable al propietario / usuario y proporcionará los materiales, equipos, control de calidad y mano de obra necesarias para mantener y reparar los sistemas de tuberías en de acuerdo con los requisitos de API 570. 4.3.4 autorizado inspector de tuberías Cuando las inspecciones, reparaciones o alteraciones no se llevan a cabo en los sistemas de tuberías, el inspector de la tubería autorizado designado será responsable ante el propietario / usuario para determinar que se cumplen los requisitos de API 570 sobre la inspección, la inspección, control de calidad y pruebas. El inspector deberá estar directamente involucrado en las actividades de inspección, en la mayoría de los casos requerirán actividades de campo para asegurar que se siguen los procedimientos. El inspector también es responsable de extender el alcance de la inspección (incluyendo las consultas necesarias con los ingenieros / especialistas), cuando esté justificado en función de los resultados de la inspección. Cuando se descubran no conformidades, el inspector designado es responsable de notificar al propietario / usuario de una manera oportuna y haciendo la reparación apropiada u otras recomendaciones de mitigación. El inspector estar bien con los tipos de sistemas de tuberías de daño enumerados en API 571 y el contenido de API 574, API 576, API 577, API 578, API 583, API 584, y también con conocimientos en RP 580 donde RBI está en uso. El inspector deberá ser capaz de utilizar las directrices contenidas en estos RPs con el fin de satisfacer las necesidades y / o expectativas en este Código. El inspector de la tubería autorizado podrá ser asistido en la realización de inspecciones visuales por otros individuos cualificados y bien formados, que pueden o no pueden ser certificados inspectores de tuberías (por ejemplo, los examinadores y personal de operación). El personal que realiza las ECM deberán reunir los requisitos señalados en 4.3.5, pero no tienen que ser autorizada inspectores de tuberías. Sin embargo, todos los resultados de los exámenes serán evaluados y aceptados por el inspector de la tubería autorizado. Véase la definición de un inspector autorizado tuberías .. 4.3.5 Los examinadores El examinador no está obligado a obtener la certificación de conformidad con el Anexo A y no tiene por qué ser un empleado del propietario / usuario. El examinador deberá estar capacitado y competente en los procedimientos de END se utiliza y puede ser requerido por el propietario / usuario para demostrar la competencia mediante la celebración de certificaciones en esos procedimientos. Ejemplos de otras certificaciones Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- El examinador deberá realizar el ECM de acuerdo con los requisitos del trabajo. Véase la definición de un examinador. P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 21 que pueden ser necesarios incluyen ASNT SNT-TC-1A [2], ASNT CP-189 [2], y AWS QC1 [2]. Los inspectores que llevan a cabo sus propios exámenes con técnicas NDE también estará debidamente cualificado de conformidad con los requisitos de propietario / usuario y las normas de la industria correspondientes. El empleador del examinador deberá mantener registros de certificación de los examinadores empleadas, incluidas las fechas y los resultados de las calificaciones del personal. Estos registros deberán estar a disposición del inspector. 4.3.6 Otro Personal Operación, mantenimiento, ingeniería (proceso y mecánica) u otro personal que tengan conocimiento o experiencia relacionada con los sistemas de tuberías particulares especial será responsable de la notificación oportuna al inspector y / o ingeniero de problemas que pueden afectar a la integridad de las tuberías como los siguientes: a) cualquier acción que requiere actividad MOC o inspección como resultado de un MOC; b) operaciones fuera de las ventanas que funcionan de integridad definida (de la OIA); c) cambios en la fuente de materia prima y otros fluidos de proceso que podrían aumentar las tasas de corrosión relacionados con el proceso o introducir nuevos mecanismos de daño; d) fallas de tuberías, las acciones de reparación realizadas y los informes de análisis fracaso; e) los métodos de limpieza y descontaminación utilizados u otros procedimientos de mantenimiento que podrían afectar tuberías y equipos integridad; f) los informes de las experiencias de otras de las plantas que han llegado a su conocimiento con respecto a la tubería servicio similar y fallas en los equipos asociados; g) las condiciones inusuales que se pueden desarrollar (por ejemplo ruidos, fugas, vibración, movimiento, daños en el aislamiento, el deterioro tubería externa, soporte de la estructura de deterioro, significativa de corrosión pernos, etc.). h) cualquier evaluación de ingeniería, incluyendo las evaluaciones de la ECA, que podrían requerir acciones en curso o futuras para mantener la integridad mecánica hasta la próxima inspección. 5 de inspección, las prácticas de examen y prueba de presión 5.1 Planes de Inspección 5.1.1 Tubería de sistematización y Circuitization Con el fin de desarrollar planes de inspección (incluyendo su alcance, frecuencia, las técnicas y ubicación), tuberías de las instalaciones debe ser dividido en los definen a menudo en el nivel (instrumentación diagrama de proceso y) P & ID. Los posibles mecanismos de daño son principalmente una función de las condiciones de proceso / operación, el material de construcción y el diseño mecánico. sistemas y circuitos basados en mecanismos potenciales daños Definición puede producir un plan de inspección con una alta probabilidad de detectar daños. La sistematización de tuberías es el primer corte para la definición de los posibles problemas de corrosión y es una referencia conveniente para la ubicación general de los mecanismos de daño dentro de la unidad de proceso. a) proceso intención (por ejemplo, sistema de reflujo de cabeza), b) esquema de control de proceso (por ejemplo, temperatura / punto final), c) composición de la corriente de proceso, Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- sistemas de tuberías y circuitos. Los sistemas de tuberías se pueden definir en un PFD (diagrama de flujo de proceso) Nivel sin embargo circuitos de tuberías se API 570 22 d) las condiciones de funcionamiento de diseño, e) conjunto similar o relacionado de IOWs. Los sistemas de tuberías pueden contener (o pasar a través de) uno o más elementos del equipo (por ejemplo, intercambiadores, bombas) y contendrán típicamente uno o múltiples circuitos de tuberías. Los sistemas de tuberías y circuitos desarrollados a partir de los mecanismos de daño previstos / identificados permite el desarrollo de planes de inspección concisos y forma la base para un mejor análisis de datos. Tubería circuitization es una subdivisión de los sistemas de tuberías en secciones de tuberías y / o componentes de tuberías individuales que tienen mecanismos de daño comunes, mismo material de construcción y tienen tasas de daños similares y modos. Consulte la API 574 para obtener más información sobre el desarrollo de sistemas de tuberías y circuitos. 5.1.2 Desarrollo de un Plan de Inspección Se establecerá un plan de inspección para todos los sistemas de tuberías y / o circuitos y dispositivos de alivio de presión asociados dentro del alcance de este Código. El plan de inspección será elaborado por el inspector y / o ingeniero. Un especialista en la corrosión será consultado para identificar / aclarar posibles mecanismos de daño y lugares específicos donde puede ocurrir la degradación, especialmente donde la corrosión localizada o mecanismos de craqueo pueden estar involucrados. Un especialista en la corrosión será consultado en el desarrollo de los planes de inspección para los sistemas de tuberías que operan a temperaturas elevadas [por encima de 750 ° F (400 ° C)] y los sistemas de tuberías que operan por debajo de la temperatura de transición de dúctil a frágil. Se debe prestar especial atención en el plan de inspección a cualquier tipo de deterioro o asuntos que figuran en el 5.5.2. El plan de inspección se desarrolla a partir del análisis de varias fuentes de datos, incluyendo los registros de inspección de tuberías. Los sistemas de tuberías serán evaluados en base a los tipos actuales o posibles de mecanismos de daño. Los métodos y el alcance de la ECM se evaluarán para asegurar que puedan identificar adecuadamente el mecanismo de daño y la gravedad del daño. La subdivisión de los sistemas de tuberías en los circuitos sujetos a mecanismos de daño común facilita la selección de las técnicas de inspección más adecuados para encontrar el daño que es más probable que ocurra en el circuito de tuberías. Los exámenes se programarán en los intervalos que consideran el: a) tipo de daño (ver API 571), b) tasa de progresión de daño, c) la tolerancia de los equipos para el tipo de daño, d) la capacidad del método de ECM para identificar los daños, e) los intervalos máximos definidos en los códigos y normas, f) extensión de examen, g) La historia reciente de operación, incluyendo las superaciones OIA; h) MOC registros que pueden afectar los planes de inspección; i) evaluaciones RBI o clasificación de tuberías. - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- El plan de inspección debe ser desarrollado utilizando las fuentes de información más adecuadas incluyendo aquellas referencias que figuran en la Sección 2. Los planes de inspección deberá ser revisado y modificado según sea necesario cuando se identifican las variables que pueden influir en los mecanismos de daño y / o tasas de deterioro, tales como las contenidas en la inspección informes o gestión de documentos de cambio. Ver API 574 para obtener más información sobre el desarrollo de los planes de inspección. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 23 5.1.3 contenidos mínimos de un plan de inspección El plan de inspección deberá contener las tareas de inspección y horario requeridos para controlar mecanismos de daño identificado y asegurar la integridad de la presión de los sistemas de tuberías. El plan debe: a) definir el tipo (s) de inspección necesario, (por ejemplo,, en la corriente externa interna, no intrusivo); b) identificar la próxima fecha de inspección para cada tipo de inspección; c) describen los métodos de inspección y técnicas NDE; d) describir el grado y la ubicación de la inspección y el ECM en CML; e) describir los requisitos de limpieza de superficies necesarias para la inspección y exámenes para cada tipo de inspección; f) describen los requisitos de cualquier prueba de presión necesaria (por ejemplo, tipo de ensayo, presión de prueba, la temperatura de prueba, y la duración); g) describen las reparaciones necesarias si se conoce o previamente planificada antes de la próxima inspección. h) describen los tipos de daños anticipado o experimentado en los sistemas de tuberías; i) definir la localización del daño esperado; j) definir cualquier acceso especial y preparación necesaria. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- planes de inspección genéricos basados en normas y prácticas de la industria se pueden utilizar como punto de partida en el desarrollo de planes específicos de inspección. El plan de inspección puede o no puede existir en un solo documento, sin embargo, los contenidos del plan deben ser fácilmente accesibles desde los sistemas de datos de inspección. 5.2 RBI 5.2.1 Generalidades Un análisis RBI puede ser usado para determinar los intervalos de inspección o fechas de vencimiento y el tipo y alcance de los futuros de inspección / exámenes. El análisis RBI, cuando se realiza de acuerdo con API 580, deberá incluir todos los elementos de planificación de inspección señaladas en API 580, Sección 5.2. Cuando el propietario / usuario elige para llevar a cabo una evaluación RBI se deberá incluir una evaluación sistemática tanto de la probabilidad y la consecuencia de la falta asociado, de acuerdo con los requisitos de API 580. API 581 proporciona un conjunto de metodologías para la evaluación de riesgos (tanto POF y COF) y para el desarrollo de los planes de inspección que sean consistentes con los elementos clave definidos en la API 580. Identificación y evaluación de los mecanismos de daño potenciales, las condiciones del equipo actual y la eficacia de los últimos inspecciones son pasos importantes en la evaluación de la probabilidad de fallo de la tubería. Identificación y evaluación de fluido de proceso (s), posibles lesiones, daño ambiental, daño del equipo y tiempo muerto del equipo son pasos importantes en la evaluación de la consecuencia del fallo de la tubería. Identificación de las ventanas de integridad de funcionamiento para las variables clave del proceso es un complemento importante de RBI (véase 4.3.1.4). Evaluación 5.2.2 Probabilidad La evaluación de probabilidad debe estar de acuerdo con los requisitos de API 580 y se basará en todas las formas de daño que se podría razonablemente esperar afecten equipo en cualquier servicio en particular. Además, el Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 24 efectividad de las prácticas de inspección, herramientas y técnicas utilizadas para encontrar los mecanismos potenciales de los daños debe ser evaluado. Otros factores que deben ser considerados en una evaluación de probabilidad incluyen: a) la idoneidad de los materiales de construcción para los mecanismos de daño; b) las condiciones de diseño del equipo, en relación con las condiciones de funcionamiento; c) la adecuación de los códigos y normas de diseño utilizados; d) la eficacia de los programas de control de la corrosión; e) la calidad de los programas de mantenimiento y de control / garantía de calidad de inspección; f) los requisitos tanto de la retención de presión y estructurales; g) las condiciones de funcionamiento tanto en el pasado y proyectado y revisión de ensuciamiento potencial como mecanismos de daño que impacta; h) antes mecánica / corrosión o historial de fallos del sistema de tuberías / circuito; i) la revisión de la historia de la inspección. Evaluación 5.2.3 Consecuencia La consecuencia de una liberación depende del tipo y la cantidad de fluido de proceso contenida en el equipo. La evaluación de las consecuencias debe estar de acuerdo con los requisitos de API 580 y tendrá en cuenta los posibles incidentes que puedan ocurrir como resultado de la liberación de fluido, del tamaño de una posible liberación, y el tipo de una posible liberación (incluye explosión, incendio o exposición tóxica) La evaluación también debe determinar los resultados potenciales que pueden ocurrir como resultado de la liberación de fluido o daños en el equipo, que puede incluir:. efectos en la salud, el impacto ambiental, daños en el equipo adicional, y el tiempo de inactividad proceso o desaceleración. 5.2.4 Documentación Es esencial que todas las evaluaciones RBI documentarse completamente de acuerdo con los requisitos de API 580 claramente que definen todos los factores que contribuyen tanto a la probabilidad y la consecuencia de un fallo del equipo. Después se realizó una evaluación de RBI, los resultados pueden ser utilizados para establecer el plan de inspección de equipos y definir mejor el siguiente: b) la extensión de la ECM (por ejemplo, porcentaje de equipos para revisión); c) el intervalo o fecha de vencimiento para las inspecciones internas (en su caso), externos, y sobre-corriente; d) la necesidad de las pruebas de presión después de que haya ocurrido el daño o después de las reparaciones / alteraciones se han completado; e) la prevención y mitigación de pasos para reducir la probabilidad y la consecuencia de un fallo del equipo. (por ejemplo, reparaciones, cambios en el proceso, inhibidores, etc.). Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- a) la inspección más apropiada y NDE métodos, herramientas y técnicas; P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 25 5.2.5 Frecuencia de las evaluaciones RBI Cuando se utilizan las evaluaciones impulsadas para establecer intervalos de inspección de equipos o fechas de vencimiento, la evaluación se actualizará después de cada inspección del equipo como se define en la Sección 580 de la API 15. La evaluación RBI se actualizará al menos cada 10 años o más a menudo si los procesos o cambios de hardware se hacen, o después de que ocurra cualquier evento que pudiera afectar significativamente los costos por daños o mecanismos de daño. La evaluación RBI deberá ser revisado y aprobado por el personal calificado apropiado según API 580 y el inspector. 5.3 Preparación de Inspección 5.3.1 Generalidades Las medidas de seguridad se incluirán en la preparación de sistemas de tuberías para las actividades de inspección y mantenimiento para eliminar la exposición a fluidos peligrosos, fuentes de energía y los riesgos físicos. Reglamentos [por ejemplo, aquellos administrados por la Administración de Seguridad y Salud Ocupacional de Estados Unidos (OSHA)] gobiernan muchos aspectos de la inspección de tuberías y sistemas deberán seguirse en su caso. Además, los procedimientos de seguridad del propietario / usuario deben ser revisados y seguidos. Ver API 574 para obtener más información sobre los aspectos de seguridad de inspección de tuberías. Procedimientos para la segregación de los sistemas de tuberías, la instalación de persianas (blancos), y prueba de estanqueidad debe ser una parte integral de las prácticas de seguridad para conexiones de brida. Se tomarán las precauciones de seguridad apropiadas antes de cualquier sistema de tuberías se abre. En general, la sección de la tubería para ser abierto debe ser aislada de todas las fuentes de líquidos nocivos, gases o vapores y se purga para eliminar todo el aceite y los gases y vapores tóxicos o inflamables. Ver API 574 para obtener más información sobre la preparación y la entrada de equipos de inspección de tuberías aspectos. 5.3.2 Revisión de Registros Antes de realizar cualquiera de las inspecciones requeridas, los inspectores deberán familiarizarse con la historia previa del sistema de tuberías de las que son responsables. En particular, se deben revisar los resultados de inspección previas del sistema de tuberías, reparaciones anteriores, plan de inspección actual, y / o demás servicios de control de servicios similares. Además, es recomendable conocer la historia reciente de funcionamiento que pueden afectar el plan de inspección. Los tipos de daños y fallos modos experimentados por los sistemas de tuberías se proporcionan en API 571 y API 579-1 / ASME FFS-1. 5.4 Inspección de tipos y ubicaciones de los modos de Daños del deterioro y ruptura 5.4.1 Tipos de daños en el sistema de tuberías API 571 describe los mecanismos de daño común y técnicas de inspección para identificarlos. Algunos mecanismos de ejemplo aplicables a los sistemas de tuberías de proceso son como sigue: a) General y la pérdida de metal localizado: 1) sulfuración y alta temperatura H 2 corrosión S / H2; referirse a API 571 Secciones 4.4.2 y 5.1.1.5 y API 939-C; 2) la oxidación; consulte API 571 Sección 4.4.1; - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- 3) la corrosión inducida microbiológicamente (MIC); consulte API 571 Sección 4.3.8; 4) la corrosión por ácidos nafténicos; consulte API 571 Sección 5.1.1.7; 5) la erosión / erosión y la corrosión; consulte API 571 Sección 4.2.14; 6) la corrosión galvánica; consulte API 571 Sección 4.3.1; Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 26 7) la corrosión atmosférica; consulte API 571 Sección 4.3.2; 8) la corrosión bajo aislamiento (CUI); consulte API 571 Sección 4.3.3; 9) enfriar la corrosión del agua; consulte API 571 Sección 4.3.4; 10) la corrosión condensado agua de la caldera; consulte API 571 Sección 4.3.5; 11) la corrosión del suelo; consulte API 571 Sección 4.3.9; 12) de bisulfuro de amonio y la corrosión cloruro; consulte API 571 Secciones 5.1.1.2 y 5.1.1.3; 13) la corrosión dióxido de carbono; consulte API 571 Sección 4.3.6. b) Superficie conectado agrietamiento: 1) agrietamiento por fatiga mecánica; consulte API 571 Sección 4.2.16; - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- 2) agrietamiento por fatiga térmica; consulte API 571 Sección 4.2.9; 3) el agrietamiento por corrosión bajo tensión cáustica; consulte API 571 Sección 4.5.3; 4) agrietamiento por corrosión bajo estrés politiónico; consulte API 571 Sección 5.1.2.1; 5) sulfuro de agrietamiento por tensión; consulte API 571 Sección 5.1.2.3; 6) corrosión bajo tensión cloruro de craqueo; consulte API 571 Sección 4.5.1. c) Subsurface agrietamiento: 1) hidrógeno agrietamiento inducido; consulte API 571 Sección 4.4.2; 2) hidrógeno húmedo craqueo sulfuro; consulte API 571 Sección 5.1.2.3. d) de alta temperatura micro-fisuras / formación de microhuecos y eventual macro-agrietamiento: 1) el ataque por hidrógeno a alta temperatura; consulte API 941, Sección 6; 2) la rotura por fluencia / estrés; consulte API 571 Sección 4.2.8. e) cambios metalúrgicos: 1) grafitización; consulte API 571 Sección 4.2.1; 2) fragilización los estribos; consulte API 571 Sección 4.2.3; 3) la fragilización por hidrógeno; consulte API 571 Sección 4.5.6. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 27 f) formación de ampollas: 1) la formación de ampollas de hidrógeno; consulte API 571 Sección 5.1.2.3. La presencia o potencial de daños en el equipo depende de su material de construcción, diseño, construcción, y condiciones de operación. El inspector debe estar familiarizado con estas condiciones y con las causas y características de los defectos potenciales y los mecanismos de daño asociados con el equipo que se está inspeccionando. La información detallada referente a los mecanismos de daño comunes (factores críticos, la apariencia, y la inspección típica y técnicas de monitorización) se encuentra en API 571 y otras fuentes de información sobre los mecanismos de daño incluidos en la bibliografía. las prácticas de inspección recomendados adicionales para tipos específicos de mecanismos de daño se describen en API 574. 5.4.2 Áreas de deterioro para los sistemas de tuberías Cada propietario / usuario deberá proporcionar una atención específica a la necesidad de la inspección de los sistemas de tuberías que son susceptibles a los siguientes tipos y áreas de deterioro específicas: a) puntos de inyección y puntos de mezcla, b) tramos muertos, c) CUI incluida la inspección ECSCC, d) interfaces de suelo-aire y la corrosión del suelo de tuberías enterradas, e) específico de servicio y la corrosión localizada, f) la erosión y la corrosión / erosión, g) agrietamiento ambiental, h) la corrosión por debajo de revestimientos y depósitos, yo) agrietamiento por fatiga, j) el craqueo fluencia, k) los daños por congelación, l) los puntos de contacto a la corrosión. NOTA fractura frágil no es normalmente mitigado por inspección pero el propietario / usuarios debe ser consciente de la posibilidad de fractura frágil para algunos materiales de construcción expuestos a condiciones específicas de temperatura y de estrés y gestionar el riesgo apropiadamente (por ejemplo, la gestión con controles de proceso). Consulte la API 571 y API 574 para obtener información más detallada acerca de los tipos indicados anteriormente y áreas de deterioro. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 28 5.5 Tipos generales de inspección y vigilancia 5.5.1 Generalidades Los diferentes tipos de inspección y vigilancia son apropiadas dependiendo de las circunstancias y el sistema de tuberías. Estos incluyen los siguientes tipos de inspecciones y áreas de enfoque de inspección: a) inspección visual interna, b) en la corriente de inspección, c) Espesor inspección medición, d) diversos exámenes ECM, e) inspección visual externa, f) vibración de inspección de tuberías, g) inspección suplementario. Las inspecciones se realizaron de acuerdo con el plan de inspección para cada circuito de tubería o sistema. Consulte la Sección 6 para el intervalo / frecuencia y el alcance de la inspección. La corrosión y otros daños identificados durante las inspecciones y exámenes se caracterizan, de tamaño, y se evaluaron por la sección 7. Las revisiones del plan de inspección deberá ser aprobado por el inspector y / o ingeniero de tuberías. 5.5.2 Inspección visual interna inspecciones visuales internas no se realizan normalmente en las tuberías. Cuando inspecciones visuales prácticas, internos pueden ser programadas para los sistemas tales como líneas de gran diámetro de transferencia, conductos, líneas de catalizadores, u otros sistemas de tuberías de gran diámetro. Dichas inspecciones son de naturaleza similar a las inspecciones recipiente a presión y deben llevarse a cabo con los métodos y procedimientos similares a los descritos en API 510 y API 572. técnicas de inspección visual a distancia puede ser útil cuando la inspección de tuberías que es demasiado pequeño para entrar. Se proporciona una oportunidad adicional para la inspección interna cuando se desconectan las bridas de tuberías, lo que permite la inspección visual de las superficies internas con o sin el uso de ECM. Cuando se desconectan bridas de la tubería, la junta de superficie, espárragos y tuercas deben ser examinados para detectar cualquier signo de deterioro. Extracción de una sección de tubería y la división a lo largo de su línea central también permite el acceso a las superficies internas en que haya necesidad de dicha inspección. 5.5.3 en funcionamiento Inspección La inspección de reacción, puede ser requerido por el plan de inspección. Todas las inspecciones in-stream deben llevarse a cabo ya sea por un inspector o examinador. Todos los trabajos de inspección en el flujo realizado por un examinador estará autorizado y aprobado por el inspector. Cuando en funcionamiento se especifican las inspecciones de la barrera de presión, deberán ser diseñados para detectar los mecanismos de daño identificados en el plan de inspección. La inspección puede incluir varias técnicas NDE para comprobar de varios tipos de daños que pertenecen al circuito tal como se identifica durante la planificación de la inspección. Las técnicas utilizadas en on-corriente inspecciones son elegidos por su capacidad de identificar los mecanismos de daño en particular desde el exterior y sus capacidades para llevar a cabo en las condiciones en la corriente del sistema de tuberías (por ejemplo, temperaturas del metal). La inspección de la medición de espesores externo se describe en 5.6.2 puede ser una parte de una inspección in-stream. - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` ` Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 29 Existen limitaciones inherentes en la aplicación de técnicas de END externos que tratan de localizar daños en el interior de los elementos de canalización. Problemas que pueden afectar a estas limitaciones incluyen: a) tipo de material de construcción (aleación); b) piezas soldadas; c) las uniones de tubos, boquillas, sillas de montar de apoyo, placas de refuerzo; d) revestimiento interior o revestimiento; e) el acceso físico y la temperatura de equipo; F) limitaciones inherentes a la técnica ECM seleccionado para detectar el mecanismo de daño; g) tipo de mecanismo de daño (por ejemplo, picaduras frente a adelgazamiento de la pared en general). API 574 proporciona más información sobre la inspección del sistema de tuberías y se debe aplicar al realizar inspecciones de tuberías en funcionamiento. 5.5.4 Medición de espesor de Inspección y diversos exámenes NDE Las mediciones de espesores se obtienen para verificar el espesor de componentes de tubería. Estos datos son utilizados para calcular las tasas de corrosión y la vida restante del sistema de tuberías. medición de espesores se obtienen por el inspector o el examinador de la dirección del inspector. El propietario / usuario debe asegurarse de que todos los individuos que llevan a cabo las mediciones de espesor están capacitados y calificados de conformidad con el procedimiento aplicable utilizado durante el examen. Normalmente las mediciones de espesor se toman mientras la tubería está en funcionamiento. On-corriente de monitorización espesor es una buena herramienta para el control de la corrosión y la evaluación del daño potencial debido a proceso o cambios operativos. El inspector debe consultar con un especialista de la corrosión cuando la velocidad de corrosión a corto plazo cambia significativamente del tipo identificado anterior para determinar la causa. Las respuestas apropiadas a las tasas de corrosión aceleradas pueden incluir, obtener lecturas adicionales de espesor UT, utilizando el perfil de RT en lugar de, o para complementar las lecturas UT, realizando exploraciones UT en zonas sospechosas, la realización de otro control de la corrosión / proceso, la revisión de los cambios en las operaciones / proceso, haciendo revisiones del plan de inspección de tuberías y hacer frente a las no conformidades. técnicas de examen de cribado (examen de onda por ejemplo guiada, EMAT, onda Lamb) están típicamente limitada a los resultados de los datos cualitativos (es decir, porcentaje volumétrico de la pérdida de pared, frente a los valores reales de espesor discretos). Si se utiliza, se consideran técnicas de examen de selección para cumplir con los requisitos de inspección medición de espesores siempre que se utilicen de cortesía a un plan de inspección, que también incluye las técnicas de exploración cuantitativa periódicas para establecer los datos reales de grosor de línea de base, o para probar a los resultados del examen técnica de selección llevados a cabo en su caso intervalos. Ver API 574, tercera edición, Sección 10.2, Medición de espesor, para una guía adicional en la realización de mediciones de espesor por ultrasonido. 5.5.5 Inspección visual externa hardware asociado; y para verificar si hay signos de falta de alineación, la vibración y fugas. Cuando la acumulación de producto de corrosión u otros residuos se observa en las áreas de contacto de apoyo del tubo, puede ser necesario levantar el tubo fuera de tales soportes para la inspección minuciosa. Al levantar la tubería que se encuentra en funcionamiento, un cuidado especial debe ser ejercida y la consulta con un ingeniero puede ser necesario. Basándose en el tipo de soporte / configuración, técnicas tales como la onda guiada de prueba / EMAT o inspecciones de onda Lamb cribado se puede utilizar para localizar áreas de interés para Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Una inspección visual externa se realiza para determinar la condición de la parte exterior de la tubería, sistema de aislamiento, pintura, y sistemas de revestimiento, y el 30 API 570 inspecciones de seguimiento utilizando técnicas cuantitativas más NDE. Los usuarios de las técnicas de detección deben ser conscientes de la posibilidad de que algunas de esas técnicas pueden perderse la corrosión localizada significativa. inspecciones de tuberías externas se pueden hacer cuando el sistema de tuberías está en funcionamiento. Consulte la API 574 para obtener información relativa a la realización de inspecciones externas. inspecciones de tuberías externas pueden incluir inspecciones por CUI 5.6.5. inspecciones externas comprenden encuestas para la condición de ganchos para tuberías y soportes. Los casos de perchas agrietados o rotos, “tocando fondo” de los soportes de muelle, deberán ser reportados y corregidos los zapatos de apoyo desplazados de miembros de soporte, u otras condiciones de retención indebidas. soporte vertical piernas ficticias también se comprobarán para confirmar que no se han llenado con agua que está causando la corrosión externa de la tubería de presión o la corrosión interna de la pata de apoyo. soporte horizontal piernas ficticias también se comprobarán para determinar que pequeños desplazamientos de la horizontal no están causando trampas de humedad contra la superficie externa de componentes de tubería activos. juntas de expansión de fuelle deben inspeccionarse visualmente para deformaciones inusuales, la desalineación, la rotación angular excesiva y desplazamientos que pueden exceder el diseño. En algunos casos en los que han sido utilizados dos fuelles capas, el espacio anular entre el fuelle interior y exterior debe ser probado y / o control de fugas de la presión. Otros componentes de las tuberías no estándar (por ejemplo, flexión mangueras) pueden tener diferentes mecanismos de degradación (véase la API 574). ingenieros especializados o fuentes de datos del fabricante pueden necesitar ser consultado en el desarrollo de los planes de inspección válidos para estos componentes. El inspector debe examinar el sistema de tuberías para la presencia de cualquier modificación de campo o reparaciones temporales no registrados previamente en los dibujos de tuberías y / o registros. El inspector también debe estar alerta a la presencia de cualquier componente que puede ser inadecuado para el funcionamiento a largo plazo, tales como bridas indebido, reparaciones temporales (abrazaderas), modificaciones (mangueras flexibles), o válvulas de especificación inadecuada. Los componentes roscados y otras piezas de carrete embridado que puede ser retirado y reinstalado fácilmente merecen especial atención debido a su mayor potencial para la instalación de materiales incorrectas de construcción. La inspección periódica externa se pide en 6.4 normalmente debe ser realizada por el inspector, quien también será responsable de mantenimiento de registros y la inspección de reparación. personal examinadores, de operación o mantenimiento calificados también pueden llevar a cabo inspecciones externas, cuando sean aceptables para el inspector. En tales casos, las personas que llevan a cabo las inspecciones de tuberías externas de acuerdo con API 570 deberán estar calificados a través de una cantidad apropiada de entrenamiento. Además de estas inspecciones externas programadas que se documentan en los registros de inspección, es beneficioso para el personal que frecuentan la zona para informar deterioro o cambios al inspector (ver API 574 para ejemplos de tales deterioro). Durante la inspección externa, se debe prestar especial atención a las soldaduras de los archivos adjuntos (placas por ejemplo, de refuerzo y clips) en busca de grietas, corrosión u otros defectos. Cualquier signo de fugas deben ser investigados de manera que se puedan establecer las fuentes. Normalmente, llorar agujeros en placas de refuerzo (Re-pads) debe permanecer abierta para proporcionar evidencia visual de fugas. Si los orificios de drenaje están conectados a excluir la humedad que no se pueden conectar con el material capaz de sostener la presión detrás de la placa de refuerzo a menos que la aptitud para las evaluaciones de servicio y un MOC aprobado han demostrado que la placa de refuerzo es capaz de resistir la presión de diseño del sistema de tuberías. Vigilancia 5.5.6 Vibrador de tuberías y Línea Movimiento personal de operación deben informar vibración o balanceo de tuberías para el personal de ingeniería o de inspección para la evaluación. Evidencia de movimiento de la línea significativo que pudiera haber resultado de martillo líquido (por ejemplo tuberías transferido de de localización normal / diseñada de soporte de la tubería), golpes de líquido en las líneas de vapor, la expansión térmica anormal o de otras fuentes tales como grandes compresores alternativos, debe ser informado. En los lugares en los sistemas de tuberías que vibran son restringidos para resistir tensiones de tubo dinámico (como en zapatos, anclas, guías, puntales, amortiguadores, perchas), MT o PT periódica deben ser considerados para comprobar la aparición de agrietamiento por fatiga. conexiones de ramales deben recibir especial atención sobre todo sin soporte lateral tubería de diámetro pequeño conectado a vibrar tubería. Sin embargo, la fatiga se considera generalmente que es un mecanismo relacionado con el diseño. Una vez que una grieta ha iniciado, puede crecer a tasas desconocidas e inspección por sí sola no puede ser utilizado para gestionar el riesgo de fracaso. Típicamente en el punto de una grieta de fatiga es - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- detectable, aproximadamente el 80% de Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 31 la vida se ha consumido y el fracaso puede ocurrir antes del siguiente ciclo de inspección programada sin ingeniería evaluación / análisis cuidadoso. 5.5.7 Inspección Suplementario Otras inspecciones se pueden programar según sea apropiado o necesario. Ejemplos de tales inspecciones incluyen el uso periódico de radiografía y / o termografía para comprobar ensuciamiento o taponamiento interno, termografía para comprobar si hay puntos calientes en sistemas de revestimiento refractario, inspecciones adicionales después reportados trastornos unidad de proceso, verificando previamente medidos datos para exactitud, de inspección para ambiental agrietamiento, y cualquier otra tubería mecanismo de daño específico. La emisión acústica, detección de fugas acústica, y la termografía se pueden utilizar para la detección de fugas remoto y vigilancia. Áreas susceptibles a la erosión localizada o erosión-corrosión deben ser inspeccionados mediante inspección visual interna si es posible o mediante el uso de la radiografía. Escaneado de las zonas con UT es también una buena técnica y debe ser utilizado si la línea es mayor que NPS 12. 5.6 CML 5.6.1 Generalidades CML son áreas específicas a lo largo del circuito de conducción, donde se llevan a cabo las inspecciones. La naturaleza de la CML varía en función de su ubicación en el sistema de tuberías. La asignación de CMLs tendrá en cuenta el potencial de los mecanismos de daño específicos del servicio, por ejemplo corrosión localizada, como se describe en API 574 y API 571. Ejemplos de diferentes condiciones de ser controlados en CMLs incluir espesor de pared, grietas por tensión, CuI y de ataque por hidrógeno a alta temperatura . 5.6.2 Supervisión LMC Cada sistema de tuberías se controlará al CMLs colocados adecuadamente. circuitos de tuberías sujetas a tasas de corrosión más altas o corrosión localizada normalmente tendrán más CMLs y ser monitoreado más frecuentemente. El espesor mínimo medido a una CML puede ser localizado por la exploración ultrasónica o perfil de la radiografía. técnicas electromagnéticas se pueden usar también para identificar las áreas delgadas que pueden entonces ser medidos por UT o la radiografía. Cuando logrado con UT, escaneo consiste en tomar varias mediciones de espesor en la CML en busca de adelgazamiento localizado. La lectura más delgado o un promedio de varias lecturas de medición tomadas dentro de la zona de un punto de examen serán registrados y usados para calcular las tasas de corrosión, la vida restante, y la próxima fecha de inspección de conformidad con la Sección 7. Cuando sea apropiado, las mediciones de espesores deben incluir mediciones en cada uno de los cuatro cuadrantes de tuberías y accesorios, con especial atención al radio interior y exterior de los codos y tees donde la corrosión / erosión podría aumentar las tasas de corrosión. Como mínimo, la lectura más delgado o un promedio de varias mediciones en cada punto de la grabación en un CML se registrarán. La tasa de corrosión / daño se determina a partir de mediciones sucesivas y estableció adecuadamente el siguiente intervalo de inspección. Las tasas de corrosión, los intervalos de vida y al lado de inspección restantes deben ser calculados para determinar el componente limitante de cada circuito de tuberías. CMLs deben establecerse para las zonas con CUI continua, la corrosión en las interfaces de EFS, inmediatamente aguas arriba y aguas abajo de los cambios de tuberías de materiales (por ejemplo, roturas de especificaciones) o otras poblaciones de potencial de corrosión localizada, así como para, la corrosión uniforme general. CML deben estar marcados en los planos de inspección. El sistema de tuberías también puede ser marcado para permitir mediciones repetitivas en los mismos lugares. Este procedimiento de grabación proporciona datos para la determinación de la velocidad de corrosión más precisa. La tasa de corrosión / daño se determina a partir de mediciones sucesivas y el siguiente intervalo de inspección apropiadamente establecerse basándose en la vida útil restante o el análisis RBI. 5.6.3 Asignación LMC CMLs deben distribuirse apropiadamente a través de cada circuito de tuberías. CMLs pueden eliminarse o reducirse el número en ciertas circunstancias cuando el mecanismo de daño esperado no resultará en una pérdida pared u otra - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST 32 API 570 formas de deterioro, tales como olefina tuberías de la planta lado frío, las tuberías de amoniaco anhidro, producto de hidrocarburo no corrosivo limpio, o la tubería de alta aleación para la pureza del producto. En circunstancias en las que se reducirá sustancialmente CML o eliminados, un especialista en la corrosión debe ser consultado. En la selección o el ajuste de la cantidad y ubicaciones de CML, el inspector debe tener en cuenta los patrones de la corrosión que se espera y se han experimentado en la unidad de proceso. La decisión sobre el tipo, número y ubicación de la CML debe considerar los resultados de las inspecciones anteriores, los patrones de la corrosión y el daño que se espera y la posible consecuencia de la pérdida de contención. CMLs deben ser distribuidos adecuadamente sobre el sistema de tuberías para proporcionar cobertura adecuada de vigilancia de los principales componentes y boquillas. Las mediciones de espesores en CMLs están destinadas a establecer las velocidades de corrosión generales y localizados en diferentes secciones de los circuitos de tuberías. Un número mínimo de CML son aceptables cuando la velocidad de corrosión establecido es baja y la corrosión no está localizada. Un número de procesos corrosivos comunes a unidades de refino y petroquímica son relativamente uniformes en la naturaleza, lo que resulta en una tasa bastante constante de la reducción de pared de la tubería independiente de la ubicación dentro del circuito de conducción, ya sea axialmente o circunferencialmente. Ejemplos de tales fenómenos de corrosión incluyen corrosión sulfuración (siempre que sea una fase líquida uniforme sin ácido nafténico y el circuito de tuberías no contiene silicio bajo CS, véase 5.12 y API 939-C) y la corrosión del agua agria (proporcionadas velocidades no son tan alta como para causar corrosión local / erosión de los codos, tes, y otros artículos similares). En estas situaciones, el número de CMLs necesarios para supervisar un circuito será menos de los necesarios para controlar los circuitos sujetos a la pérdida de metal más localizada. En teoria, un sujeto circuito a la corrosión perfectamente uniforme podría controlarse adecuadamente con una sola CML. En realidad, la corrosión es rara vez verdaderamente uniforme y, de hecho, puede ser muy localizada, por lo que pueden ser necesarios CML adicionales. Los inspectores deben utilizar sus conocimientos (y la de los demás) de la unidad de proceso para optimizar la asignación de CML para cada circuito, equilibrar el esfuerzo de recoger los datos con los beneficios proporcionados por los datos. Donde hay datos de espesor históricos adecuados para un circuito y de datos ha sido validado para asegurarse de que es representativo para el medio ambiente a la corrosión era de esperar, un análisis estadístico puede ser útil para ayudar a determinar el número de puntos de inspección necesarios para establecer la confianza deseado en el circuito calculado tasa media, el grosor de limitación y / o vida útil restante. la corrosión es rara vez verdaderamente uniforme y de hecho puede ser bastante localizada, por lo que pueden ser necesarios CMLs adicionales. Los inspectores deben utilizar sus conocimientos (y la de los demás) de la unidad de proceso para optimizar la asignación de CML para cada circuito, equilibrar el esfuerzo de recoger los datos con los beneficios proporcionados por los datos. Donde hay datos de espesor históricos adecuados para un circuito y de datos ha sido validado para la confianza deseado en el circuito calculado tasa media, el grosor de limitación y / o vida útil restante. la corrosión es rara vez verdaderamente uniforme y de hecho puede - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- asegurarse de que es representativo para el medio ambiente a la corrosión era de esperar, un análisis estadístico puede ser útil para ayudar a determinar el número de puntos de inspección necesarios para establecer ser bastante localizada, por lo que pueden ser necesarios CMLs adicionales. Los inspectores deben utilizar sus conocimientos (y la de los demás) de la unidad de proceso para optimizar la asignación de CML para cada circuito, equilibr Más CMLs deben seleccionarse para sistemas de tuberías corrosivos con cualquiera de las siguientes características: a) un mayor potencial para la creación de una seguridad o emergencia ambiental en el caso de una fuga; b) tasas de corrosión esperados más altos o experimentados; c) mayor potencial de corrosión localizada; d) una mayor complejidad en términos de accesorios, ramas, tramos muertos, puntos de inyección, y otros artículos similares; e) mayor potencial de CUI; f) mayor velocidad de corrosión (o el espesor) variabilidad; g) una mayor tasa de corto / largo (o relaciones máximas / promedio); h) más alto grado de variabilidad del proceso (parámetros de proceso que afectarán a la corrosión localizada); i) circuitos con entornos de corrosión que han experimentado fallos inesperados en la instalación o en la industria de otra parte. Menos CMLs pueden seleccionarse para sistemas de tuberías con cualquiera de las tres características siguientes: a) bajo potencial para la creación de una seguridad o emergencia ambiental en el caso de una fuga; b) sistemas de tuberías relativamente no corrosivos; Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 33 c) de largo, los sistemas de tuberías directamente a ejecutar. CMLs pueden ser eliminados para sistemas de tuberías con cualquiera de las siguientes características: a) extremadamente bajo potencial para la creación de una seguridad o emergencia ambiental en el caso de una fuga; b) los sistemas no corrosivos, como se demuestra por la historia o servicio similar; y c) sistemas que no están sujetas a los cambios que podrían causar la corrosión como se ha demostrado por la historia y / o revisiones periódicas. Cada LMC debe tener al menos uno o más puntos de examen identificados. Ejemplos incluyen: a) las ubicaciones marcadas en la tubería sin aislar el uso de plantillas de pintura, plantillas de metal, o pegatinas; b) agujeros en el aislante y tapados con las cubiertas; c) aislamiento temporal cubre de grifería boquillas, etc .; d) isométricos o documentos que reflejen CML; e) dispositivos de identificación por radiofrecuencia (RFID); f) botones de monitoreo computarizado (CMB). identificación cuidadosa de CML y los puntos de examen son necesarios para mejorar la precisión y repetibilidad de los datos. especialistas corrosión deben ser consultados acerca de la colocación apropiada y el número de CML para sistemas de tuberías susceptibles a la corrosión localizada o formación de grietas, o en circunstancias en que se reducirá sustancialmente CMLs o eliminados. 5.7 Métodos de monitoreo de condición 5.7.1 UT y RT COMO YO BPVC Sección V, artículo 23, y la Sección SE-797 proporcionan una guía para realizar mediciones de espesor por ultrasonido. técnicas perfil radiográficos se prefieren para diámetros de tubo de NPS 1 y más pequeños. PRT se prefiere para la PAS donde medición de espesores ultrasónica digital (DUT) no son muy reliable.PRT es muy a menudo la técnica de elección en NPS 8 y bajo cuando se sospecha de la corrosión localizada. mediciones de espesor tomadas de ultrasonidos en el tubo de ánima pequeña (NPS 2 y por debajo) pueden requerir equipo especializado (por ejemplo, transductores en miniatura y / o zapatos curvadas, así como bloques de diámetro de calibración específicos). técnicas perfil radiográficos se pueden utilizar para la medición de espesores, particularmente en sistemas aislados o donde no uniforme o se sospecha la corrosión localizada. Cuando sea práctico, UT entonces se puede usar para obtener el espesor real de las áreas a ser registrada. Después de las lecturas ultrasónicas en CML, se recomienda la reparación adecuada de aislamiento y el aislamiento revestimiento resistente a reducir el potencial de CUI. técnicas perfil radiográficos, que no requieren aislamiento eliminación, pueden ser considerados como una alternativa. Ver API 574 para información adicional sobre métodos de monitoreo de espesor para tuberías. Cuando la corrosión en un sistema de tuberías no es uniforme o el espesor restante se está acercando el espesor mínimo requerido, se puede requerir de medición de espesor adicional. Radiografía y escaneado por ultrasonidos son los métodos preferidos en tales casos. Ver API 574 para información adicional sobre métodos de monitoreo de espesor para tuberías. Cuando la corrosión en un sistema de tuberías no es uniforme o el espesor restante se está acercando el espesor mínimo requerido, se puede requerir de medición de espesor adicional. Radiografía y escaneado por ultrasonidos son los métodos preferidos en tales casos. Ver API 574 para información adicional sobre métodos de monitoreo de espesor para tuberías. Cuando la corrosión en un sistema de tuberías no es uniforme o el espesor restante se está acercando el espesor mínimo requerido, se puede requerir de medición de espesor adicional. Radiografía y escaneado por ultrasonidos son los métodos preferidos en tales casos. Cuando las mediciones ultrasónicas se toman por encima de 150 ° F (65 ° C), instrumentos, acopladores, y procedimientos deben ser usados que resultará en mediciones precisas a las temperaturas más altas. Si el procedimiento no compensa temperaturas más altas, las mediciones deben ser ajustados por el factor de corrección de la temperatura apropiada. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 34 Los inspectores deben ser conscientes de las posibles fuentes de errores de medición y hacer todos los esfuerzos para eliminar su ocurrencia. Como regla general, cada una de las técnicas de END tendrá límites prácticos con respecto a la precisión. Factores que pueden contribuir a la reducción de precisión de las mediciones de ultrasonidos incluyen los siguientes: a) la calibración del instrumento inadecuada; b) revestimientos externos o escala; d) colocación del transductor y la orientación (por ejemplo, la colocación de la superficie curvada, el tono / catch orientación de la sonda); e) defectos de material del subsuelo, tales como laminaciones; f) efectos de la temperatura [a temperaturas superiores a 150 ° F (65 ° C)]; g) resolución inadecuada en las pantallas del detector; h) espesores de menos de yo) 1/8 en (3,2 mm) para los medidores típicos de espesor digitales.; acoplamiento incorrecto de la sonda a la superficie (demasiado o muy poco de gel de acoplamiento). Además, hay que tener en cuenta que el patrón de la corrosión puede ser no uniforme. Para las determinaciones de la tasa de corrosión sean válidas, es importante que las mediciones en el punto más delgado repetirse lo más estrechamente posible a la misma ubicación. Alternativamente, la lectura mínima o un promedio de varias lecturas en un punto de examen pueden ser considerados. Cuando los sistemas de tuberías están fuera de servicio, las mediciones de espesor se pueden tomar a través de aberturas usando calibres. Calibradores son útiles en la determinación de espesores aproximados de piezas fundidas, piezas forjadas, y cuerpos de válvula, así como aproximaciones profundidad de la picadura de CUI en el tubo. dispositivos de medición de profundidad de la picadura también se pueden usar para determinar la profundidad de la pérdida de metal localizado. 5.7.2 Otras técnicas de END para sistemas de canalización Además de la vigilancia espesor, otras técnicas de examen pueden ser apropiados para identificar o monitor para otros tipos específicos de mecanismos de daño. En la selección de la técnica (s) para utilizar durante la inspección de tuberías, los posibles tipos de daños para cada circuito de tuberías deben ser tomadas en consideración. El inspector debe consultar con un especialista en corrosión o un ingeniero para ayudar a definir el tipo de daño, la técnica ECM y el alcance de su examen. API 571 y API 577 también contiene una orientación general sobre las técnicas de inspección que sean apropiados para diferentes mecanismos de daño. Ejemplos de técnicas NDE que pueden ser de utilidad incluyen los siguientes. a) el examen de partículas magnéticas en busca de grietas y otras discontinuidades lineales que se extienden a la superficie del material en los materiales ferromagnéticos. COMO YO BPVC, Sección V, artículo 7, proporciona orientación sobre cómo realizar el examen MT. b) el examen penetrante líquido para grietas que dan a conocer, porosidad, o agujeros de los pasadores que se extienden a la superficie del material y para delinear otras imperfecciones de la superficie, especialmente en materiales no magnéticos. COMO YO BPVC, Sección V, Artículo 6, proporciona orientación sobre cómo realizar el examen PT. c) RT para la detección de imperfecciones internas tales como la porosidad, inclusiones de escoria de soldadura, grietas, y el espesor de los componentes. COMO YO BPVC, Sección V, artículo 2, proporciona orientación sobre la realización de RT. d) ultrasónico de detección de fallos para detectar grietas de rotura internas y superficiales y otras discontinuidades alargadas. COMO YO BPVC, Sección V, artículo 4, el artículo 5, y el artículo 23, proporciona orientación sobre la realización de UT. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- c) significativa rugosidad de la superficie; P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 35 e) alterna técnica de examen fuga de flujo de corriente para detectar grietas para romper la superficie y discontinuidades alargadas. f) Eddy examen de corriente para detectar la pérdida localizada de metal, grietas, y discontinuidades alargadas. COMO YO BPVC, Sección V, Artículo 8, proporciona orientación sobre cómo realizar el examen de corrientes parásitas. g) El campo replicación metalográfico para la identificación de cambios metalúrgicos. h) el examen de emisión acústica para la detección de defectos estructuralmente significativos. COMO YO BPVC, Sección V, artículo 11 y el artículo 12, proporciona orientación sobre la realización de un examen de emisión acústica. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- i) La termografía para determinar la temperatura de los componentes, bloqueos, los niveles de residuos / sedimento, y la verificación de flujo. j) de fugas de pruebas para la detección de defectos a través del espesor. COMO YO BPVC Sección V, artículo 10, proporciona orientación sobre la realización de la prueba de fugas. k) el examen de onda guiada para la detección de la pérdida de metal. 5.7.3 Preparación de la superficie para ECM preparación de la superficie adecuada es importante para el examen visual adecuada y para la aplicación satisfactoria de la mayoría de los métodos de examen, tales como los mencionados anteriormente. El tipo de preparación de la superficie requerida depende de las circunstancias individuales y la técnica ECM, pero las preparaciones de superficie tal como un cepillo de alambre, chorro de arena, picar, moler, o puede ser necesaria una combinación de estas preparaciones. Los consejos de los especialistas ECM puede ser necesaria con el fin de seleccionar y aplicar la preparación adecuada de la superficie para cada técnica ECM individual. 5.7.4 UT ángulo del haz examinadores El propietario / usuario deberá especificar los examinadores de haz angular UT-calificados de la industria cuando el propietario / usuario requiere lo siguiente: a) detección de la superficie interior (ID) romper defectos al inspeccionar desde la superficie externa (OD); o b) la detección, caracterización y / o a través de la pared dimensionamiento de defectos. Ejemplos de aplicación para el uso de los examinadores Ángulo de haz UT-calificados de la industria incluyen la detección y dimensionamiento defectos de cepillado de la superficie externa y la recogida de datos para las evaluaciones de aptitud para el servicio. 5.8 Corrosión Bajo Aislamiento Inspección Inspección para CUI se considerará para el carbono aislado externamente y baja tubería de aleación que opera entre 10 ° F (-12 ° C) y 350 ° F (175 ° C). CUI inspecciones pueden llevarse a cabo como parte de la inspección externa. Si se encuentran daños CUI durante controles sobre el terreno, el inspector debe inspeccionar otras áreas sensibles de la tubería. API 583 en CUI tiene mucha información más detallada sobre CUI y debe ser utilizado en conjunto con los programas de inspección de tuberías CUI. Aunque aislamiento externo puede parecer que estar en buenas condiciones, el daño CUI todavía puede estar ocurriendo. Las técnicas no intrusivas como la radiografía en tiempo real puede ayudar a determinar si cualquier escala está presente detrás del aislamiento sin retirar. Otras técnicas, como la radiografía de perfil, pulsada por corrientes de Foucault y guiada Examen de onda pueden ayudar a localizar daños. La eliminación de incrustaciones en el equipo activo y la eliminación del aislamiento en que se sospeche fugas puede representar un riesgo de seguridad importante. CUI daño es a menudo bastante insidiosa, ya que puede ocurrir en áreas donde no parece probable. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST 36 API 570 Consideraciones para la eliminación de aislamiento incluyen, pero no se limitan a: a) la historia de CUI para el sistema de tuberías específico o sistemas de tuberías comparables; b) la condición visual de la cubierta externa y de aislamiento; manchas de óxido, el crecimiento biológico y encamisado tiempo abombada; c) pruebas de fugas de fluido (por ejemplo, gotas o vapores); d) si los sistemas de tuberías están en servicio intermitente; e) condición / estado del recubrimiento externo, si se conoce; f) evidencia de zonas con aislamiento mojado; g) potencial para el tipo de aislamiento para absorber / HOLD más agua (por ejemplo, silicato de calcio frente a vidrio celular); h) bajos puntos de flacidez de líneas; i) parte inferior de la tubería vertical; j) la proximidad a equipos que podrían aumentar la humedad local, (por ejemplo, torres de refrigeración); k) Las zonas donde los regímenes de temperatura se mueven dentro y fuera de la gama de temperaturas CUI. 5.9 Mezcla Punto de Inspección puntos de mezcla son lugares en los sistemas de tuberías en el que dos o más corrientes diferentes se encuentran. La diferencia en las corrientes puede ser composición, la temperatura o cualquier otro parámetro que puede contribuir al deterioro, acelerada o corrosión localizada, y / o la fatiga térmica durante las condiciones normales o anormales de operación. Todo potencialmente problemática (sujeto a la corrosión o agrietamiento) puntos de mezcla debe ser identificado y revisado para determinar si estas áreas tienen una mayor susceptibilidad, o tasa de degradación de los mecanismos de daño específicos en comparación con el padre / contribuyendo corrientes de tuberías. puntos identificados como tal mezcla, se puede tratar como circuitos de inspección separados, y pueden necesitar estas áreas a ser inspeccionado de manera diferente, el uso de técnicas especiales, alcance diferente, y a intervalos más frecuentes cuando se compara con el plan de inspección para el padre / contribuyendo corriente de la tubería ( s). - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- Se debe reconocer que después de la revisión, algunos puntos de mezcla pueden no requerir ninguna técnica o intervalos de inspección especial énfasis. Dada la amplia variedad de diseños de mezcla de punto y parámetros de operación, está más allá del alcance de este Código para proporcionar recomendaciones de inspección específicas para la mezcla de circuitos de punto. Se anticipa que la definición de esas recomendaciones de inspección requerirá una cuidadosa revisión en consideración de diseño punto de mezcla (configuración y metalurgia), el régimen de flujo de la corriente, la composición y las diferencias de temperatura, junto con esperados susceptibilidades mecanismo de daño, y las tasas de degradación. Consulte la API 574 para obtener información adicional sobre los puntos de mezcla proceso. Similar a los circuitos del punto de inyección, los métodos preferidos de la inspección de puntos de mezclado incluyen; radiografía y ultrasonidos (viga recta y / o haz de ángulo) para determinar el espesor mínimo medido y / o la presencia de otros mecanismos de daño susceptibles (por ejemplo, agrietamiento por fatiga térmica y picaduras) en cada CML. Los cambios en los puntos de mezcla, incluyendo, pero no limitado a los cambios en: régimen, composición de la corriente o características o componentes de construcción y su orientación, debe ser identificado y revisado de flujo para determinar qué, si cualquier cambio en el plan de inspección pueden ser necesarios como resultado. Ver NACE SP 0114, Inyección refinería y proceso de mezcla Puntos para informacion adicional. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST 37 P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 5.10 Inyección Punto de Inspección puntos de inyección son a veces sujetos a corrosión acelerada o localizada de las condiciones normales o anormales de operación. Los que son susceptibles deben ser tratados como circuitos de control separados, y estas áreas necesitan ser examinado a fondo en un horario regular. Cuando se designa un circuito de punto de inyección a efectos de inspección, el límite aguas arriba recomendada del circuito de punto de inyección es de un mínimo de 12 pulg. (300 mm) o tres diámetros de tubería aguas arriba del punto de inyección, lo que sea mayor. El límite aguas abajo recomendada del circuito de punto de inyección es el segundo cambio en la dirección de flujo más allá del punto de inyección, o de 25 pies (7,6 m) más allá de la primera cambio en la dirección de flujo, lo que sea menor. En algunos casos, puede ser más conveniente ampliar este circuito a la siguiente pieza de equipo de presión, como se muestra en la Figura 1. línea de vapor Overhead o 12 en. el que sea mínimo es mayor 3D punto de inyección de la punto de inyección condensadores circuito de tubería de superiores Columna de destilación * ubicaciones de monitorización de estado típicos (CMLs) dentro de los circuitos punto de inyección Figura Inyección 1-Típica punto del circuito de tuberías La selección de las ubicaciones de monitorización de estado (CMLs) dentro de los circuitos punto de inyección sujetos a la corrosión localizada debe estar de acuerdo con las siguientes directrices: a) establecer CMLs sobre los accesorios apropiados dentro del circuito de punto de inyección, b) establecer CMLs en la pared del tubo en el lugar de espera pinzamiento pared de la tubería de fluido inyectado, c) establecer CMLs en puntos intermedios a lo largo de la tubería recta más larga dentro del circuito de punto de inyección puede ser necesaria, - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` ` Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST 38 API 570 d) establecer CMLs en ambos de los límites aguas arriba y aguas abajo del circuito de punto de inyección. Los métodos preferidos de la inspección de puntos de inyección son la radiografía y / o de exploración UT o estrechamente espaciados inspección rejilla UT, según proceda, para establecer el espesor mínimo medido en cada CML. Cerrar mediciones ultrasónicas de rejilla o de exploración se pueden utilizar, siempre y cuando las temperaturas son apropiadas. Para algunas aplicaciones, es beneficioso para eliminar carretes de tuberías para facilitar una inspección visual de la superficie interior. Sin embargo, todavía se requieren mediciones de espesor para determinar el espesor restante. Durante las inspecciones periódicas programados, inspección más amplia se debe aplicar a un área que comienza el 12 pulg. (300 mm) aguas arriba de la boquilla de inyección y continuando durante al menos diez diámetros de tubo corriente abajo del punto de inyección. Además, medir y registrar el espesor en todos los CMLs dentro del circuito de punto de inyección. El potencial de la corrosión localizada puede ocurrir en la unión donde el punto de inyección entre en la tubería primaria. El uso de perfil radiografía en el cruce y UT escaneado manual de la tubería primaria (que rodea y aguas abajo de la unión) se recomienda El hardware utilizado para inyectar el líquido en la corriente de proceso es importante para una mezcla adecuada de los flujos. La mayoría de las configuraciones utilizan ya sea una boquilla de inyección o una pluma que se proyectan en la corriente de proceso. Estas boquillas de inyección (o púas) deberían ser inspeccionados periódicamente para asegurar que todavía están intactos, y están en la orientación correcta (es decir, la boquilla señaló aguas arriba si ese es el diseño previsto). Uso de la radiografía para las inspecciones periódicas de la boquilla de inyección o la pluma se recomienda para este fin. Testing 5,11 Presión de sistemas de tuberías 5.11.1 general Las pruebas de presión normalmente no se llevan a cabo como parte de una inspección de rutina (véase 8.2.7 para los requisitos de las pruebas de presión para reparaciones, reformas y re-calificación). Las excepciones a esto incluyen requisitos de los guardacostas para más de las tuberías de agua y los requisitos de las jurisdicciones locales, alteraciones después de soldadas, tuberías enterradas o cuando especificados por el ingeniero inspector o tuberías. Cuando se llevan a cabo, las 579-1 / ASME FFS-1, y ASME PCC-2 artículo 5.1. pruebas de servicio y / o pruebas de presión más baja, que se utilizan solamente para la estanqueidad de los sistemas de tuberías, pueden llevarse a cabo a presiones designadas por el propietario / usuario. Las pruebas de presión se llevan a cabo típicamente en un circuito de tuberías entero. Sin embargo, cuando sea práctico, las pruebas de presión de los componentes individuales / secciones se pueden realizar en lugar de la totalidad de circuito (por ejemplo, una sección de reemplazo de la tubería). Un ingeniero debe ser consultado cuando una prueba de presión de tuberías componentes / secciones se va a realizar (incluyendo el uso de dispositivos de aislamiento) para asegurarse de que es adecuado para el propósito previsto. Cuando se requiere una prueba de presión, que se llevará a cabo después de cualquier tratamiento térmico. Antes de aplicar una prueba hidrostática, el diseño de estructuras y bases de apoyo debe ser revisado por un ingeniero para asegurar que son adecuados para la carga hidrostática. NOTA El propietario / usuario es advertido para evitar exceder el 90% de la resistencia especificada mínimo rendimiento (SMYS) para el material a la temperatura de ensayo y especialmente para los equipos utilizados en el servicio temperatura elevada. El fluido de prueba 5.11.2 El fluido de prueba debe ser agua a menos que exista la posibilidad de daño debido a la congelación u otros efectos adversos de agua en el sistema de tuberías o el proceso (por ejemplo, incompatibilidad de proceso con agua) o menos que el agua de ensayo se contaminará y su disposición presentará ambiental problemas. En cualquier caso, se puede utilizar otro líquido no tóxico adecuado. Si el líquido es inflamable, su punto de inflamación será (49 ° C) o mayor, al menos, 120 ° F, y se tendrá en cuenta para el efecto de la entorno de prueba en el fluido de ensayo. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- pruebas de presión se realizaron de acuerdo con los requisitos de ASME B31.3. Consideraciones adicionales para la prueba de presión se proporcionan en la API 574, API P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 39 Las tuberías fabricadas de o que tiene componentes de acero inoxidable austenítico se debe hydrotested con una solución compuesta de agua potable (ver nota), de-ionizado / de-mineralizada agua o condensado de vapor que tiene una concentración de cloruro total (concentración de cloro no libre) de menos de 50 ppm. NOTA agua potable en este contexto sigue la práctica estadounidense, con 250 partes por millón de cloruro máximo, desinfectados con cloro u ozono. Para sensibilizado austenítico tuberías de acero inoxidable sujeto a estrés politiónico agrietamiento por corrosión, debe considerarse la posibilidad de utilizar una solución alcalina de agua para la prueba de presión donde la corrosión acelerada de la región sensibilizados puede ser un problema (véase NACE RP 0170). Si una prueba de presión se ha de mantener durante un período de tiempo y el fluido de ensayo en el sistema está sujeto a la expansión térmica, se deberán tomar precauciones para evitar la acumulación de presión más allá de la especificada. Después de que se complete la prueba, la tubería debe ser drenado a fondo (todos los respiraderos de alto punto debe estar abierto durante el drenaje), aire soplado, o se seca de otro modo. Si el agua potable no está disponible o si el drenaje inmediato y secado no es posible, en agua que tienen un nivel muy bajo de cloruro, mayor pH (> 10), y la adición inhibidor puede ser considerada para reducir el riesgo de corrosión por picaduras y microbiológicamente inducida. 5.11.3 Análisis presión neumática Un neumático (o neumático hidro) prueba de presión se puede utilizar cuando es impracticable prueba hidrostática debido a la temperatura, las limitaciones estructurales, o de proceso. Sin embargo, se considerarán los posibles riesgos para el personal y los bienes de las pruebas de neumáticos en la realización de dicha prueba. Como mínimo, las precauciones de inspección contenidos en ASME B31.3 se aplicarán de cualquier prueba neumática. Ver ASME PCC-2 para las precauciones sobre las pruebas de presión neumática. 5.11.4 temperatura del ensayo y Consideraciones fractura frágil A temperatura ambiente, carbono, de baja aleación, y otros aceros, incluyendo aceros de alta aleación fragilizada por la exposición de servicio, pueden ser susceptibles a rotura frágil. Un número de fallos se han atribuido a la rotura frágil de los aceros que fueron expuestos a temperaturas por debajo de su temperatura de transición y a presiones mayores que 25% de la presión de prueba hidrostática requerida o 8 ksi de estrés, lo que sea menor. La mayoría de las fracturas frágiles, sin embargo, se han producido en la primera aplicación de un alto nivel de estrés (la primera prueba hidráulica o sobrecarga). El potencial de una rotura frágil será evaluado por un ingeniero antes de la prueba hidrostática o especialmente antes de la prueba neumática debido a la energía potencial más alta en cuestión. Especial atención debe prestarse al probar aceros de baja aleación, especialmente 2 1/4 Cr-1Mo, ya que puede ser propenso a moderar la fragilización. Para reducir al mínimo el riesgo de fractura frágil durante una prueba de presión, la temperatura del metal debe mantenerse al menos 3 ° F (17 ° C) por encima de la MDMT para la tubería que es de más de 2 pulg. (5 cm) de espesor, y 10 ° F (6 ° C) por encima de la MDMT para tuberías que tienen un espesor de 2 pulg. (5 cm) o menos. La temperatura de ensayo no tiene que exceder de 120 ° F (50 ° C) a menos que exista información sobre las características quebradizas del material de construcción de canalizaciones que indica que se necesita una temperatura de ensayo más alta. 5.11.5 Precauciones y procedimientos Durante una prueba de presión, donde la presión de prueba será superior a la presión de conjunto de dispositivo de alivio de en un sistema de tuberías de la presión, el dispositivo (s) aliviar la presión debe ser removido o blanqueó para la duración de la prueba. Como alternativa, cada disco de la válvula se llevará a cabo por una abrazadera de prueba diseñada adecuadamente. está prohibida la aplicación de una carga adicional para el resorte de la válvula girando el tornillo de ajuste. Otros accesorios que son incapaces de soportar la presión de prueba, tales como vasos de calibre, galgas de presión, juntas de expansión, y discos de ruptura, se deben eliminar o blanqueó. Líneas que contienen juntas de expansión que no puede ser eliminado o aislado puede ser probados a una presión reducida de acuerdo con los principios de la ASME B31.3. Si se utilizan válvulas de bloqueo para aislar una tubería - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 40 sistema para una prueba de presión, se debe tener precaución para no superar la presión de asiento permisible como se describe en ASME B16.34 o datos de fabricante de la válvula aplicables. Al término de la prueba de presión, dispositivos de alivio de la presión de los ajustes adecuados y otros accesorios retirado o hecho inoperable durante la prueba de presión se pueden volver a instalar o reactivados. Antes de aplicar una prueba de presión, precauciones y procedimientos apropiados deben tenerse en cuenta para garantizar la seguridad del personal que participa en la prueba de presión. Un cierre para la inspección visual de componentes de tubería no debe realizarse hasta que la presión equipo está en o por debajo de la PSMA. Esta opinión es especialmente importante para las tuberías en servicio. 5.11.6 Prueba de presión Alternativas Apropiada ECM se especificará y lleva a cabo cuando una prueba de presión no se realiza después de una reparación o alteración importante. La sustitución de los procedimientos de END para una prueba de presión después de una alteración sólo se permite después de que el ingeniero e inspector han aprobado la sustitución. Para los casos en UT se utiliza en lugar de una prueba de presión, el propietario / usuario deberá especificar los examinadores de haz angular UT-calificados de la industria. ASME Case Código B31 179 puede utilizarse en lugar de RT para soldaduras de B31.1 de tuberías, y los criterios de aceptación UT alternativa previstas en el asunto Código B31 181 puede utilizarse en lugar de los descritos en el párrafo. 344.6.2 de ASME B31.3, según corresponda, para soldaduras de cierre que no han sido probados presión y para la soldadura de reparaciones identificados por el ingeniero o inspector. 5.12 Material de verificación y trazabilidad El propietario / usuario deberá evaluar la necesidad de y el alcance de la aplicación de un programa de verificación de material consistente con API 578 frente a la sustitución de materiales inadvertida en los sistemas de aleación de tuberías existentes. Un programa de verificación de material consistente con API 578 puede incluir procedimientos para el establecimiento de prioridades y el riesgo ranking de circuitos de tuberías. Esa evaluación puede dar lugar a un examen PMI retroactiva, como se describe en la API 578, para confirmar que los materiales instalados son compatibles con el servicio previsto. Componentes identificados durante la verificación que no cumplen con los criterios de aceptación del programa de exploración del PMI (como en API 578) se dirigirían para su sustitución. El propietario / usuario y el inspector de la tubería autorizado, en consulta con un especialista de la corrosión, establecerán un calendario para la sustitución de estos componentes. En líneas en unidades de proceso mayores funcionan por encima de 500 ° F (260 ° C) y sujeto a la corrosión sulfuración, la tubería de acero al carbono que contiene menos de 0,1% en peso de silicio puede corroer las tasas en significativamente más altos que los aceros al carbono más alto de silicio (moderna “silicio-muerto” proceso). Para los sistemas / circuitos que se han identificado en el servicio sulfuración corrosión que puede contener aceros bajos en carbono de silicio mayores de tuberías, debe considerarse la posibilidad de llevar a cabo la inspección de cada segmento de tubería con el fin de identificar la velocidad de corrosión caso / componente peor limitante. Después de alrededor de 1985 a 1990, más comprados tubería se convirtió en doble estampado, y por lo tanto el problema de bajo silicio disminuido para las tuberías comprado e instalado después de ese periodo de tiempo. Las técnicas de inspección que pueden ser útiles para la búsqueda de componentes susceptibles bajo aislamiento incluyen la radiografía en tiempo real, GWT, y PEC. planes de inspección para la corrosión sulfuración deben estar de acuerdo con API 939-C. Durante las reparaciones o alteraciones de los sistemas de tuberías de material de aleación, donde se requiere el material de aleación para mantener contención de la presión, el inspector deberá verificar que la instalación de nuevos materiales es consistente con los materiales de construcción seleccionados o especificados. Este programa de verificación material debe ser compatible con la API de 578. El uso de procedimientos de evaluación de riesgo, el propietario / usuario puede hacer esta evaluación mediante una verificación del 100%, el examen PMI en ciertas situaciones críticas, o mediante el muestreo de un porcentaje de los materiales. examen PMI se puede lograr por el inspector o el examinador con el uso de métodos adecuados como se describe en API 578. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 41 Si un componente del sistema de tuberías debe fallar porque un material incorrecto fue inadvertidamente sustituido por el material de la tubería adecuada, el inspector deberá considerar la necesidad de una verificación adicional de materiales de tuberías existentes. El alcance de la verificación adicional dependerá de circunstancias tales como las consecuencias de la insuficiencia y la probabilidad de errores adicionales de material. 5.13 Inspección de las válvulas Normalmente, las mediciones de espesor no se toman rutinariamente en las válvulas en los circuitos de tuberías. El cuerpo de una válvula es normalmente más grueso que otros componentes de tubería por razones de diseño. Sin embargo, cuando las válvulas se desmontan para su mantenimiento y reparación, el personal del taller deben examinar visualmente los componentes de la válvula para cualquier patrón inusual de corrosión o adelgazamiento y, cuando aparece, reportar esa información para el inspector. Cuerpos de válvulas que están expuestas a los ciclos de temperatura significativo (por ejemplo, reformado catalítico regeneración unidad y la limpieza con vapor) deben ser examinados periódicamente por agrietamiento por fatiga térmica. Si las válvulas de compuerta son conocidos por ser o son sospechosos de estar expuesto a la corrosión erosión severa o inusual, lecturas de espesor deben llevarse a cabo en el cuerpo entre los asientos, ya que esta es una zona de alta turbulencia y alta tensión. Las válvulas de control u otras válvulas de estrangulamiento, particularmente en los servicios de la gota y de lodo de alta presión, pueden ser susceptibles a la corrosión localizada / erosión del cuerpo aguas abajo del orificio. Si se sospecha de tal pérdida de metal, la válvula debe ser retirado de la línea para la inspección interna. El interior de la brida de unión aguas abajo y la tubería también debe ser inspeccionado para la pérdida de metal local. Cuando las pruebas de presión del cuerpo de la válvula y / o de cierre se realizan después de servicio y mantenimiento, que deben llevarse a cabo de acuerdo con API 598.Critical válvulas de retención debe ser inspeccionado o probado para proporcionar mayor seguridad de que van a evitar inversiones de flujo adecuada. Un ejemplo de una válvula de retención crítico puede ser la válvula de retención se encuentra en la salida de una de múltiples etapas, de alta cabeza hidráulica de bomba de carga de procesamiento. El fallo de una válvula de retención tal para operar correctamente podría resultar en más de presionar a la tubería durante una inversión del flujo. El método de inspección visual normal debe incluir los siguientes elementos. a) Comprobación para asegurar que la aleta es libre de moverse, como se requiere, sin flojedad allá de la tolerancia debido al desgaste. b) La parada de charnela no debería tener desgaste más allá de la tolerancia. Esto reducirá al mínimo la probabilidad de que la aleta se moverá más allá de la posición central muerto superior y permanecer en una posición abierta cuando la válvula de retención se monta en una posición vertical. c) La tuerca de aleta debe ser asegurada al perno de charnela para evitar dar marcha atrás en el servicio. normalmente no se requieren controles de fugas de válvulas de retención críticos, pero pueden ser considerados para circunstancias especiales. 5.14 Inspección en servicio de las soldaduras Inspección de la calidad de tuberías de soldadura se lleva a cabo normalmente como una parte de los requisitos para la nueva construcción, reparaciones o alteraciones. Sin embargo, las soldaduras a menudo se inspeccionaron en busca de corrosión como parte de una inspección perfil radiográfico o como parte de una inspección interna. Cuando se observó la corrosión de soldadura preferencial, soldaduras adicionales en el mismo circuito o sistema deben ser examinados para la corrosión. API 577 proporciona orientación adicional sobre la inspección de soldaduras. Debido a las diferentes capacidades y características de los diversos métodos de ECM para encontrar defectos, utilizando un método de ECM que es diferente de la empleada durante la fabricación original puede revelar defectos pre-existentes que no fueron causada por la exposición en servicio (por ejemplo, la aplicación de UT y MT para la inspección en servicio, cuando sólo se aplicó RT durante la fabricación). Por esta razón, a menudo es una buena práctica para especificar los tipos de ECM durante la fabricación original que el propietario / usuario previsto aplicar durante las inspecciones en servicio. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 42 En ocasiones, los exámenes radiográficos de soldaduras perfil que han estado en servicio pueden revelar un defecto en la soldadura. Si imperfecciones de crack-como se detectan mientras que el sistema de tuberías está en funcionamiento, la inspección adicional con la radiografía calidad de la soldadura y / o UT debe usarse para evaluar la magnitud de la imperfección. Además, el inspector debe hacer un esfuerzo para determinar si las imperfecciones de crack-como son de fabricación soldadura original o pueden ser de un mecanismo de agrietamiento ambiental. defectos de grietas como y agrietamiento ambiental serán evaluadas por un ingeniero de acuerdo con API 579-1 / ASME FFS-1 y / o especialista corrosión. la corrosión de soldadura preferencial se evaluó por el inspector. Los aspectos a considerar cuando se evalúa la calidad de las soldaduras existentes incluyen lo siguiente: a) Método de inspección de fabricación original y criterios de aceptación; b) extensión, magnitud, y la orientación de imperfecciones; c) la duración de tiempo en servicio; d) que operan frente a las condiciones de diseño; e) presencia de esfuerzos de tuberías secundarias (residuales y térmicas); f) potencial para cargas de fatiga (mecánica y térmica); g) sistema de tuberías primaria o secundaria; h) potencial de impacto o cargas transitorias; i) potencial de agrietamiento ambiental; j) el historial de reparaciones y el tratamiento térmico; k) las soldaduras de metales diferentes tales como ferrítico-a-austenítico y aleación de 400 a soldaduras de acero de carbono; l) la dureza de la soldadura. Para las soldaduras de tuberías en servicio, puede no ser apropiado utilizar los criterios de aceptación de la radiografía del código de construcción originales para la calidad de la soldadura en ASME B31.3. Los criterios de aceptación B31.3 están destinadas a aplicarse a la nueva construcción en un muestreo de las soldaduras, no sólo las soldaduras examinados, con el fin de evaluar la calidad probable de todas las soldaduras (o soldadores) en el sistema. Algunas soldaduras pueden existir que no va a cumplir con estos criterios, pero se sigue realizar el servicio de forma satisfactoria in- después de ser probado hidrostáticamente. Esto es especialmente cierto en las pequeñas conexiones de ramales que normalmente no se examinaron durante la nueva construcción. El propietario / usuario deberá especificar los examinadores de haz angular UT-calificados de la industria cuando el propietario / usuario requiere cualquiera de los siguientes elementos. b) Cuando la detección, se requiere dimensionamiento caracterización, y / o a través de la pared de defectos planares. Ejemplos de aplicación para el uso de dichos examinadores de haz angular UT-calificados de la industria incluyen la obtención de las dimensiones de defectos para la evaluación y seguimiento de los defectos conocidos por Servicio de fitness. 5.15 Inspección de uniones embridadas uniones embridadas deben ser examinados para la evidencia de fugas, tales como manchas, depósitos, o goteos. Las fugas del proceso Onto sujetadores de bridas y elementos de fijación tapa de la válvula puede dar lugar a corrosión o agrietamiento ambiental. este examen Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- a) Detección de la superficie interior (ID) romper defectos planares al inspeccionar desde la superficie externa (OD). P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 43 debería incluir esas bridas cerrados con brida o salpicaduras y-Spray guardias. juntas de brida que han sido sujetadas y se bombea con sellador se debe comprobar si hay fugas en los pernos. Sujetadores sometidos a tal fuga puede corroer o grieta (por ejemplo, agrietamiento cáustica). Si se contempla rebombeo, elementos de sujeción afectados deben ser renovados primero. caras de la brida con acceso deben ser examinados para la distorsión y para determinar las condiciones de las superficies de junta-de asientos. Si bridas son significativamente doblado o dañado, sus marcas y espesores deben comprobarse frente a los requisitos de ingeniería antes de tomar una acción correctiva. elementos de fijación de brida deben ser examinados visualmente para la corrosión y acoplamiento de rosca. Los sujetadores deben completamente acopladas. Cualquier elemento de fijación no hacerlo se considera aceptablemente comprometida si la falta de enganche completo no es más de un hilo (trasladado a 574). Las marcas en una muestra representativa de elementos de fijación y juntas recién instalados deben ser examinados para determinar si cumplen con la especificación de material. Las marcas se identifican en las normas ASME y ASTM aplicables. sujetadores cuestionables deben ser verificados o renovados. orientación adicional sobre la inspección de juntas de brida se puede encontrar en ASME PCC-1. 6 Intervalo / frecuencia y extensión de Inspección 6.1 Generalidades Para garantizar la integridad de los equipos, todos los sistemas de tuberías y dispositivos de alivio de presión deberán ser inspeccionados en los intervalos / frecuencias proporcionadas en esta sección. inspecciones programadas se llevarán a cabo en o antes de su fecha de vencimiento o ser considerados atrasados para su inspección. Alternativamente, una fecha de vencimiento de inspección se puede determinar a través de una evaluación de riesgo de acuerdo con API 580. Esta fecha de vencimiento puede exceder el intervalo de vida media típica utilizada en un análisis más convencional. Tenga en cuenta que no todos los análisis RBI producir un intervalo de inspección, algunos generan una fecha de vencimiento de inspección basado en criterios de riesgo aceptables. Ver 7.13 para obtener más información y requisitos sobre las inspecciones vencidas, aplazamientos de inspección y revisiones intervalo de inspección. La inspección apropiada proporcionará la información necesaria para determinar que todas las secciones esenciales o componentes de los equipos son seguros para operar hasta la próxima inspección programada. Los riesgos asociados con la parada operativa y puesta en marcha y la posibilidad de aumento de la corrosión debido a la exposición de las superficies del equipo al aire y la humedad durante el apagado deben ser evaluados cuando se planea una inspección interna. Este Código se basa en el seguimiento de una muestra representativa de los lugares de inspección de tuberías seleccionado con la intención específica para revelar una evaluación razonablemente precisa de la condición de la tubería. 6.2 Inspección durante la instalación y Cambios de servicio 6.2.1 Instalación de tuberías Tuberías serán inspeccionados de acuerdo con el código de requisitos de construcción en el momento de la instalación. El propósito de la inspección de la instalación es instalación mínima debe incluir los siguientes elementos: a) verificar que la tubería está instalado correctamente, se instala la metalurgia correcta, los soportes son adecuados y asegurado, los archivos adjuntos exteriores tales como soportes, zapatos, perchas se aseguran, aislamiento está instalado correctamente, brida y otras conexiones mecánicas están correctamente ensamblados y la tubería es limpio y seco; b) la verificación de los dispositivos de alivio de presión satisfacen los requisitos de diseño (dispositivo correcto y de presión conjunto correcto) y están instalados correctamente. Esta inspección instalación debe documentar las mediciones de espesores de línea de base que se utilizará como lecturas de espesor iniciales para los cálculos de la tasa de corrosión en lugar de datos de espesor de diseño nominales y mínimos en las especificaciones, y Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- para verificar que la tubería está limpio y seguro para la operación, y para iniciar los registros de inspección de plantas para los sistemas de tuberías. La inspección de la API 570 44 diseño de hojas de datos / dibujos. Esto también facilitará la creación de un cálculo de la velocidad de corrosión precisa después de la primera en servicio se registran las mediciones de espesor. 6.2.2 Tubería de Servicio Cambio Si se cambian las condiciones de servicio del sistema de tuberías, es decir, excederá la envolvente de funcionamiento actual (por ejemplo, el contenido del proceso, la presión de funcionamiento máxima, y la temperatura máxima y mínima de funcionamiento), se establecerán los intervalos de inspección para las nuevas condiciones de servicio, incluyendo el revisión de la configuración del dispositivo para aliviar la presión aplicables. Si tanto la propiedad y la ubicación de la tubería se cambian, la tubería deberá ser inspeccionado antes de ser reutilizado. Asimismo, se establecerán las condiciones de servicio admisibles y el intervalo de inspección para el nuevo servicio. 6.3 Tuberías Planificación de inspección 6.3.1 Generalidades La frecuencia y la magnitud de inspección en circuitos de tuberías ya sea por encima o por debajo del suelo dependen de las formas de degradación que pueden afectar a la tubería y la consecuencia de un fallo de la tubería. Las diversas formas de degradación que pueden afectar a los circuitos de tuberías de procesos se describen en la API 571 en más detalle. Una clasificación simplificada de tuberías basado en la consecuencia de la falta se define en 6.3.4. Como se describe en 5.3, estrategia de inspección basado en la probabilidad y la consecuencia del fallo se denomina RBI. El esquema de clasificación de tuberías simplificada en 6.3.4 se basa en la consecuencia de un fallo. La clasificación se utiliza para establecer la frecuencia y el alcance de la inspección. El propietario / usuario puede idear un esquema de clasificación más extensa que evalúa más exactamente consecuencia para determinados circuitos de tuberías. La evaluación de las consecuencias que consideraría la posibilidad de explosión, incendio, toxicidad, impacto ambiental, y otros efectos potenciales asociados con un fracaso. Referencia API 580 La evaluación de las consecuencias de las directrices y requisitos de fallo. Después se lleva a cabo una evaluación eficaz, los resultados pueden ser utilizados para establecer una estrategia de inspección circuito de tuberías y definir el plan de inspección apropiada por 5.2 6.3.2 Ajuste de los intervalos de inspección con RBI Una evaluación RBI realizado de acuerdo con API 580 puede ser usado para determinar los intervalos de inspección o fecha de vencimiento próxima inspección y el alcance de la inspección. 6.3.3 Ajuste de los intervalos de inspección sin el uso de RBI Si no se está utilizando RBI, se establece y se mantiene mediante el uso de los siguientes criterios el intervalo entre inspecciones de tuberías: a) la velocidad de corrosión y restantes cálculos de la vida; b) la clasificación de tubería de servicio (véase 6.3.4); c) los requisitos jurisdiccionales aplicables; d) y el juicio del inspector, el ingeniero de la tubería, el supervisor ingeniero de tuberías, o un especialista en materiales, en base a las condiciones de funcionamiento, la historia previa de inspección, los resultados de inspección actuales, y las condiciones que pueden justificar las inspecciones suplementarias cubiertas de 5,5. El propietario / usuario o el inspector establecerán los intervalos de inspección para las mediciones de espesores y las inspecciones visuales externas y, en su caso, para las inspecciones internas y suplementarios. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST 45 P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS Para la clase 1, 2, y 3 de tuberías, el período entre las mediciones de espesores para CMLs o circuitos no debe exceder de la mitad de la vida útil restante o los intervalos máximos recomendados en la Tabla 1, el que sea menor. Siempre que la vida útil restante es inferior a cuatro años, el intervalo de inspección puede ser la vida restante completo hasta un máximo de dos años. El intervalo se establece por el ingeniero inspector o la tubería de acuerdo con el sistema de control de calidad del propietario / usuario. Tabla 1 recomendado por el volumen máximo de inspección Intervalos tipo de circuito Las mediciones de espesores visuales externas Clase 1 5 años 5 años Clase 2 10 años 5 años clase 3 10 años 10 años clase 4 Opcional Opcional 3 años por clase - por clase puntos de inyección un Suelo para Interfaces por aire segundo Las mediciones de espesores NOTA aplican a sistemas para los cuales han sido establecidos de acuerdo con CML 5.6. un Los intervalos de inspección o fechas de vencimiento para inyección potencialmente corrosivos también pueden ser establecidas por un análisis RBI válido en de acuerdo con API 580. b Ver API 574 para obtener más información sobre las interfaces de las EFS. intervalos máximos de Clase 4 tuberías se dejan a la determinación del propietario / usuario dependiendo de las necesidades de fiabilidad y de negocios. Para tuberías que está en servicio no continuo, el intervalo entre las mediciones de espesor se puede basar en el número de años de servicio real (tuberías en funcionamiento) en lugar de año calendario, siempre que cuando ociosa, la tubería es: a) aislado a partir de los fluidos de proceso, y b) no expuestos a ambientes internos corrosivos (por ejemplo, gas inerte purgado o lleno de hidrocarburos no corrosivos). De tuberías que está en servicio no continuo y no está protegida adecuadamente de ambientes corrosivos puede experimentar un aumento corrosión interna mientras está inactiva. Las tasas de El intervalo de inspección deberá ser revisado y ajustarse según sea necesario después de cada inspección o cambio significativo en las condiciones de funcionamiento y / o resultados de la inspección. La corrosión general, corrosión localizada, picaduras, grietas del medio ambiente, y otras formas de deterioro aplicables mencionados en 5.5 y API 571 serán considerados al establecer los distintos intervalos de inspección. 6.3.4 Clases de servicios de Tuberías 6.3.4.1 general Todos los sistemas de tuberías de procesos se pueden clasificar en diferentes clases de tuberías a excepción de la tubería que se ha planificado sobre la base de RBI. Tal sistema de clasificación permite la labor de inspección adicionales que se centran en los sistemas de tuberías que pueden tener los más altos posibles consecuencias si ocurriera fallo o pérdida de contención. En general, los sistemas más alto de anuncios requieren inspección más amplia a intervalos más cortos con el fin de afirmar su integridad para un funcionamiento seguro. Clasificaciones deben basarse en caso de que ocurra una fuga potenciales efectos ambientales y de seguridad. Propietarios / usuarios deberán mantener un registro de los fluidos de tuberías de procesos manejados, incluyendo sus clasificaciones. NFPA 704 proporciona información que puede ser útil en la clasificación de los sistemas de tuberías de acuerdo con los peligros potenciales de los fluidos de proceso que contienen. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- corrosión deben ser revisados cuidadosamente antes de ajustar los intervalos. API 570 46 NOTA La temperatura de funcionamiento de una corriente de hidrocarburos con respecto a su punto de inflamación, punto de ebullición y de auto-ignición de temperatura es un factor importante en la definición de potencial consecuencia de una liberación. Temperatura de funcionamiento de los sistemas de tuberías de hidrocarburos debe ser considerado cuando la asignación de clase de servicio de la tubería. Por ejemplo, en el lugar de la gasolina temperatura ambiente es de Clase 2, ya que está por debajo del punto de ebullición pero por encima del punto de inflamación de la gasolina. Sin embargo, la gasolina en el lugar a 550 ° F debe ser la clase 1 ya que la auto-ignición puede ocurrir. Se recomiendan las cuatro clases enumeradas a continuación en 6.3.4.2 a través 6.3.4.5. 6.3.4.2 Clase 1 Los servicios con mayor potencial de dar lugar a una emergencia inmediata en caso de fuga se produjera en la clase 1. Tal emergencia puede ser la seguridad del medio ambiente o en la naturaleza. Ejemplos de la clase 1 de tuberías incluyen, pero no se limitan necesariamente a, los que contienen el siguiente. a) Servicios inflamable que puede auto-refrigerar y conducir a la rotura frágil. b) los servicios a presión que puede vaporizar rápidamente durante la liberación, creando vapores que pueden recoger y formar una mezcla explosiva, tales como C2, C3, y C4 arroyos. Los fluidos que puede vaporizar rápidamente son los que tienen temperaturas de ebullición atmosféricos por debajo de 50 ° F (10 ° C) o cuando el punto de ebullición atmosférico está por debajo de la temperatura de funcionamiento (normalmente una preocupación con servicios de alta temperatura). c) Sulfuro de hidrógeno (peso mayor que 3%) en una corriente gaseosa. d) anhidro cloruro de hidrógeno. e) ácido fluorhídrico. f) Las tuberías encima o junto a las tuberías de agua y sobre las vías principales públicos (se refiere a las regulaciones nacionales o locales, por ejemplo, el Departamento de - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Transporte y la Guardia Costera para la inspección de más tuberías de agua). g) los servicios de inflamabilidad que funcionan por encima de su temperatura de auto-ignición. 6.3.4.3 Clase 2 Servicios no incluidos en otras clases están en la clase 2. Esta clasificación incluye la mayoría de las tuberías de proceso y unidad seleccionada de tuberías fuera de las instalaciones. Ejemplos típicos de estos servicios incluyen, pero no se limitan necesariamente a los que contienen los siguientes: a) en el lugar de hidrocarburos que vaporizar lentamente durante la liberación tales como los que operan por debajo del punto de ebullición pero por encima del punto de inflamación, b) en el lugar de hidrógeno, gas combustible y gas natural, c) en el lugar de los ácidos fuertes y cáusticos. 6.3.4.4 Clase 3 Los servicios que son ya sea inflamable pero no se vaporizan de manera significativa cuando se filtran, es decir, por debajo del punto de inflamación, o inflamable pero están localizadas en zonas remotas y operan por debajo del punto de ebullición en la clase 3. Servicios que son potencialmente dañinos para el tejido humano, pero se encuentran en zonas remotas pueden ser incluidos en esta clase. Los ejemplos de servicio de la clase 3 incluyen, pero no se limitan necesariamente a, los que contienen los siguientes: a) en el lugar de los hidrocarburos que no va a vaporizar significativamente durante la liberación tales como los que operan por debajo del punto de inflamación; Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 47 b) fuera del sitio de destilados y líneas de productos hacia y desde el almacenamiento y de carga; c) tuberías de tanques; d) ácidos y cáusticos fuera del sitio; e) fuera de las instalaciones de hidrógeno, gas combustible y gas natural; y f) Otros tuberías de hidrocarburos menor riesgo que no caiga en la clase 1, 2, o 4. 6.3.4.5 Clase 4 y por lo general basado en las necesidades de fiabilidad e impactos de negocio en lugar de seguridad o impacto ambiental. Los ejemplos de servicio de clase 4 incluyen, pero no se limitan necesariamente a, los que contienen los siguientes: a) de vapor y vapor de agua condensado; b) de aire; c) de nitrógeno; d) agua, incluida el agua de alimentación de calderas o agua agria despojado; e) de aceite lubricante, aceite de foca; f) ASME B31.3, servicios de Categoría D; g) fontanería y alcantarillas. 6.4 Extensión de las visuales externos e inspecciones CUI inspecciones visuales externas, incluidas las inspecciones de CUI, deben llevarse a cabo a intervalos no mayores de los que se enumeran en la Tabla 1. Como alternativa, los intervalos de inspección visual externa o fechas de vencimiento puede ser establecida mediante el uso de una evaluación válida RBI realizado de acuerdo con API 580. Esta externa inspección visual para CUI potencial es también para evaluar el estado de aislamiento, y se realizarán en todos los sistemas de tuberías susceptibles de CUI. Los resultados de la inspección visual debe ser documentado para facilitar las inspecciones de seguimiento. Tras la inspección visual externa de los sistemas susceptibles, se requiere un examen adicional para la inspección de CUI. La extensión y el tipo de la inspección adicional CUI se enumeran en la Tabla 2. El aislamiento dañado en elevaciones más altas pueden resultar en CUI en zonas más bajas a distancia de los daños. inspección NDE para CUI también debe llevarse a cabo como se indica en la Tabla 2 en lugares sospechosos que operan entre 10 ° F (-12 ° C) y 350 ° F (175 ° C) para acero al carbono y tuberías de acero de baja aleación. RT o aislamiento eliminación y la inspección visual normalmente se requiere para esta inspección en lugares dañados o sospechosos. Otros métodos de evaluación de ECM se pueden utilizar en su caso. Si el reconocimiento de las zonas dañadas o sospechosos ha localizado CUI significativa, áreas adicionales deben ser inspeccionados y, cuando proceda, hasta el 100% del circuito debe ser inspeccionado. La extensión del programa CUI describe en la Tabla 2 se debe considerar como niveles objetivo para los sistemas de tuberías y lugares sin experiencia inspección CUI. Se reconoce que varios factores pueden afectar a la probabilidad de CUI incluir: a) las condiciones climáticas locales, Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- Los servicios que son esencialmente no inflamables y no tóxicos en la clase 4, al igual que la mayoría de los servicios públicos. La inspección de tuberías de clase 4 es opcional API 570 48 Extensión Tabla 2-recomendada de Inspección CUI Tras la inspección visual para tuberías Susceptible un En Ubicaciones aislamiento dañado Clase tubería Cantidad aproximada de examen con ECM o levantamiento de aislamiento en las zonas En Ubicaciones dañadas para no Cantidad aproximada de Inspección CUI con ECM o levantamiento de aislamiento en las zonas sin aislamiento dañado segundo con el aislamiento defectuoso 1 75% 50% 2 50% 33% 3 25% 10% 4 Opcional Opcional un tuberías susceptibles es los sistemas de tuberías que operan dentro de los intervalos de temperatura susceptibles como se indica en API 574. b La tercera columna son áreas adicionales a considerar la inspección y no es progresiva desde la segunda columna b) diseño de aislamiento y mantenimiento, c) la calidad del revestimiento, d) las condiciones de servicio. Instalaciones con experiencia de la inspección CUI pueden aumentar o reducir los objetivos de inspección CUI de la Tabla 2. No se requiere una contabilidad exacta de los objetivos de inspección CUI. El propietario / usuario puede confirmar los objetivos de inspección con historial de operaciones u otra documentación. Los sistemas de tuberías que se sabe que tienen una vida útil restante de más de 10 años o que están protegidos adecuadamente contra la corrosión externa no necesitan ser incluidos para la inspección ECM recomendada en la Tabla 2. Sin embargo, la condición del sistema de aislamiento o el revestimiento exterior, tales como una cáscara de la caja fría, se debe observar periódicamente por operativo u otro personal. Si se observa el deterioro, se debe informar al inspector. Los siguientes son ejemplos de estos sistemas: a) los sistemas de tuberías aisladas eficazmente para impedir la entrada de humedad, b) con camisa sistemas de tuberías criogénicas, c) sistemas de tuberías instalados en una caja de frío en el que la atmósfera se purga con un gas inerte, d) los sistemas de tuberías en el que se mantiene la temperatura es suficientemente baja o suficientemente alta para evitar la presencia de agua. La inspección visual externa en la tubería desnudo es para evaluar el estado de los sistemas de pintura y revestimiento, para comprobar la corrosión externa, y para verificar si hay otras formas de deterioro. 6.5 Alcance de la medición de espesor de Inspección y Análisis de Datos 6.5.1 Supervisión LMC Para satisfacer los requisitos intervalo de inspección, cada inspección medición del espesor debería obtener lecturas de espesor sobre una muestra representativa de la cantidad total de CML en cada circuito (véase 5.6). No es la intención de este Código que cada LMC establecido que es necesario medir cada vez. Un muestreo estadístico de CMLs activos puede ser monitoreado. Además, algunos CML se puede documentar como inactiva y por lo tanto no necesita ser medido y no sería considerado atrasado. Este muestreo representativo debe incluir datos para todos los diferentes tipos de componentes y orientaciones (horizontales y verticales) que se encuentran en cada circuito. Este muestreo también incluirá CML con los primeros - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-` Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 49 fecha de renovación como de la inspección anterior. Cuando se predice adelgazamiento general, este muestreo debe incluir todos los diversos tipos de componentes dentro del circuito. Cuando se identifican los mecanismos de daño localizado, el muestreo debe incluir también la localización y orientación (/ abajo, dentro / radio exterior superior, etc.) donde es más probable que se produzca el daño. El número y CML específicos a ser monitorizados en cada inspección se determinará por el inspector en consulta con un ingeniero de tuberías y / o especialista corrosión donde se espera que la corrosión no uniforme o de otros mecanismos de daño. Por lo tanto, la inspección programada de circuitos debe obtener el máximo de mediciones sea necesario para evaluar satisfactoriamente el tipo y la extensión del daño previsto en cada sistema de tuberías. Si RBI se utiliza para establecer el intervalo de inspección o la fecha de vencimiento, Para determinar el alcance de las mediciones de espesor necesarias con el fin de desarrollar una velocidad de corrosión y la vida restante, dos enfoques básicos son aceptables como se discute a continuación. 6.5.2 Punto-a-Punto Método Un método de análisis, con lo cual la velocidad de corrosión, restante intervalo de vida y re-inspección se determina para cada CML individual. futuras inspecciones se gestionan basan en el peor de los casos 1/2 la vida establecida en cada lugar de la LMC. Durante una nueva inspección de un sistema de tuberías, toda la CML puede ser re-inspeccionados o sólo aquellos que están llegando debido. Este método puede dar lugar a inspecciones frecuentes del mismo sistema de tuberías si no se maneja con cuidado. Por lo general, no es posible aplicar un análisis estadístico con el método de punto a punto desde 1) no se ha establecido una relación de uno CML a otro, por lo que es difícil comparar las tasas de corrosión en el circuito o entre CML, y 2) las tasas de CML individuales se pueden generar sobre significativamente diferentes períodos de tiempo, cuando las condiciones de operación pueden haber cambiado. 6.5.3 Método de Análisis de Circuitos Cuando la tubería se ha circuitizado correctamente en mecanismos de corrosión comunes y tasas esperadas, un análisis estadístico se puede utilizar para determinar una velocidad de corrosión de circuito y la inspección intervalo representativo. Hay un número de consideraciones para el uso de un enfoque de análisis estadístico que son necesarios para permanecer adecuadamente conservador, algunos de los cuales incluyen los siguientes. a) enfoque es aplicable en general a mecanismos de daño que producen uniforme y algunos entornos de corrosión ligeramente localizadas. b) Las ubicaciones que exhiben significativamente diferentes velocidades de corrosión y ubicaciones con más corta vida restante pueden necesitar ser analizado por separado. c) Una estadística de muestreo debe ser considerado para comprobar el factor de confianza estadística dada la variabilidad del conjunto de datos (dentro de un circuito). d) puede necesitar ser ajustada para alcanzar la confianza estadística deseada antes de emplear una metodología estadística El número de puntos de datos (CMLs). e) Un factor de seguridad o intervalo de confianza, que puede ser dependiente de los mecanismos de daño esperados y, además, puede dar cuenta de la complejidad del circuito, deben ser considerados para explicar las incertidumbres tales como error de medición y el riesgo de fallo total. f) LMC re-inspección no se extenderá más allá de la fecha prevista para alcanzar el espesor mínimo requerido establecido. límites absolutos deben ser considerados para volver a la inspección de CML en base a la probabilidad de fallo (por ejemplo, el tiempo o límite de espesor). Como mínimo, las CML peor caso dentro del circuito deberán ser inspeccionados en el siguiente intervalo de inspección establecido. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST 50 API 570 Análisis de datos 6.5.4 Un cierto nivel de análisis de datos se recomienda bajo ambos enfoques. Dado que la velocidad de corrosión calculada utilizado para predecir la futura vida restante era un producto de la historia de funcionamiento anterior, es importante comprobar para cualquier aceleración de la velocidad de corrosión con el tiempo y estar al tanto de los cambios operativos previstos. MOC buena calidad y los programas de la OIA son necesarios cuando se realiza un seguimiento variables críticas de proceso que puedan afectar a la velocidad de corrosión / daños o susceptibilidad. el análisis de datos adicional debe considerar lo siguiente. a) Es el tipo de medida dentro del rango esperado / predicho? b) ¿Es la tasa de corto significativamente diferente de la tasa de largo? c) Tiene la variabilidad (o desviación estándar) dentro de los datos de circuitos aumentó significativamente con el tiempo? d) hacer componentes particulares, orientaciones, secciones dentro del circuito u otras características identificables de la exposición circuito tasas significativamente diferentes? e) disponer de anomalías de los datos han resuelto, ya sea a través de un proceso de revisión o lecturas de verificación, antes del análisis de datos? En general ambos enfoques deberían desarrollarse teniendo en cuenta los posibles mecanismos de daño activos dentro del sistema de tuberías. CMLs representativos deben basarse principalmente en los lugares en los que los mecanismos de daño es probable que sean más activos pero también debería incluir una muestra de todos los tamaños, orientaciones, tipos de componentes y características de diseño (estaciones de válvulas, por ejemplo de control, las entradas de equipos / puntos de venta, las tuberías de flujo alterno , etc) dentro de la línea o circuito. Este muestreo también incluirá CML con la fecha de renovación más temprana a partir de la inspección anterior. Para la corrosión general, puede que no sea necesaria para identificar la orientación específica del punto de muestra. Cuando se espera que los mecanismos de daño localizado, el muestreo debe incluir la orientación (superior / inferior, el radio interior / exterior, etc.) para ayudar a identificar el mecanismo activo específico y proporcionar datos para futuros ajustes a lugares de CML. El número y CML específicos a ser monitorizados en cada inspección se determinará por el inspector en consulta con un ingeniero de tuberías y / o especialista corrosión donde se espera que la corrosión no uniforme o de otros mecanismos de daño. herramientas estadísticas se pueden utilizar para determinar o ajustar las cantidades de CML cuando se dispone de datos anteriores. Para los nuevos circuitos o aquellos con un cambio en el servicio, los datos previsto en cada sistema de tuberías. CMLs que no está conduciendo el siguiente intervalo de inspección no necesariamente necesitan ser inspeccionado de acuerdo con los intervalos de inspección máximas recomendadas en la Tabla 1. Si un método de análisis estadístico circuito se va a realizar, una muestra representativa de todos los CMLs debe tomarse, a evitar el sesgo de los datos. El muestreo representativo no es una consideración importante utilizando el punto de método de punto. Si un método de análisis estadístico circuito se va a realizar, una muestra representativa de todos los CMLs se debe tomar, para evitar sesgar los datos. El muestreo representativo no es una consideración importante utilizando el punto de método de punto. Si un método de análisis estadístico circuito se va a realizar, una muestra representativa de todos los CMLs se debe tomar, para evitar sesgar los datos. El muestreo representativo no es una consideración importante utilizando el punto de método de punto. Además, algunos CML pueden documentarse como “inactivo” o “archivado”. Estos son puntos de LMC que, básicamente, han sido eliminadas del registro activo, pero están siendo mantenidos con fines de registro histórico. Hay varias razones para considerar inactivar o archivar CML, incluyendo; colocación inapropiada de la LMC, suficiente cobertura por otros CMLs, la falta de actividad de la corrosión histórico, inaccesibles durante el funcionamiento (por ejemplo, tubos de hornos), considerados como “tiempo de inactividad / cambio” sólo CMLs, etc. Aunque estos CMLs pueden mantenerse dentro del sistema (o electrónica IDMS), que no tiene que medirse en intervalos calculados y no sería considerado como vencido. 6.6 alcance de las inspecciones de tuberías pequeño calibre, Conexiones tramos muertos, Auxiliar de tuberías, y se ensarta 6.6.1 Pequeño tubería sin restricciones (PAS) SBP que es tuberías de proceso primario deberá ser inspeccionado de acuerdo con todos los requisitos de este documento. Como con la tubería de mayor diámetro, las prácticas de inspección para la PAS deberán tener en consideración los mecanismos de daño en API 571 que no sea sólo pared adelgazamiento (por ejemplo, corrosión bajo tensión, el hidrógeno agrietamiento inducido, fragilización, etc). Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- de un servicio similar se pueden aplicar para estimar cantidades y / o lugares de LMC. inspecciones circuito debe incluir tantas mediciones sea necesario para evaluar satisfactoriamente el tipo y la extensión del daño P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 51 Se debería prestar especial atención a los daños que pueden haber sido causados por sobrecarga mecánica sobre la PAS ya que los sistemas de fuerza y de apoyo para la PAS a veces no son suficientes para evitar la sobrecarga (por ejemplo, conductos de ventilación, desagües, bridas, etc.). Donde RBI no está en uso, SBP que es tuberías de proceso secundario tiene diferentes requisitos mínimos dependiendo de la clasificación de servicio. Clase 1 y 2 SBP secundario deberán ser inspeccionados a los mismos requisitos que las tuberías de proceso primario. Inspección de la Clase 3 y Clase 4 PAS secundaria es opcional en la discreción del propietario a los usuarios en función de la fiabilidad y el riesgo. Insulated SBP debe recibir las mismas prácticas de inspección para CUI como la tubería primaria o buques a los que está unido. extracción del aislamiento y la radiografía son los métodos de inspección preferidos para aislamiento SBP. Se debe prestar atención a resellado sistema de aislamiento sobre la PAS Referencia de API de 574 para el diseño múltiple, la fabricación, la instalación y los problemas operativos que pueden afectar a la probabilidad de fallo de los sistemas de PAS. 6.6.2 Inspección Deadleg Tramos muertos, incluyendo tanto gran diámetro y la tubería de pequeño diámetro (bridas por ejemplo, nivel), puede ser áreas de aumento de la corrosión que requiere una atención especial si se considera potencialmente corrosivo por un especialista corrosión debido a: la acumulación de agua contaminada, los materiales sólidos, diferentes temperaturas de la línea principal o la acumulación o concentración de especies corrosivos (por ejemplo, sales de amonio, ácidos orgánicos, sulfuro de hidrógeno y depósitos ácidos). La evaluación del riesgo puede ser útil en la determinación de que la tubería tramos muertos del sistema pueden ser una mayor amenaza para la corrosión acelerada que los circuitos de tuberías activos. Tramos muertos que son parte de los sistemas de tuberías primarias deben ser considerados en mayor riesgo debido a la incapacidad de la válvula a retirarse en caso de una fuga y la más alta posible consecuencia de una fuga grande. Se debe considerar a la eliminación de tramos muertos potencialmente corrosivos que no son esenciales. especialistas corrosión deben ser consultados para la colocación de CML en tramos muertos debido a su potencial de la corrosión localizada, especialmente con respecto a la corrosión acelerada por encima y por debajo de las interfaces de líquido. La termografía infrarroja puede ser útil para la localización de las interfaces de líquidos en tramos muertos. Las inspecciones de los tramos muertos horizontales que pueden no ser líquida completa debe tener puntos de examen en los cuatro cuadrantes de las CML. Potencialmente tramos muertos corrosivos con CMLs deben ser rastreados en un circuito de tubería separada de la tubería de la línea principal. Estos tramos muertos o puntos bajos son típicamente identificados y documentados en los registros de inspección y de inspección de la ISO. Tramos muertos pueden combinarse en un circuito si sus mecanismos de daño previstos y las tasas de corrosión son similares. Las inspecciones deben incluir radiografía perfil en tramos muertos de pequeño diámetro, tales como conductos de ventilación y desagües, y el escaneo UT o RT en tramos muertos de mayor diámetro. Otras técnicas de examen para tramos muertos incluyen EMAT y PEC. Perfil RT se debe emplear para tramos muertos que pueden ser susceptibles a los depósitos de ensuciamiento que podrían causar corrosión bajo u otros problemas de integridad (por ejemplo, el ensuciamiento en las líneas de alivio). Tramos muertos que pueden recopilar agua y ser susceptible a la congelación de las condiciones ambientales externas deben estar adecuadamente aislados y el calor - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- rastrearse para tales casos. 6.6.3 Tubería auxiliar Inspección Inspección de la PAS auxiliar asociado a los instrumentos y maquinaria es opcional y la necesidad de que típicamente estaría determinada por la evaluación de riesgos. Los criterios a considerar en la determinación de si la PAS auxiliar necesitará algún tipo de inspección incluyen los siguientes: a) clasificación de las tuberías; b) potencial para (por ejemplo, compresores de pistón y centrífugas ambientales o formación de grietas, en particular sobre SBP no arriostrada de fatiga, vibración inducida por el flujo); Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST 52 API 570 c) potencial de corrosión basada en la experiencia con sistemas primarios adyacentes; d) potencial de CUI; e) el potencial para la fatiga, la erosión y / o corrosión en los tubos protectores. Inspección 6.6.4-Conexión roscada y Mitigación La inspección de las conexiones roscadas debe ser de acuerdo con los requisitos enumerados anteriormente para de pequeño calibre y la tubería auxiliar. Al seleccionar CMLs en las conexiones roscadas, incluir esas conexiones roscadas que pueden radiografiar durante las inspecciones programados. Cuando el sello de soldadura roscada conexiones para reducir la probabilidad de escenarios de fallo de conexión roscados, prestar mucha atención a soldar limpieza prep para evitar defectos de soldadura y cubra todas las discusiones completamente. conexiones de PAS asociados con equipo de rotación, las conexiones especialmente roscados están a menudo sujetos a daños por fatiga. Como tales, deben ser evaluados periódicamente y considerados para posible renovación con una pared más gruesa o actualización de diseño de la junta. La necesidad de dicha prórroga dependerá de varios temas, incluyendo los siguientes: a) clasificación de las tuberías, b) la magnitud y la frecuencia de vibración, c) cantidad de peso no compatible, d) actual espesor de la pared de tubería, e) si el sistema se puede mantener en funcionamiento, f) la velocidad de corrosión, g) servicio intermitente. 6.7 Inspección y mantenimiento de los dispositivos de alivio de presión (PRD) 6.7.1 general PRD deberán ser probados y reparados por una organización de reparación experimentado en la presión para aliviar el mantenimiento del dispositivo. PRD deben ser inspeccionados, probados y mantenidos de acuerdo con API 576. 6.7.2 Proceso de garantía de calidad para los PRD Cada organización de reparación de equipo deberá tener un sistema de aseguramiento de calidad plenamente documentado. Como mínimo, la siguiente será incluida en el manual de garantía de calidad: a) Título de la página; b) registro de revisiones; c) página de contenidos; d) Declaración de autoridad y responsabilidad; e) organigrama; - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 53 f) ámbito de trabajo; g) dibujos y controles de especificación; h) los requisitos de material y la parte de control; i) el programa de reparación e inspección; ) Requisitos de j para la soldadura, ECM, y el tratamiento térmico; k) requisitos para las pruebas de la válvula, ajuste, pruebas de fugas, y el sellado; l) ejemplo general de la placa de identificación reparación de la válvula; m) requisitos para la calibración de calibres de medición y de prueba; n) los requisitos para la actualización y el control de las copias del manual de control de calidad; o) formularios de muestra; p) la formación y la cualificación requerida para el personal de reparación; q) los requisitos de manejo de no conformidades. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Cada organización de reparación tendrá, además, un programa de entrenamiento bien documentado que se asegurará de que el personal de reparación están cualificados en el ámbito de las reparaciones. 6.7.3 Intervalos de prueba PRD y de inspección 6.7.3.1 general dispositivos de alivio de presión deberán ser probados y inspeccionados a intervalos que son lo suficientemente frecuentes para verificar que las válvulas de forma fiable en las condiciones de servicio en particular. Otros dispositivos de alivio de presión (por ejemplo, discos de ruptura y válvulas de interruptor al vacío) deberán ser inspeccionados a intervalos sobre la base de condiciones de servicio. El intervalo de inspección para todos los dispositivos de alivio de presión-se determina por el inspector, ingeniero, u otra persona calificada por sistema de garantía de calidad del propietario / usuario. 6.7.3.2 Intervalos de prueba PRD y de inspección A menos experiencia documentada y / o una evaluación RBI indica que un intervalo más largo es intervalos aceptables, pruebas e inspección para los dispositivos de alivio de presión para los servicios de procesos típicos no debe exceder: a) 5 años para los servicios de procesos típicos, y b) de 10 años para limpio (no-fouling) y servicios no corrosivos. Cuando se encuentra un dispositivo de alivio de presión para estar muy sucia o pegado, o cuando un PRD falla una prueba emergente como se recibió, el intervalo de inspección y pruebas se redujo a menos que una revisión muestra que se garantiza el funcionamiento fiable en el intervalo actual. El usuario propietario debe definir los criterios que constituyen un fallo en la prueba del pop “como se reciben”. El usuario propietario puede definir los criterios de fallo basado en “como se reciben” presión de prueba pop como un porcentaje de la presión de ajuste. Como criterio por defecto para una válvula de ser pegado cerrada, utilice un max 150% de la presión de ajuste más allá de la cual la válvula se clasifica como de cierre pegado si no POP, y la prueba se interrumpe. La revisión debe determinar la causa de la falla o las razones para el dispositivo de alivio de presión no funciona correctamente. Cuando se eliminan los PRD para la inspección y pruebas, Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 54 Consulte la API 576 para obtener información adicional sobre los resultados de las pruebas del PRD pop e investigaciones. 7 Inspección Evaluación de datos, análisis y grabación 7.1 Tasa de corrosión Determinación 7.1.1 general El propietario / usuario puede usar ya sea el método de punto a punto de análisis o un método de análisis estadístico, o una combinación de ambos, para determinar la velocidad de corrosión de tiempo cortos a largo plazo o. 7.1.2 Punto-a-Punto Método El largo plazo (LT) la velocidad de corrosión de un CML individual se calcula a partir de la siguiente fórmula: t inicial - t real La velocidad de corrosión LT ( ) = ---------------------------------------------------------------------------------------------------años de (tiempo (1) ) Entre t inicial y t real El (ST) la velocidad de corrosión a corto plazo de un CML individual se calcula a partir de la siguiente fórmula: t inicial - t real La velocidad de corrosión ST ( ) = ----------------------------------------------------------------------------------------------------------años de (tiempo ) Entre t anterior y t real dónde t inicial es el grosor, en milímetros (pulgadas), en la misma ubicación que tactual medido en la instalación inicial o en el comienzo de un nuevo entorno de velocidad de corrosión; t anterior es el grosor, en milímetros (pulgadas), en la misma ubicación que tactual medido durante una o más inspecciones anteriores. las tasas de corrosión LT y ST deben ser comparados para ver lo que se traduce en la vida residual más corto, como parte de la evaluación de datos. El inspector autorizado, en consulta con un especialista de la corrosión, se selecciona la velocidad de corrosión que mejor refleja el proceso actual (ver 6.3.3 para la inspección de determinación de intervalo). 7.1.3 Método de Análisis Estadístico El propietario-usuario puede elegir utilizar un método estadístico de análisis (por ejemplo, gráficos de probabilidad o herramientas relacionadas) para establecer una corrosión representativo, estimación de vida y / o la fecha de re-inspección restante. Cualquier enfoque estadístico deberá ser documentada. Se debe tener cuidado para asegurar que el tratamiento estadístico de los resultados de los datos refleja una representación razonablemente conservadora de los diversos componentes de la tubería dentro del circuito. El análisis estadístico que emplea mediciones de punto no es aplicable a los circuitos de tuberías con mecanismos de corrosión impredecibles localizadas significativas (ver notas adicionales y análisis estadístico en 6.5). Hay muchas herramientas estadísticas que se pueden emplear circuitos de tuberías, una vez se han establecido correctamente. Mientras que tales cálculos ofrecen un medio conveniente para resumir numéricamente los datos del circuito, Ver API 574 para una discusión adicional sobre los métodos de análisis estadístico. 7.2 El resto de los cálculos de vida La vida restante se calcula a partir de la siguiente fórmula: t real - t necesario Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST Restante de años de vid (a ) = ----------------------------------------------------------------------------------------------------------- pulgadas velocidad de co[rrosión mm ( ) por año ] - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST (2) P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 55 dónde t real es el espesor real, en milímetros (pulgadas), medida en el momento de la inspección para una ubicación o componente determinado como se especifica en 5.7. t necesario es el espesor requerido, en milímetros (pulgadas), en el mismo lugar o componente como la medición real calculada por las fórmulas de diseño (por ejemplo, presión y estructurales) antes de se añaden tolerancia de corrosión y la tolerancia del fabricante. 7.3 que acaba de instalar sistemas de tuberías o cambios en el servicio Para los sistemas de tuberías y sistemas de tuberías nueva para la que se cambian las condiciones de servicio, uno de los métodos siguientes se emplean para determinar la tasa probable de la corrosión de la cual se puede estimar el espesor de pared restante en el momento de la siguiente inspección. a) Una tasa de corrosión para un circuito de tubería puede calcularse a partir de los datos recogidos por el propietario / usuario en los sistemas de tuberías de material similar en servicio comparable y condiciones de funcionamiento comparables. b) Si los datos para el mismo o similar servicio no están disponibles, una tasa de corrosión para un circuito de tubería puede estimarse a partir de la experiencia del propietario / usuario o a partir de datos publicados sobre los sistemas de tuberías en el servicio comparable. c) Si la velocidad de corrosión probable no se puede determinar por cualquiera de los métodos enumerados en 7.3a) o 7.3b), las determinaciones iniciales de medición de espesores se hacen después de no más de tres meses de servicio mediante el uso de mediciones de espesor no destructivos del sistema de tuberías. Corrosión dispositivos, tales como cupones de corrosión o sondas de monitoreo de la corrosión, puede ser útil en el establecimiento de la sincronización de estas mediciones de espesor. Las mediciones posteriores se realizarán después de intervalos apropiados hasta que se establece la velocidad de corrosión. 7,4 de tuberías existentes y sustitución Las tasas de corrosión se calcularán sobre uno de los métodos identificados en 7.1. Para reparado o en especie tubería de reemplazo, se establecerá la velocidad de corrosión en base a la velocidad medida caso peor anterior en la ubicación de reemplazo o la tasa media de circuito. Si los cálculos indican que una tasa inexacta de la corrosión ha sido asumida, la tasa que se utilizará para el siguiente período se ajustará de acuerdo con la tasa real encontrado. Determinación 7,5 PSMA El PSMA para el uso continuado de los sistemas de tuberías se establecerá utilizando el código aplicable. Los cálculos se pueden hacer de materiales conocidos, si se conocen todos los siguientes detalles esenciales para cumplir con los principios del código aplicables: a) límites de temperatura superior y / o inferior para materiales específicos, - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- b) la calidad de los materiales y mano de obra, c) requisitos de inspección, d) refuerzo de las aberturas, e) todos los requisitos de servicio cíclicas. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 56 Para materiales desconocidos, los cálculos pueden realizarse suponiendo que el material de grado más bajo y la eficiencia conjunta en el código aplicable. Cuando se vuelve a calcular la PSMA, el espesor de pared utilizado en estos cálculos será el espesor real tal como se determina por inspección menos el doble de la pérdida por corrosión estimado antes de la fecha de la próxima inspección (ver 6.3.3). Se tendrán en cuenta para las otras cargas de acuerdo con el código aplicable. Las asignaciones de código aplicables para las variaciones de presión y temperatura de la PSMA están permitidos siempre todos los criterios de código asociadas son satisfechos. Anexo D contiene dos ejemplos de cálculos de PSMA que ilustran el uso del concepto de vida media de la corrosión. 7.6 Determinación Requerido Espesor El espesor requerido de una tubería será el mayor del espesor de diseño de presión o el espesor mínimo estructural. Para los servicios con alto riesgo, el ingeniero de la tubería debe considerar el aumento del espesor requerido para proporcionar cargas imprevistas o desconocidas, o la pérdida de metal sin descubrir. Ver API 574, Segunda Edición, Sección 11 para obtener información sobre la determinación de espesores de presión de diseño, espesores mínimos estructurales, espesores mínimos requeridos, y espesores mínimos de alerta. Tabla 7 en la Sección 12 de API 574 proporciona ejemplos de espesores de alerta mínimos y espesores estructurales mínimos predeterminados para carbono y bajo de tuberías de acero de aleación opera por debajo de 400 ° F (205 ° C). 7.7 Evaluación de los resultados de la inspección Presión que contiene componentes encontrado que tienen la degradación que podría afectar a su capacidad de carga [otras cargas aplicables cargas de presión y (por ejemplo, peso, viento, etc., por API 579-1 / ASME FFS-1)] se evaluó para el servicio continuo o eliminado del servicio hasta que las acciones correctivas / reparaciones se llevan a cabo. técnicas de aptitud para el servicio, tales como los documentados en la API 579-1 / ASME FFS-1, última edición, se pueden utilizar para esta evaluación. Las técnicas de aptitud para el servicio utilizados serán aplicables a la degradación específica observada. Las siguientes técnicas pueden usarse como aplicable. a) Para evaluar la pérdida de metal en exceso de la tolerancia de corrosión, una evaluación de la aptitud para el servicio puede ser realizado de acuerdo con una de las siguientes partes de API 579-1 / ASME FFS-1. Esta evaluación requiere el uso de un margen de corrosión futura, que se establecerá, sobre la base de 7,1. b) Evaluación de los metales en general Pérdida-API 579-1 / ASME FFS-1, Parte 4. c) Evaluación de metal local Pérdida-API 579-1 / ASME FFS-1, Parte 5. d) Evaluación de la corrosión por picaduras-API 579-1 / ASME FFS-1, Parte 6. e) Evaluar las ampollas y las laminaciones, una evaluación de Aptitud para el servicio debe ser realizado de acuerdo con API 579-1 / ASME FFS-1, Parte 7. En algunos casos, esta evaluación requerirá el uso de un margen de corrosión futura, que será establecido, basado en 7,1. f) Para evaluar el desalineamiento y tuberías distorsiones de soldadura, una evaluación de la condición por servicio debería realizarse de acuerdo con API 579-1 / ASME FFS-1, Parte 8. g) Evaluar los defectos de crack-como, una evaluación de Aptitud para el servicio debe realizarse de acuerdo con API 579-1 / ASME FFS-1, Parte 9. h) Para evaluar los efectos de daño de fuego, una evaluación de Aptitud para el servicio debe realizarse de acuerdo con API 579-1 / ASME FFS-1, Parte 11. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 57 7.8 Análisis de tensión de tuberías Las tuberías se deben soportado y guiado de manera que: a) su peso se realiza de forma segura, b) que tiene flexibilidad suficiente para la expansión o contracción térmica, y c) que no vibre en exceso, y d) las cuentas para otras cargas (por ejemplo, los incluidos en el código original de la construcción). Tubería flexibilidad es de creciente preocupación mayor es el diámetro de la tubería y mayor es la diferencia entre las condiciones ambientales y de temperatura de funcionamiento. Tubería de análisis de tensión para evaluar la flexibilidad del sistema y la adecuación de soporte no se lleva a cabo normalmente como parte de una inspección de tuberías. Sin embargo, muchos sistemas de tuberías existentes fueron analizados como parte de su diseño original o como parte de una calificación o modificación re-, y los resultados de estos análisis pueden ser útiles en el desarrollo de los planes de inspección. Cuando se observa un movimiento inesperado de un sistema de tuberías, tales como durante una inspección visual externa (véase 5.5.5), el inspector debe discutir estas observaciones con el ingeniero de tuberías y evaluar la necesidad de realizar un análisis de estrés de tuberías. Ver API 574 para obtener más información sobre el diseño de presión, espesores mínimos requeridos y estructurales mínimos, incluyendo fórmulas, problemas de ejemplo y tablas por defecto de los mínimos sugeridos. Tubería de análisis de tensión puede identificar los componentes más altamente estresados en un sistema de tuberías y predecir el movimiento térmico del sistema cuando se coloca en funcionamiento. Esta información se puede utilizar para concentrar los esfuerzos de inspección en los lugares más propensas a daños por fatiga de la expansión térmica (calor y enfriamiento) ciclos y / o la fluencia daños en la tubería a alta temperatura. La comparación de los movimientos térmicos predichos con el movimiento observado puede ayudar a identificar la ocurrencia de condiciones de operación inesperadas y deterioro de guías y soportes. La consulta con el ingeniero de tuberías puede ser necesario explicar las desviaciones observadas de las predicciones de análisis, en particular para sistemas complicados que implican múltiples soportes y guías entre los puntos finales. análisis de estrés de tuberías se puede emplear también para ayudar a resolver los problemas de vibración tuberías observados. Las frecuencias naturales en los que un sistema de tuberías vibrará pueden predecirse por análisis. Los efectos de guiado adicional pueden ser evaluados para evaluar su capacidad para controlar la vibración mediante el aumento de las frecuencias naturales del sistema más allá de la frecuencia de fuerzas de excitación, tales como la velocidad de rotación de la máquina. Es importante determinar que guías añaden a control de vibración no restringir adversamente la expansión térmica. 7.9 Informes y registros de inspección de tuberías Sistema 7.9.1 Los registros permanentes y progresivos propietario del sistema de tuberías / usuarios deberá mantener registros permanentes y progresivas de sus sistemas de tuberías de presión y dispositivos de descompresión. Los registros permanentes se mantendrán durante toda la vida útil de cada sistema de tuberías. Como parte de estos registros, los registros de inspección y de mantenimiento progresivo serán actualizados periódicamente para incluir nueva información pertinente a la operación, inspección, y el historial de mantenimiento del sistema de tuberías. Ver también API 574 para obtener más información de los registros del sistema de tuberías. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 58 7.9.2 Tipos de Registros de tuberías sistema de tuberías y los registros de dispositivo de alivio de presión deberán contener cuatro tipos de información pertinente a la integridad mecánica de la siguiente manera. a) fabricación, construcción y la información de diseño en la medida ejemplo disponible-para, MDR, MTR, mapas de soldadura, WPS / PQR, datos de especificación de diseño, cálculos de diseño de tuberías, registros NDE, registros de tratamiento térmico, cálculos de tamaño dispositivo de alivio de presión y la construcción dibujos. b) Historia y para la inspección ejemplo, informes de inspección, y los datos para cada tipo de inspección realizada (por ejemplo,, mediciones de espesor externos internos), y las recomendaciones de inspección para la reparación. Los informes de inspección deberán documentar la fecha de cada inspección y / o el examen, la fecha de la próxima inspección programada, el nombre (o iniciales) de la persona que realizó la inspección y / o el examen, el número de serie u otro identificador del equipo inspeccionado , una descripción de la inspección y / o el examen realizado, y los resultados de la inspección y / o examen. RBI registros tuberías deben estar de acuerdo con API 580. c) reparación, modificación y recalificación ejemplo Información-a: 1) las formas de reparación y de alteración si se prepara; 2) los informes que indican que los sistemas de tuberías todavía en servicio, ya sea con deficiencias identificadas, reparaciones o recomendaciones para la reparación temporales, son adecuados para el servicio continuado hasta que las reparaciones se pueden completar; y 3) la documentación re-calificación (incluyendo los cálculos de re-calificación y nuevas condiciones de diseño. d) Aptitud para el servicio se describen los requisitos de documentación en la evaluación de API 579-1 / ASME FFS-1, los requisitos de documentación específicos para el tipo de fallo que se está evaluando se proporcionan en la parte apropiada de API 579-1 / ASME FFS-1. 7.9.3 Operación y mantenimiento de registros registros de operaciones y mantenimiento del sitio, tales como condiciones de funcionamiento, incluyendo alteraciones en el proceso que pueden afectar a la integridad mecánica, cambios en el servicio, el daño mecánico de mantenimiento también deben estar disponibles para el inspector. 7.9.4 registros informáticos El uso de un sistema basado en computadora para almacenar, calcular y analizar datos debe considerarse teniendo en cuenta el volumen de datos que se generará como parte de un programa de inspección de tuberías. Los programas de ordenador son particularmente útiles para lo siguiente: a) almacenamiento y análisis de las lecturas de espesor reales; b) el cálculo de las tasas de corto y largo plazo de la corrosión, fechas de jubilación, PSMA, y los intervalos de re-inspección; c) las zonas que destacan de las altas velocidades de corrosión, circuitos de tuberías atrasados para la inspección, la tubería cerca del espesor mínimo requerido, y otra información. 7.9.5 Registros circuito de conducción La siguiente información debe ser registrada para cada circuito de tuberías en la que se encuentran CMLs: a) material de la especificación de construcción / tuberías; - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 59 b) diámetro de la tubería: c) presiones de funcionamiento y de diseño y temperaturas; d) clasificación de la brida ANSI; e) fluidos de proceso; f) clasificación de las tuberías (si no se está utilizando RBI); g) el aislamiento, rastreo de calor, PWHT; h) si el circuito es un deadleg, punto de inyección, el servicio intermitente, u otro circuito especial; yo) la velocidad de corrosión y una vida útil restante de, al menos, el punto de examen limitativo en el circuito; j) intervalo máximo para la inspección externa; k) intervalo máximo para la inspección medición del espesor; l) cualquier modo de la corrosión inusual o localizada que requeriría técnicas de inspección especializados; m) características del circuito particulares que podrían someterlo a rápidos aumentos de corrosión en el caso de un proceso de alterar o pérdida de flujo de fluido de inyección. 7.9.6 Inspección isométricos Dibujos (ISO) El propósito principal de la ISO de inspección es identificar la ubicación de CML y para identificar la ubicación de cualquier mantenimiento recomendado. Se recomiendan de inspección ISO y debe contener lo siguiente: a) todos los componentes significativos de los circuitos de tuberías (por ejemplo, todas las válvulas, codos, tes, ramas, etc.); b) el material de construcción y en las especificaciones se rompe; c) el diámetro de la tubería; d) aislamiento o no; e) toda la tubería secundaria para la Clase 1 (o alta RBI consecuencia) los circuitos de tuberías; f) la tubería secundaria hasta la válvula de bloqueo que se utiliza normalmente para la Clase 2 (o consecuencia RBI apropiado) tubo de la unidad; g) todos los CMLs con la información apropiada para localizar las CML; h) la orientación adecuada y la escala para proporcionar detalles legible; i) Los números de las tuberías de circuito y los cambios; j) los números de dibujo continuación; k) ubicación y tipo de soportes de tubería. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST 60 API 570 se recomienda una inspección ISOs para todos unidad de tuberías y todos Clase 1 (o alta RBI consecuencia) de tuberías de estante de tubería en la que se han identificado CMLs para la medición del espesor. Los métodos alternativos para tuberías de tuberías cremallera que describe adecuadamente el sistema sin ISOs pueden ser utilizados. Inspección ISOs se recomiendan para la Clase 2 (o consecuencia RBI apropiado) de tuberías rack con CML, excepto que los dibujos de tipo rejilla se pueden usar si se muestran todos los demás detalles. El uso de datos locales o isométricos locales es aceptable para mostrar la ubicación de CML en los dibujos de la cuadrícula. ISO inspección no necesita ser dibujado a escala o mostrar las dimensiones menos que sea necesario para localizar CML. 7.10 Recomendaciones de inspección para su reparación o reemplazo Una lista de recomendaciones de reparación o sustitución (incluye recomendaciones para no conformidades) se requiere que la integridad de tuberías impacto y se mantendrá actual. El sistema de seguimiento de la recomendación deberá incluir: a) recomienda una acción correctiva o la reparación y la fecha, - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- b) la prioridad o fecha límite para la acción recomendada, c) identificador de sistema de tuberías (por ejemplo, sistema de tuberías o número de circuito) que la recomendación afecta. d) la lista de las reparaciones temporales que pueden necesitar control de seguimiento y la posterior reposición. Se requiere un sistema de gestión para el seguimiento y la revisión de las recomendaciones pendientes sobre una base periódica. 7.11 Registros de Inspección de las inspecciones externas Los resultados de las inspecciones de los sistemas de tuberías externas deberán ser documentados. Una combinación de lista de verificación y registro de mantenimiento de la narrativa se recomienda cuando la documentación de los resultados de inspección. Las listas de verificación deben servir al propósito de recordar a guardianes de los registros de todos los temas importantes para ser incluidos en los registros de inspección de tuberías; pero narrativas sirven al propósito mejor que las listas de verificación para documentar minuciosamente las inspecciones resultados. La ubicación de las inspecciones Cui, ya sea por eliminación de aislamiento o ECM, se debe identificar. La ubicación puede ser identificado mediante el establecimiento de una CML en la norma ISO adecuada inspección o con ISO construcción marcados en marcha y los informes descriptivos. 7,12 Tubería de fallo y los informes de fugas Las fugas y fallos en las tuberías que se producen como resultado de la corrosión, grietas o daños mecánicos serán registrados y reportados al propietario / usuario. Al igual que con otros fallos de tuberías, fugas y fallos en los sistemas de tuberías deben ser investigadas para identificar y corregir la causa del fallo. Ver API 585 para obtener más información sobre cómo investigar se escape. Las reparaciones temporales a los sistemas de tuberías deberán documentarse en los registros de inspección. 7.13 Inspección aplazamiento o intervalo de revisión tareas de inspección de circuitos de tuberías y dispositivos de alivio de presión que no pueden ser realizadas por la fecha de vencimiento pueden ser de riesgo evaluados y diferido por un período específico de tiempo, en su caso. Un procedimiento de aplazamiento deberá estar instalado y que define un proceso aplazamiento basado en el riesgo, que incluye un plan de acción correctiva y la fecha de aplazamiento, además de las autorizaciones necesarias. Para los equipos con intervalos de RBI / fechas de vencimiento, la evaluación del riesgo existente debe ser actualizada para determinar si el cambio en el riesgo es aceptable por no hacer la inspección prevista en un principio. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 61 Si la inspección de un circuito de tubería es que aplazarse más allá del intervalo establecido. dicho procedimiento debe incluir: a) concurrencia con el personal de tuberías apropiadas incluyendo el inspector y apropiada propietario / usuario representante de la dirección; b) los controles de operación requeridos necesarios para hacer el largo plazo; c) la necesidad de la inspección no intrusiva apropiado con ECM, en su caso, según sea necesario para justificar la extensión temporal; y d) adecuada documentación del aplazamiento en la tubería o registros del PRD. No obstante lo anterior, un intervalo de servicio dispositivo de inspección o aliviar la presión puede ser diferida por el inspector, sin otras aprobaciones, basado en una revisión satisfactoria de la historia equipos y análisis de riesgos adecuado, cuando el período de tiempo durante el cual el artículo es para ser diferido no exceda el 10% del intervalo de inspección / mantenimiento o seis meses, lo que sea menor. Aplazamientos necesitan ser completado y documentado antes de que el equipo se opera más allá de la fecha de vencimiento inspección programada y la gestión de propietario / usuario informado del aumento del riesgo (si lo hay) de operar temporalmente más allá de la fecha de vencimiento inspección programada. Tuberías operado más allá de la fecha de vencimiento inspección sin un aplazamiento documentados y aprobados no está permitida por el presente Código. El aplazamiento de las inspecciones programadas no debe ser la excepción ocasional un fenómeno frecuente. NOTA Si hay potencialmente cualquier tipo inusual de la degradación parte en la inspección de los sistemas de tuberías, se recomienda que el inspector pueda buscar la orientación del ingeniero de tuberías o corrosión especialista antes de aprobar cambios en el intervalo. 8 reparaciones, alteraciones, y recalificación de sistemas de tuberías 8.1 Reparaciones y Alteraciones 8.1.1 general Los principios de la ASME B31.3 o el código para la que el sistema de tuberías se construyó deberán seguirse en la medida práctica para reparaciones en servicio. ASME B31.3 está escrito para el diseño y construcción de sistemas de tuberías. Sin embargo, la mayor parte de los requisitos técnicos de diseño, soldadura, el examen y los materiales también se pueden aplicar en la inspección, calificación re, reparación y modificación de los sistemas de tuberías de funcionamiento. Cuando ASME B31.3 no puede ser seguida a causa de su nueva cobertura de la construcción (tales como las nuevas especificaciones revisadas o de material, requisitos de inspección, ciertos tratamientos de calor, y las pruebas de presión), el ingeniero de tuberías o inspector se guiarán por API 570 en lugar de una estricta conforme a ASME B31.3. Como un - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- ejemplo de la intención, la frase “principios de la ASME B31.3” ha sido empleado en API 570, en lugar de “de acuerdo con ASME B31.3.” Los principios y prácticas del API 577 también se deben seguir para todas las reparaciones y modificaciones soldadas. 8.1.2 Autorización Todas las reparaciones y la alteración de trabajo deberá ser realizado por una organización de reparación como se define en la Sección 3, y estará autorizada por el inspector antes de su comienzo. Autorización para el trabajo alteración de un sistema de tuberías que no se puede dar sin consultar previamente a, y aprobación por el ingeniero de tuberías. El inspector designará cualquier puntos de espera de inspección requeridas durante la secuencia de reparación o alteración. El inspector puede dar autorización general antes de las reparaciones y procedimientos limitados o de rutina, siempre que el inspector está satisfecho con la competencia de la organización de reparación. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 62 8.1.3 Aprobación Todos los métodos propuestos de diseño, la ejecución, los materiales, procedimientos de soldadura, el examen, y las pruebas serán aprobados por el inspector o por el ingeniero de tuberías, según sea apropiado. se requiere la aprobación del propietario / usuario de la soldadura en la corriente. reparaciones de grietas que se produjeron en el servicio de soldadura no debe intentarse sin previa consulta con el ingeniero de tuberías con el fin de identificar y corregir la causa del agrietamiento. Ejemplos son grietas sospechosos de estar causado por la vibración, el ciclo térmico, los problemas de dilatación térmica, y agrietamiento ambiental. El inspector deberá aprobar todos los trabajos de reparación y alteración en los puntos designados de retención y después de las reparaciones y alteraciones se han completado satisfactoriamente de acuerdo con los requerimientos de API 570. 8.1.4 Las reparaciones de soldadura (incluso sobre-corriente) Para reparaciones temporales, incluyendo en funcionamiento, un cerco completo soldada manguito dividido o en forma de caja recinto diseñado por el ingeniero de tuberías pueden aplicarse sobre el área dañada o corroído. Ver varios artículos en ASME PCC-2 para obtener más información sobre la reparación de los sistemas de tuberías. grietas longitudinales no deben ser reparados de esta manera a menos que el ingeniero de tuberías ha determinado que no se espera que las grietas se propaguen de debajo de la manga. En algunos casos, el ingeniero de tuberías tendrá que consultar con un analista de fractura. El diseño de recintos temporales y reparaciones será aprobado por el ingeniero de tuberías. Si se localiza el área de reparación (por ejemplo, picaduras o agujeros) y la SMYS de la tubería no es más de 40.000 psi (275.800 kPa), y un análisis de Fitness-por-Servicio muestra que es aceptable, una reparación temporal puede hacerse por filete de soldadura de un acoplamiento de manguito adecuadamente diseñado o parche placa sobre la zona adelgazada sin hueso o localmente (ver 8.1.4 para consideraciones de diseño y el anexo C para un ejemplo). El material para la reparación deberá coincidir con el metal de base menos que sea aprobado por el ingeniero de tuberías. Un parche de filete de soldadura no se debe instalar en la parte superior de un parche filete de soldadura existente. Al instalar un parche filete de soldadura adyacente a un parche filete de soldadura existente, la distancia mínima entre la punta de la soldadura de filete no deberá ser inferior a: re 4=rt (3) dónde re es la distancia mínima entre los dedos de soldaduras de filete de archivos adjuntos filete de soldadura adyacentes, en milímetros (pulgadas); R es el radio interior en milímetros (pulgadas); t es el espesor mínimo requerido del parche filete de soldadura en pulgadas (milímetros). Para fugas menores y adelgazamiento por debajo T min, recintos diseñados adecuadamente pueden estar soldadas sobre la fuga o la tubería delgada mientras que el sistema de tuberías se encuentra en servicio, siempre que el inspector está satisfecho de que un espesor adecuado permanece en la ubicación real de la soldadura y HAZ propuesto, y el componente de la tubería puede soportar la soldadura sin la probabilidad de daño adicional de material, tal como de servicio cáustica. Cualquier fuga en un servicio de clase 1 o cuando una clasificación de riesgo se determina que es alta, será revisado por primera vez por un ingeniero de tuberías para determinar si el trabajo puede realizarse con seguridad mientras el sistema permanece en funcionamiento. Las reparaciones temporales deben ser retirados y reemplazados por una reparación permanente adecuada en la próxima oportunidad de mantenimiento disponibles. Las reparaciones temporales pueden permanecer en el lugar durante un período de tiempo más largo si son aprobadas y documentado por el ingeniero de tuberías. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- 8.1.4.1 reparaciones temporales P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 63 8.1.4.2 reparaciones permanentes Las reparaciones de defectos encontrados en componentes de tubería pueden realizarse mediante la preparación de una ranura de soldadura que elimina completamente el defecto y luego llenar la ranura con el metal de soldadura depositado de acuerdo con 8.2. zonas de corrosión pueden ser restauradas con el metal de soldadura depositado de acuerdo con 8.2. Las irregularidades de superficie y la contaminación deberán ser retirados antes de la soldadura. métodos de ECM apropiados se aplicarán después de la finalización de la soldadura. Si es factible tomar el sistema de tubería fuera de servicio, el área defectuosa puede ser eliminado por corte de una sección cilíndrica y su sustitución por un componente de tubería que se encuentra con el código aplicable. parches de inserción (parches ras) se pueden utilizar para reparar daños o corrosión áreas si se cumplen los siguientes requisitos: a) se proporcionan soldaduras de ranura de penetración completa; b) para los sistemas de clase 1 y clase 2 de tuberías, las soldaduras deben ser 100% radiografiado o ultrasónicamente probado utilizando procedimientos de ECM que son aprobados por el inspector; c) parches pueden ser de cualquier forma pero deberán tener esquinas redondeadas [1 pulg. (25 mm) radio mínimo]. 8.1.5 Reparaciones Nonwelding (On-stream) Las reparaciones temporales de localmente adelgazados secciones o defectos lineales circunferenciales se pueden hacer en la corriente mediante la instalación de un recinto debidamente diseñado y aplicado (por ejemplo, envolturas de sujeción atornillada, de envoltura de material compuesto no metálico, metálicos y epoxi, u otro no soldada aplicado reparación temporal). El diseño deberá incluir el control de las cargas de empuje axiales si el componente de tubería estar encerrado es (o puede ser) insuficiente para controlar empuje de la presión. El efecto de encerrar fuerzas (trituración) en el componente también se considerará. Ver ASME PCC-2 Parte 4 para obtener más información sobre los métodos de reparación no metálicos forro compuesto. Durante tiempos de respuesta u otras oportunidades apropiadas, de sellado de fugas temporal y dispositivos de fugas de disipación, (por ejemplo, envoltura de alambre, abrazaderas mecánicas, etc) incluyendo reparaciones temporales en las válvulas, se extraerá y acciones apropiadas tomada para restaurar la integridad original del sistema de tuberías. El ingeniero inspector y / o tubería deberá estar involucrados en la determinación de los métodos y procedimientos de reparación. dispositivos disipadores de sellado de fugas y fugas temporales pueden permanecer en el lugar durante un período de tiempo más largo si son aprobadas y documentado por el ingeniero de tuberías. Desde una perspectiva de integridad mecánica, accesorios de inyección en las válvulas para sellar las emisiones fugitivo (LDAR) de junta para vástagos de válvula no se consideran reparaciones temporales. Su eliminación o reemplazo de la válvula es a discreción del operador propietario. Procedimientos que incluyan derramar líquido ( “bombeo”) para tuberías de proceso de sellado deben ser revisados para la aceptación por el ingeniero inspector o tuberías. La revisión debería tener en cuenta la compatibilidad del sellador con el material de filtración; la presión de bombeo en la abrazadera (especialmente cuando se re-bombeo) y cualquier fuerzas de aplastamiento resultantes; y; el riesgo de sellador que afecta metros aguas abajo de flujo, los dispositivos de alivio de la presión, o la maquinaria; el riesgo de fuga posterior a roscas de los pernos que causan corrosión o corrosión bajo tensión de los pernos; y el número de veces que se repumped la zona de sellado. Ver ASME PCC-2 Parte 3 para más información sobre las reparaciones no soldadas para sistemas de tuberías. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Ver ASME PCC-2 Parte 2 para más información sobre varias reparaciones soldadas a los sistemas de tuberías. API 570 64 8.2 Soldadura y Hot Tapping 8.2.1 general Todas las soldaduras de reparación y alteración deberá hacerse de acuerdo con los principios de ASME B31.3 o el código para la que el sistema de tuberías se construyó. Cualquier soldadura realizada sobre componentes de tubería en operación se realiza de acuerdo con API 2201. El inspector utilizar como mínimo la “sugerido Hot Tap Lista de verificación de” contenido en API 2201 para tapping caliente realizado en componentes de tubería. Ver API 577 para obtener más instrucciones sobre el método de hot tap y soldadura en servicio. 8.2.2 Los procedimientos, requisitos y Registros La organización de reparación deberá utilizar soldadores y procedimientos de soldadura calificado de acuerdo con ASME B31.3 o el código para la que se construyó la tubería. Ver API 577 para obtener orientación sobre los procedimientos de soldadura y cualificaciones. La organización de reparación deberá mantener registros de los procedimientos de soldadura y las calificaciones de rendimiento del soldador. Estos registros deberán estar a disposición del inspector antes del inicio de la soldadura. 8.2.3 El precalentamiento y PWHT 8.2.3.1 general Consulte la API 577 para obtener orientación sobre el precalentamiento y térmicamente después del soldeo. 8.2.3.2 El precalentamiento Las temperaturas de precalentamiento utilizados en la fabricación de reparaciones de soldadura deben estar de acuerdo con el código aplicable y procedimiento de soldadura calificado. Excepciones para reparaciones temporales deberán ser aprobados por el ingeniero de tuberías. NOTA precalentamiento por sí sola no puede ser considerado como una alternativa a la prevención del agrietamiento ambiental. Los sistemas de tuberías construidos de aceros que requieren inicialmente PWHT normalmente son tratados de calor posterior a la soldadura si no se realiza alteraciones o reparaciones que implican la presión de retención de soldadura. 8.2.3.3 PWHT PWHT de reparaciones del sistema de tuberías o alteraciones se debe hacer uso de los requisitos aplicables de ASME B31.3 o el código para la que se construyó la tubería. Ver 8.2.4 para un procedimiento de precalentamiento alternativa para algunos requisitos PWHT. Excepciones para reparaciones temporales deberán ser aprobados por el ingeniero de tuberías y estar en conformidad con ASME PCC-2, el artículo 2.9. PWHT local puede ser sustituido por 360 ° de bandeo en reparaciones locales en todos los materiales, siempre las siguientes precauciones y se aplican requisitos. a) La solicitud es revisada, y un procedimiento es desarrollado por el ingeniero de tuberías. b) En la evaluación de la idoneidad de un procedimiento, se tendrá en cuenta a factores aplicables, tales como el espesor del metal base, gradientes térmicos, las propiedades del material, los cambios resultantes de PWHT, la necesidad de soldaduras de penetración completa, y la superficie y los exámenes volumétricos después PWHT . Además, las cepas y las distorsiones resultantes del calentamiento de una zona restringida local de la pared de tubería globales y locales serán considerados en el desarrollo y la evaluación de los procedimientos de PWHT. c) Un precalentamiento de 300 ° F (150 ° C), o superior según lo especificado por los procedimientos de soldadura específicos, se mantiene mientras la soldadura. - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS sesenta y cinco d) La temperatura PWHT requerida se mantiene durante una distancia de no menos de dos veces el espesor del metal de base medida a partir de la soldadura. La temperatura PWHT será controlada por un número adecuado de termopares (un mínimo de dos), basado en el tamaño y forma de la zona a tratar calor. e) de calor controlado también se puede aplicar a cualquier conexión de derivación u otro accesorio dentro de la zona PWHT. f) El PWHT se lleva a cabo para el cumplimiento de código y no para resistencia a la fisuración ambiental. 8.2.4 Precalentar o controlada de deposición métodos de soldadura como alternativas al tratamiento térmico después del soldeo 8.2.4.1 general En algunos casos, PWHT completo puede tener potenciales efectos adversos en equipos y tuberías. Sin embargo, la tubería puede haber sido PWHT'd originalmente o puede requerir PWHT de acuerdo con el código de construcción original. En estos casos, el precalentamiento y la soldadura de deposición controlada se pueden usar en lugar de PWHT, como se describe en 8.2.4.2 y 8.2.4.3. Sin embargo, antes de usar métodos alternativos, un ingeniero de tuberías deberá asegurar la alternativa es adecuado basado en un examen metalúrgico. La revisión tendrá en cuenta factores tales como la razón de la PWHT original, la susceptibilidad a la fisuración por tensión a la corrosión, destaca en la ubicación de la soldadura, la susceptibilidad al ataque por hidrógeno a elevada temperatura, la susceptibilidad a la fluencia, etc. El método de soldadura deberá ser seleccionado basándose en las reglas de acuerdo con el código / norma aplicable. Además, la adecuación de la articulación como soldado en condiciones de funcionamiento y de prueba de presión debe ser considerado. Cuando se hace referencia en esta sección para materiales por las designaciones de ASME, P-Números y Números de Grupos, los requisitos de esta sección se aplican a los materiales aplicables del código original de la construcción, ya sea ASME u otros, que se ajustan por la composición química y mecánica propiedades a la P-numéricas y numéricas grupo designaciones ASME. frontera de presión alteraciones proceso de tuberías o soldaduras de reparación que inicialmente requieren PWHT serán posterior a la soldadura tratada térmicamente, con las excepciones enumeradas en 8.2.4.2 y 8.2.4.3. Si es válido para el diseño de la corriente nominal, el factor de corrección por la original se puede utilizar cuando se practican tratamientos térmicos posterior a la soldadura alternativa. 8.2.4.2 Método de precalentamiento (Notch Dureza Prueba No se requiere) El método de precalentamiento, cuando se realiza en lugar de PWHT, se limita a los siguientes materiales y procesos de soldadura: a) Los materiales se limitarán a P-No. 1, Grupo 1, 2, y 3, y para P-No. 3, Grupo 1 y 2 (con exclusión de los aceros Mn-Mo en el Grupo 2) b) La soldadura se limitará a la soldadura blindado metal-arco (SMAW), gas de metal con arco de soldadura (GMAW), gas de tungsteno-arco (GTAW), y arco con núcleo de fundente de soldadura procesos (FCAW). Los soldadores y procedimientos de soldadura deben estar calificados de acuerdo con las reglas aplicables del código original de la construcción, excepto que el PWHT de la muestra de ensayo utilizado para calificar el procedimiento se omitirá. El área de soldadura se precalienta y se mantiene a una temperatura mínima de 300 ° F (150 ° C) durante la soldadura. El 300 ° F (150 ° C) temperatura se debe comprobar para asegurar que 4 pulg. (100 mm) del material o cuatro veces el espesor del material (que sea mayor) en cada lado de la ranura se mantiene a la temperatura mínima durante soldadura. La temperatura máxima entre pasadas no excederá de 600 ° F (315 ° C). Cuando la soldadura no penetra a través del espesor completo del material, el precalentamiento mínimo y máximo entre pasadas temperaturas sólo necesitan ser mantenidos a una distancia de 4 pulg. (100 mm) o cuatro veces la profundidad de la soldadura de reparación, lo que sea mayor en cada lado de la articulación. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 66 El uso de la alternativa de precalentamiento requiere la consulta con el ingeniero de tuberías que deben considerar el potencial de agrietamiento ambiental y si el procedimiento de soldadura proporcionará la resistencia necesaria. Ejemplos de situaciones en las que podría considerarse esta alternativa incluyen soldaduras de sellado, la acumulación de metal de soldadura de las zonas delgadas, y clips de soporte de soldadura. NOTA pruebas de Notch dureza no es necesario cuando se utiliza este método de precalentamiento en lugar de térmicamente después del soldeo. 8.2.4.3 Controlled-deposición Método de soldadura (Notch Pruebas de Resistencia a Requerido) El método de soldadura de deposición controlada puede ser usado en lugar de PWHT de conformidad con lo siguiente: a) una muesca en las pruebas de dureza, como el establecido por ASME B31.1, Sección Capítulo III 323, es necesario cuando las pruebas de impacto son requeridos por el código original de la construcción o el código de construcción aplicable al trabajo previsto. b) Los materiales se limitarán a P-No. 1, P-No. 3, y P-No. 4 aceros. c) La soldadura se limitará a la soldadura blindado metal-arco (SMAW), gas de metal con arco de soldadura (GMAW), de flujo de arco con núcleo de soldadura (FCAW) y soldadura por arco gas-tungsteno (GTAW) procesos. d) Una especificación de procedimiento de soldadura se desarrolló y se clasificó para cada aplicación. El procedimiento de soldadura definirá la temperatura de precalentamiento y la temperatura entre pasadas e incluyen el requisito de temperatura de post-calentamiento en f (8). El espesor de clasificación para las placas de prueba y ranuras de reparación deberá estar de acuerdo con el material de prueba de la Tabla 3.El para la calificación del procedimiento de soldadura deberá ser de la misma especificación de material (incluyendo el tipo de especificación, el grado, la clase y el estado del tratamiento térmico) que el original la especificación de materiales para la reparación. Si la especificación de material original es obsoleta, el material de prueba utilizado debe ajustarse tanto como sea posible al material utilizado para la construcción, pero en ningún caso el material de ser más baja en fuerza o tener un contenido de carbono de más de 0,35%. e) Cuando las pruebas de impacto se requieren por el código de construcción aplicable al trabajo previsto, el PQR incluirán pruebas suficientes para determinar si la - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- tenacidad del metal de soldadura y la zona afectada por el calor del metal de base en la condición como soldado es adecuado a la temperatura mínima de diseño de metal (tales como los criterios utilizados en ASME B31.3). Si límites especiales de dureza son necesarios (por ejemplo, como se expone en NACE RP 0472 y RM 0103) para la resistencia a la corrosión, la PQR deberá incluir ensayos de dureza también. f) Los WPS incluirán los siguientes requisitos adicionales. 1), se aplicarán las variables esenciales complementarios de código ASME, Sección IX, párrafo QW-250. 2) La entrada máxima de calor de soldadura para cada capa no será superior a la utilizada en la prueba de procedimiento de calificación. 3) La temperatura mínima de precalentamiento para la soldadura no debe ser menor que la utilizada en la prueba de procedimiento de calificación. 4) La temperatura máxima entre pasadas para la soldadura no será mayor que la utilizada en la prueba de procedimiento de calificación. 5) La temperatura de precalentamiento se comprueba para asegurar que 4 pulg. (100 mm) del material o cuatro veces el espesor del material (que sea mayor) a cada lado de la junta de soldadura se mantiene a la temperatura mínima durante la soldadura. Cuando la soldadura no penetra a través del espesor completo del material, la temperatura mínima de precalentamiento sólo necesita ser mantenida a una distancia de 4 pulg. (100 mm) o cuatro veces la profundidad de la soldadura de reparación, lo que sea mayor en cada lado de la articulación. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST 67 P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 6) Para los procesos de soldadura permitidas en el punto c, utilice sólo electrodos y metales de relleno que se clasifican por la especificación de metal de aportación con un suplemento de designador difusible-hidrógeno opcional de H8 o inferior. Cuando los gases de protección se utilizan con un proceso, el gas deberá exhibir un punto de rocío que no es superior a -60 ° F (-50 ° C). Superficies sobre las que se hará de soldadura se mantendrán en un estado seco durante la soldadura y libres de óxido, cascarilla de laminación y la producción de hidrógeno contaminantes tales como aceite, grasa y otros materiales orgánicos. 7) La técnica de soldadura será una técnica de deposición controlada, el temperamento-perla o media-perla. La técnica específica se utilizará en la prueba de procedimiento de calificación. 8) Para soldaduras realizadas por SMAW, una vez llenado se completa no permita que la soldadura se enfríe por debajo de la temperatura mínima de precalentamiento. A su vez, elevar la temperatura de piezas soldadas a 500 ° F ± 50 ° F (260 ° C ± 30 ° C) durante un período mínimo de dos horas. Esto ayuda a la desgasificación de difusión de cualquier hidrógeno metal de soldadura recogió durante la soldadura. Este hidrógeno bake-out puede ser omitida cuando se especifica de metal H4 de relleno (tales como E7018-H4). 9) Después de la soldadura de reparación de acabado se ha enfriado a temperatura ambiente, la capa de refuerzo temperamento del grano final se retira sustancialmente a nivel con la superficie del material base. Consulte la CMR Boletín 412 para información técnica de apoyo adicional con respecto a la soldadura deposición controlada. Tabla 3-soldadura Métodos como alternativas al tratamiento térmico posterior a la soldadura Calificación Espesor para realizar la prueba Placas y ranuras de reparación Profundidad t Prueba de Groove Reparación de profundidad de ranuras soldadas un Calificado Espesor T Cupón de Espesor del metal base Calificado prueba soldadas t <t <2 en (50 mm) t <t ≥ 2 en (50 mm) <T 2 en (50 mm) a un número ilimitado La profundidad de la ranura utilizado para la calificación procedimiento debe ser lo suficientemente profunda para permitir la extracción de la muestra de ensayo requeridos 8.2.5 Diseño Las juntas a tope serán soldaduras de ranura de penetración completa. componentes de tuberías deben ser reemplazadas cuando es probable que sea inadecuada reparación. Las nuevas conexiones y sustituciones deberán ser diseñados y fabricados de acuerdo con los principios del código aplicable. El diseño de recintos temporales y reparaciones será aprobado por el ingeniero de tuberías. Nuevas conexiones pueden ser instalados en los sistemas de tuberías siempre y cuando el diseño, la ubicación y método de fijación se ajustan a los principios del código aplicable. parches de filete de soldadura requieren consideraciones de diseño especiales, sobre todo en relación con la soldadura de articulación de la eficiencia y la corrosión de la grieta. parches de filete de soldadura deben ser diseñados por el ingeniero de tuberías. Un parche se puede aplicar a las superficies externas de las tuberías, siempre que esté en conformidad con 8.1.3 y satisface uno de los siguientes requisitos: a) el parche propuesto proporciona resistencia de diseño equivalente a una abertura reforzada diseñado de acuerdo con el código aplicable; b) el parche propuesto está diseñado para absorber la tensión de la membrana de la parte de una manera que está de acuerdo con los principios del código aplicable, si se cumplen los siguientes criterios: 1) el esfuerzo de membrana admisible no se supere en la parte de tubería o el parche, 2) la cepa en el parche no da como resultado tensiones de soldadura en ángulo superiores a tensiones admisibles para tales soldaduras, - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 68 3) un parche de superposición tendrá esquinas redondeadas (véase el anexo C). Diferentes componentes en el mismo sistema de tuberías o circuito pueden tener diferentes temperaturas de diseño. En el establecimiento de la temperatura de diseño, se tendrá en cuenta para procesar temperaturas de fluido, temperaturas ambiente, de calefacción y las temperaturas de los medios de refrigeración y aislamiento. 8.2.6 Materiales Los materiales utilizados en la fabricación de reparación o modificación serán de calidad soldable conocido, se ajustará al código correspondiente, y serán compatibles con el material original. Para los requisitos de verificación de los materiales, véase 5.12. 8.2.7 ECM La aceptación de una reparación o alteración soldada incluirá ECM de acuerdo con el código aplicable y la especificación del propietario / usuario, a menos que se especifique lo contrario en la API 570. También se siguieron los principios y prácticas de API 577. Cuando se requieren exámenes superficiales y volumétricas, que deben estar de acuerdo con ASME BPVC Sección V (o equivalente). Prueba 8.2.8 Presión Después de que se complete la soldadura, una prueba de presión de acuerdo con 5.8 se lleva a cabo si es práctico y que se considere necesario por el inspector. Las pruebas de presión se requieren normalmente después de alteraciones y reparaciones mayores. Ver ASME PCC-2, el artículo 5.1 para obtener más información sobre la realización de las pruebas de presión. Cuando una prueba de presión no es necesario o práctico, ECM se utilizará en lugar de una prueba de presión. La sustitución de los procedimientos ECM apropiados para una prueba de presión después de una alteración, re-calificación, o la reparación puede hacerse sólo después de consultar con el inspector y el ingeniero de tuberías. Para las líneas existentes con aislamiento que se están probando la presión después de las reparaciones, re-calificación, o alteraciones, que no es necesario para despojar de aislamiento en todas las soldaduras existentes. Cuando no es práctico realizar una prueba de presión de una soldadura de cierre final que se une a una sección nueva o sustitución de tuberías a un sistema existente, todos los siguientes requisitos serán saciados. a) La sección nueva o de reemplazo de tubería es probado y examinado de acuerdo con el código aplicable que rige el diseño del sistema de tuberías de presión, o si no es práctico, las soldaduras se examinan con NDE apropiado, tal como se especifica por el inspector tuberías autorizado. b) La soldadura de cierre es una soldadura entre cualquier tubo o componente de tubería estándar de igual diámetro y grosor, alineada axialmente (no inglete corte), y de materiales equivalentes. Donde slip-on bridas o accesorios de socket de soldadura están permitidos por la especificación para el sistema de tuberías, pueden ser utilizados dentro de las limitaciones de esa especificación. alternativas aceptables son: 1) resbalón-en bridas para casos de diseño hasta la clase 150 y 500 ° F (260 ° C); y 2) accesorios de zócalo de soldadura para los tamaños NPS 2 o menos y casos de diseño de hasta 500 ° F (260 ° C). Un espaciador diseñado para la soldadura de tubo o algún otro medio se utiliza para establecer un mínimo 1/16 en. brecha (1,6 mm). soldaduras de corriente debe estar por ASME B31.3 y será de un mínimo de dos pasadas. c) Cualquier soldadura final de cierre a tope deberá ser de 100% RT; o haz de ángulo de detección de fallas por ultrasonido puede ser usado, siempre se han establecido los criterios de aceptación correspondientes. d) MT o PT se llevarán a cabo en la pasada de raíz y la soldadura completada para soldaduras a tope y en la soldadura completada para soldaduras de filete. - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 69 El propietario / usuario deberá especificar UT examinadores haz angular de la industria cualificado para soldaduras de cierre que no han sido probados presión y para reparaciones de soldadura identificados por el ingeniero inspector de la tubería o tuberías autorizado. 8.3 Re-calificación Re-rating sistemas de tuberías cambiando el grado de la temperatura o la PSMA puede ser hecho sólo después de todos de los siguientes requisitos se han cumplido. a) Los cálculos se realizan por el ingeniero de tuberías o el inspector. b) Todos los re-clasificaciones se establecerán de acuerdo con los requisitos del código a los que el sistema de tuberías se construyó o mediante cálculo utilizando los métodos apropiados en la última edición del código aplicable u otros estándares de la industria aprobado por un SDO (por ejemplo API 579-1 / ASME FFS1). c) registros de inspección actuales verifican que el sistema de tuberías es satisfactoria para las condiciones de servicio propuestos y que se proporciona la tolerancia de corrosión apropiado. d) los sistemas de tuberías Re-puntuación serán ensayo de fugas de acuerdo con el código para la que se construyó el sistema de tuberías o la última edición del código aplicable para las nuevas condiciones de servicio, a menos que uno de lo siguiente es cierto. 1) Los registros documentados indican una prueba de fuga anterior se realizó a mayor que o igual a la presión de prueba para la nueva condición. 2) La re-tasa es un aumento en la temperatura de calificación que no afecta la tensión de tracción permisible. 3) La integridad de tuberías se confirma por técnicas de inspección no destructiva apropiados en lugar de la prueba después de la consulta con el ingeniero inspector y la tubería. e) El sistema de tuberías se comprueba para afirmar que los dispositivos de alivio de la presión requerida están presentes, se fijan a la presión apropiada, y tener la capacidad adecuada a presión establecida. f) el sistema de tuberías re-calificación es aceptable para el ingeniero inspector o tuberías. g) Todos los componentes de tubería en el sistema (tales como válvulas, bridas, tornillos, juntas, embalaje, y juntas de expansión) son adecuados para la nueva combinación de presión y temperatura. h) la flexibilidad de tuberías es adecuado para los cambios de temperatura de diseño. i) los registros técnicos apropiados se actualizan. j) Una disminución de la temperatura mínima de funcionamiento se justifica por los resultados de pruebas de impacto, si lo requiere el código aplicable. 9 La inspección de tuberías enterradas 9.1 Generalidades La inspección de tuberías de proceso enterrado (no regulado por el Departamento de Transporte de EE.UU.) es diferente de otra inspección de tuberías de inaccesibilidad de las zonas afectadas de la tubería. Importantes referencias, no obligatorias para la inspección de tuberías subterráneas son API 574 y los siguientes documentos: NACE SP0102, SP0169, SP0274, y RP0502; y API 651. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- proceso debido a deterioro externo significativo puede ser causada por las condiciones del suelo corrosivos y la inspección puede ser obstaculizada por la API 570 70 tuberías enterradas deberán ser inspeccionados para determinar su estado de la superficie externa. Los planes de inspección se basarán en una evaluación de la eficacia del sistema CP (si es que existe), si el tubo se revistió y en la información de inspección obtenida de uno o más de los métodos siguientes: a) durante la actividad de mantenimiento de la conexión de la tubería de material similar; b) a partir de porciones representativas de la tubería real; c) a partir de tuberías enterradas en circunstancias similares; d) a partir de dispositivos de monitorización de espesor instalados de forma permanente; e) de las inspecciones realizadas con equipo visual remota, si es posible; o f) a partir de los resultados de los estudios de protección catódica, o a partir del examen de onda guiada utilizado para localizar áreas de interés para inspección de seguimiento usando técnicas de medición de espesor más cuantitativos. 9.2 Por encima de la vigilancia visual de grado Indicaciones de fugas en tuberías enterradas pueden incluir un cambio en el contorno de la superficie de la tierra, la decoloración de la tierra, de ablandamiento de pavimentación de asfalto, la formación de la piscina, burbujeando charcos de agua, o olor perceptible. Inspección de la ruta de tuberías enterradas es un método de identificación de las áreas problemáticas. 9.3 Encuesta Potencial Primer intervalo La encuesta potencial Primer intervalo realizado a nivel del suelo sobre la tubería enterrada se puede utilizar para localizar zonas en las que los sistemas de protección catódica pueden no ser la corrosión eficaz y activo en la superficie de la tubería está presente o puede ocurrir. Sin embargo, no puede ser un método fiable para la inspección pérdida pared a la corrosión, ya que sólo puede inferir la pérdida de pared de potencial CP pero no detectar directamente la presencia de la pérdida de pared. células de corrosión pueden formar tanto en tubo desnudo y revestido en donde los contactos de acero desnudo el suelo. Puesto que el potencial en el área de la corrosión será mensurablemente diferente de una zona adyacente en la tubería, la ubicación de una posible actividad corrosión puede ser determinada por esta técnica de la encuesta. 9.4 Encuesta de vacaciones de tuberías de revestimiento La encuesta vacaciones revestimiento de la tubería [por ejemplo gradiente de voltaje de corriente continua (DCVG)] se puede utilizar para localizar defectos de recubrimiento en tuberías revestidas enterrados, y se puede utilizar en sistemas de tuberías de nueva construcción para asegurar que el revestimiento está intacto y libre de vacaciones. Más a menudo se utiliza para evaluar la capacidad de servicio de recubrimiento de tuberías enterradas que ha estado en servicio durante un período prolongado de tiempo. - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- A partir de datos de la encuesta, la eficacia revestimiento y la velocidad de deterioro de recubrimiento se puede determinar. Esta información se utiliza tanto para la predicción de la actividad de la corrosión en un área específica y para la predicción de la sustitución del revestimiento para el control de la corrosión. La resistividad del suelo 9.5 Corrosión de las tuberías desnudo o mal recubierto es a menudo causada por una mezcla de diferentes suelos en contacto con la superficie del tubo. La corrosividad de los suelos puede ser determinada por una medición de la resistividad del suelo. Niveles más bajos de resistividad son relativamente más corrosivo que niveles más altos, especialmente en las zonas donde el tubo está expuesto a cambios significativos en la resistividad del suelo. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS 71 Las mediciones de resistividad del suelo se deben realizar utilizando los cuatro-Pin Método Wenner de acuerdo con ASTM G57. En los casos de tubos paralelos o en zonas de tuberías de intersección, puede ser necesario utilizar el método de ensamblaje para medir con precisión la resistencia del suelo. Para la medición de la resistividad de las muestras de suelo de los agujeros de barrena o excavaciones, una caja de suelo sirve como un medio conveniente para la obtención de resultados precisos. La profundidad de la tubería debe ser considerado en la selección del método que se utilizará y la ubicación de las muestras. Las pruebas y la evaluación de los resultados debe ser realizada por personal capacitado y con experiencia en las pruebas de resistencia del suelo. Monitoreo 9.6 Protección catódica Protegidos catódicamente tuberías de proceso enterrado se controlará regularmente para asegurar niveles adecuados de protección. La supervisión incluirá medición y análisis de los potenciales-pipe-suelo por personal capacitado y con experiencia en el funcionamiento del sistema de protección catódica periódica. un control más frecuente de los componentes de protección catódica críticos, tales como rectificadores de corriente impresa, puede ser necesaria para asegurar un funcionamiento fiable del sistema. Propietarios / usuarios deben mantener registros apropiados de seguimiento del PP y el mantenimiento realizado como resultado de la supervisión del sistema CP. Consulte la NACE SP0169 y la sección 11 del API 651 para la guía aplicable a la inspección y el mantenimiento de sistemas de protección catódica de las tuberías enterradas. 9.7 Métodos de inspección Un número de técnicas de examen directos métodos disponibles que se puede aplicar a tuberías enterradas y una más extensa guía para éstos se pueden encontrar en API RP 574. Algunos métodos pueden indicar la condición externa o en la pared de la tubería, mientras que otros métodos indican sólo el condición interna. Además, algunos métodos son capaces de detectar y cuantificar tanto la pérdida de pared y la deformación daños tales como abolladuras, ovalidad, abultamiento, hinchazón, etc. simultáneamente Una serie de tecnologías están ahora disponibles que se pueden aplicar externamente a las tuberías enterradas en un lugar y la pantalla áreas seleccionadas de esa posición. Estas técnicas pueden requerir alguna excavación considerable pero menos de un acceso completo descrito anteriormente. Un ejemplo de estas técnicas es guiado examen onda, anteriormente conocido como ultrasonidos de largo alcance (LRUT) o pruebas de ultrasonido de onda guiada (GWUT). Estas tecnologías - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- pueden permitir a 15 pies o distancias más largas que se proyectarán desde una instalación para proporcionar una evaluación de selección de la tubería. La distancia recorrida y el grado de detección / precisión es una función de las condiciones tecnológicas y tuberías aplicadas incluyendo grado de corrosiones, revestimientos externos e internos y las condiciones del suelo, producto transportado y el tipo y número de accesorios en el camino de la señal. Otras tecnologías que emplean ultrasonidos se pueden usar para cribar varios pies de un lugar y son útiles para evaluar los daños en lugares tales como interfaces de suelo-aire. Referencia API 574 para ejemplos de otras tecnologías. 9.8 frecuencia y extensión de Inspección 9.8.1 Por encima de la vigilancia visual de grado El propietario / usuario debe, en aproximadamente intervalos de seis meses examinar las condiciones de la superficie en y adyacente a cada ruta de tuberías enterradas (ver 9.2). 9.8.2 Tubo-a-tierra valorar la potencialidad de Una encuesta potencial Primer intervalo en una línea catódicamente protegida puede ser usada para verificar que la tubería enterrada tiene un potencial de protección a lo largo de su longitud. Para tuberías mal revestidos donde los potenciales de protección catódica son inconsistentes, la encuesta se puede realizar a intervalos de tres a cinco años para la verificación de control de la corrosión continua. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 72 Para tuberías sin protección catódica o en áreas donde las fugas se han producido debido a la corrosión externa, una encuesta potencial-pipe-al suelo puede llevarse a cabo a lo largo de la ruta de la tubería. La tubería debe ser excavado para la inspección o inspeccionado con NDE apropiado en los lugares donde han sido ubicados posibilidades de celdas de corrosión activos para determinar la extensión del daño a la corrosión. Un perfil de potencial continuo o un reconocimiento minucioso intervalo pueden ser necesarios para localizar mejor celdas de corrosión activos. 9.8.3 Encuesta de vacaciones de tuberías de revestimiento La frecuencia de las encuestas de vacaciones de revestimiento de tubería generalmente se basa en indicaciones de que otras formas de control de la corrosión son ineficaces. Por ejemplo, en un tubo revestido donde hay pérdida gradual de los potenciales de protección catódica o una fuga de la corrosión externa se produce en un defecto de recubrimiento, una encuesta vacaciones revestimiento de la tubería puede ser usado para evaluar el revestimiento. Corrosividad 9.8.4 Suelo Para tuberías enterradas en longitudes mayores de 100 pies (30 m) y no protegido catódicamente, las evaluaciones de la corrosividad del suelo se deben realizar a intervalos apropiados basados en la probabilidad de cambio. mediciones de resistividad del suelo se pueden utilizar para la clasificación relativa de la corrosividad del suelo (véase 9.5). Los factores adicionales que pueden justificar consideración son los cambios en la química del suelo y análisis de la resistencia de polarización de la interfaz de suelo y la tubería. 9.8.5 Intervalos externos e Inspección Interna - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Si se espera que la corrosión interna de tuberías enterradas como resultado de la inspección en la parte de grado por encima de la línea, los intervalos y métodos para la parte enterrada de inspección deben ajustarse en consecuencia. El inspector debe tener en cuenta y considerar la posibilidad de corrosión interna acelerado en los tramos muertos. La condición externa de tuberías enterradas que no está catódicamente protegida debe determinarse por cualquiera de rascado, que puede medir el espesor de pared, o por excavación de acuerdo con la frecuencia dada en la Tabla 4. corrosión externa significativo detectado por rascado o por otros medios pueden requerir excavación y evaluación incluso si la tubería se catódicamente protegida. Piping inspeccionado periódicamente por excavación deberán ser inspeccionados en longitudes de 6 pies a 8 pies (2,0 m a 2,5 m) en una o más ubicaciones juzgado para ser más susceptibles a la corrosión. tuberías excavado debe ser inspeccionado circunferencia completa para el tipo y extensión de la corrosión (picaduras o general) y la condición del revestimiento. Si la inspección revela recubrimiento dañado o la tubería corroída, la tubería adicional se excavó hasta que se identifica la medida de la condición. Si el espesor medio de la pared está en o por debajo del espesor mínimo requerido, el mismo será reparado o reemplazado. Si la tubería está contenida dentro de un tubo de revestimiento, la condición de la carcasa debe ser inspeccionado para determinar si el agua y / o el suelo ha entrado en la carcasa. El inspector debe verificar lo siguiente: a) ambos extremos de la carcasa se extienden más allá de la superficie del suelo, b) los extremos de la carcasa están sellados si la carcasa no es auto-drenaje, c) la tubería de transporte de presión está adecuadamente recubierto y envuelto, y d) no hay metálico o contacto electrolítico entre la carcasa y el tubo que lleva la presión. 9.8.6 Prueba de fugas Intervalos Una alternativa o complemento a la inspección es la prueba de fugas con el líquido a una presión de al menos 10% mayor que la presión máxima de funcionamiento a intervalos de un medio de la longitud de los que se muestran en la Tabla 4 para la tubería no protegida catódicamente y en los mismos intervalos como se muestra en la Tabla 4 para la tubería catódicamente protegida. La prueba de fugas debe mantenerse para una Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST 73 P Iping I NSPECCIÓN C ODE: I N-SERVICE I NSPECCIÓN, CIONES, R epair, Y A LTERATION DE P Iping S ISTEMAS período de ocho (8) horas. Cuatro horas después de la presurización inicial del sistema de tuberías, la presión debe ser anotado y, si es necesario, la línea represurizado a presión de prueba original y aislado de la fuente de presión. Si, durante el resto del período de prueba, la presión disminuye más del 5%, la tubería debe ser inspeccionado visualmente externamente y / o inspeccionado internamente para encontrar la fuga y evaluar la extensión de la corrosión. mediciones de Sonic pueden ser útiles en la localización de fugas durante la prueba de fugas. tuberías enterradas también podrán ser examinados para la integridad utilizando volumétricas o de presión métodos de ensayo de temperatura corregida. Otros métodos de ensayo de fugas alternativa implican examen de emisión acústica y la adición de un fluido trazador a la línea de presión (tal como helio o azufre hexafloride). Si se añade el trazador al fluido de servicio, el propietario / usuario deberá confirmar la idoneidad para el proceso y el producto. Tabla 4-frecuencia de la inspección de tuberías enterradas sin protección catódica efectiva intervalo de inspección La resistividad del suelo (años) (Ohm-cm) 5 <2,000 2000 a 10.000 10 > 10000 15 9.9 Las reparaciones en sistemas de tuberías enterradas 9.9.1 Las reparaciones de revestimientos Cualquier recubrimiento retirado por inspección se renovará y se inspecciona adecuadamente. Para las reparaciones de revestimiento, el inspector debe estar seguro de que el recubrimiento cumple con los siguientes criterios: a) que tiene una adhesión suficiente a la tubería para evitar la migración de menores de película de humedad, - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- b) es suficientemente dúctil para resistir el agrietamiento, c) que es libre de vacíos y huecos en el recubrimiento (vacaciones), d) tiene una resistencia suficiente para resistir el daño debido a la manipulación y el estrés del suelo, e) que puede soportar ningún tipo de protección catódica complementaria. Además, las reparaciones de revestimiento pueden ser probados usando un detector de defectos de alta tensión. El voltaje de detector se puede ajustar para el valor apropiado para el material de revestimiento y el espesor. Los días festivos que se encuentran deben ser reparados y ensayarse. 9.9.2 Las reparaciones Clamp En general, las abrazaderas atornilladas deben evitarse para las reparaciones temporales a todas las tuberías enterradas. Si hay fugas de tuberías se sujetan y enterrados de nuevo, la ubicación de la abrazadera se registra en el registro de inspección y puede ser marcada superficie. Tanto el marcador y el acta se harán constar la fecha de instalación y la ubicación de la abrazadera. Todas las abrazaderas se consideran temporales. reparación temporal en tuberías enterradas se deben reparar de forma permanente en la próxima oportunidad de mantenimiento menos que sean aprobados para la extensión por un ingeniero de tuberías. 9.9.3 Las reparaciones soldadas reparaciones soldadas deberán ser hechas de acuerdo en el punto 8.2. Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST 74 API 570 9.10 Registros los sistemas de registros para tuberías enterradas deben ser mantenidos de acuerdo con 7.9. Además, se mantendrá un registro de la ubicación y la fecha de instalación de abrazaderas temporales. Además, las tuberías enterradas debe estar ubicado en un (es decir, plano del terreno o iso tuberías) dibujo que indica el tamaño y la mitigación de la corrosión externa. - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST Anexo A (informativo) Certificación de inspector El examen A.1 Un examen para certificar los inspectores en el ámbito de la API 570 se basa en la API 570 inspector de organismo de certificación actual del conocimiento según lo publicado por la API. Certificación A.2 Un inspector de certificación autorizado tuberías API 570 se emite cuando un solicitante ha superado con éxito el examen de certificación API 570 y satisfaga los criterios de experiencia y educación. Educación y experiencia, combinados, son iguales a por lo menos uno de los siguientes: a) una licenciatura en ingeniería o la tecnología, además de un año de experiencia en la supervisión de las actividades de inspección o la realización de actividades de inspección como se describe en API 570; b) un grado de dos años o un certificado en ingeniería o la tecnología, además de dos años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, inspección, o el funcionamiento de los sistemas de tuberías, de los cuales un año debe estar en la supervisión de las actividades de inspección o la realización de la inspección actividades como se describe en API 570; c) un diploma de escuela secundaria o su equivalente, más tres años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, inspección, o el funcionamiento de los sistemas de tuberías, de los cuales un año debe estar en la supervisión de las actividades de inspección o la realización de actividades de inspección como se describe en la API 570; d) un mínimo de cinco años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, inspección, o el funcionamiento de los sistemas de tuberías, de los cuales un año debe estar en la supervisión de las actividades de inspección o la realización de actividades de inspección como se describe en API 570. La recertificación A.3 A.3.1 Recertificación se requiere tres años a partir de la fecha de emisión del certificado de inspector de tuberías autorizado API 570. Se requerirá la recertificación por examen de los inspectores de tuberías autorizados que no han participado activamente como inspectores de tuberías autorizados dentro del periodo de certificación más reciente de tres años y para los inspectores autorizados de tuberías que no han pasado previamente el examen. Los exámenes se realizarán de acuerdo con todas las disposiciones contenidas en la API 570. A.3.2 “Activamente comprometido como inspector tuberías autorizado” se definirá como un mínimo de 20% de tiempo dedicado a la realización de las actividades de inspección o supervisión de las actividades de inspección, o soporte de ingeniería de las actividades de inspección, como se describe en la API 570, sobre la tres años más reciente período de certificación. Nota: Las actividades de inspección comunes a otros documentos de inspección API (ECM, el mantenimiento de registros, revisión de documentos de soldadura, etc.) pueden ser considerados aquí. A.3.3 Una vez que cada otro período de recertificación (cada seis años), los inspectores participa activamente como un inspector de tuberías autorizado deberá demostrar el conocimiento de las revisiones a API 570 que se instituyó durante los seis años anteriores. Este requisito será efectiva seis años desde la fecha inicial de certificación del inspector. Los inspectores que no han participado activamente como un inspector de tuberías autorizado dentro del periodo de certificación más reciente de tres años deben volver a certificar como se requiere en A.3.1. 75 - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST anexo B (informativo) Las solicitudes de Interpretaciones B.1 Introducción API examinará las solicitudes de interpretaciones de API 570. El personal de la API harán que tales interpretaciones por escrito después de la consulta, si es necesario, con los funcionarios de los comités apropiados y los miembros del comité por escrito. El comité responsable del mantenimiento de la API API 570 se reúne periódicamente para examinar las solicitudes escritas de interpretaciones y revisiones, y desarrollar nuevos criterios según lo dictado por el desarrollo tecnológico. Las actividades del comité en este sentido se limitan estrictamente a las interpretaciones de la última edición de API 570 o para el examen de las revisiones a la API 570 en base a los nuevos datos o la tecnología. Como cuestión de política, la API no aprueba, certifica, tasa, ni aprueba cualquier artículo, la construcción, el dispositivo patentado, o actividad; y, en consecuencia, se devolverán las consultas que requieren tal consideración. Por otra parte, la API no actúa como consultor en problemas específicos de ingeniería o en la comprensión general o aplicación de las normas. Si, basándose en la información de la investigación presentada, es la opinión del comité que el investigador debe buscar la ingeniería o la asistencia técnica, la investigación será devuelto con la recomendación de que puede obtener este tipo de asistencia. se devolverán todas las investigaciones que no proporcionan la información necesaria para la comprensión completa. Formato B.2 Consulta Las preguntas deberán limitarse estrictamente a las solicitudes de interpretación de la última edición de API 570 o para el examen de las revisiones a la API 570 sobre la base de nuevos datos o la tecnología. Las consultas se presentarán en el siguiente formato. a) Alcance-La investigación se realizará con una sola materia o materias estrechamente relacionadas. será devuelto una carta de investigación sobre temas no relacionados. b) Antecedentes La carta-solicitud deberá indicar el propósito de la investigación, que será o bien para obtener una interpretación del API 570 o proponer la consideración de una revisión de API 570. La carta deberá proporcionar de manera concisa la información necesaria para la comprensión completa de la consulta (con bocetos, según sea necesario) e incluyen referencias a la edición, revisión, párrafos, figuras y tablas aplicables. c) la indagación La consulta se hará constar en un formato de pregunta condensado y preciso, omitiendo información superflua fondo y, en su caso, compuesta de tal manera que “sí” o “no” (tal vez con salvedades) sería una respuesta adecuada. Esta declaración investigación debe ser técnica y editorialmente correcta. El investigador deberá indicar lo que él o ella cree API 570 requiere. Si en opinión del investigador es necesaria una revisión de la API 570, el investigador deberá proporcionar redacción recomendada. Presentar la solicitud de interpretación a la solicitud de la API para el sitio web Interpretación: http://apiti.api.org. Solicitud B.3 para Respuestas de interpretación - - ``, `` `` `` ,,,,, `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,, ,,` `,` `,, --- Las respuestas al anterior solicitud de interpretación se pueden encontrar en el sitio web del CDE en http://mycommittees.api.org/ normas / reqint / default.aspx. 76 Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST anexo C (informativo) Ejemplos de reparaciones Reparaciones C.1 ASME PCC-2, reparación de equipos a presión y tuberías proporciona orientación sobre diversos tipos de reparaciones, tales como: soldadura a tope placas de inserción, recubrimiento de soldadura externa para reparar adelgazamiento interna, cerco completo acero de refuerzo Mangas para tuberías, Weld acumulación, Weld Overlay, y Clad Restauración o Filete soldado Parches La soldadura manual la utilización de los procesos de arco metálico blindado de metal de arco de gas o puede ser utilizado. Cuando la temperatura está por debajo de 50 ° F (10 ° C), electrodos de bajo hidrógeno, AWS E-xx16 o E-XX18, se utilizarán al soldar materiales conforme a ASTM A-53, los grados A y B; A-106, los grados A y B; A-333; A-334; API 5L; y otro material similar. Estos electrodos también se deben utilizar en los grados más bajos de material cuando la temperatura del material está por debajo de 32 ° F (0 ° C). El ingeniero de la tubería debe ser consultado para casos relacionados con diferentes materiales. Cuando se utilizan AWS E-xx16 o E-XX18 electrodos en los números de soldadura 2 y 3 (véase la figura C.1 a continuación), las perlas se depositarán comenzando en la parte inferior del conjunto y la soldadura hacia arriba. El diámetro de estos electrodos no debe exceder 5/32 mm) se pueden usar en el número de soldadura 1 (véase la figura C.1), pero el diámetro no debe exceder in. (4,0 mm). Los electrodos más grandes que 3/16 5/32 in. (4,0 in. (4,8 mm). Las soldaduras longitudinales (número 1, la Figura C.1) en el manguito de refuerzo estarán provistas de una cinta adecuada o tira de respaldo de acero suave (ver nota) para evitar la fusión de la soldadura a la pared lateral de la tubería. NOTA Si la tubería original junto número de soldadura 1 se ha comprobado a fondo por métodos ultrasónicos y es de un grosor suficiente para la soldadura, una tira de soporte no es necesario. Todos los procedimientos de reparación y soldadura para líneas de corriente deben cumplir con API 2201. 1 2 3 material de junta apropiado Manga Reparación Figura C.1-Encirclement 77 - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST API 570 78 C.2 pequeños parches de reparación El diámetro de los electrodos no debe exceder 5/32 in. (4,0 mm). Cuando la temperatura del material de base está por debajo de 32 ° F (0 ° C), se usan electrodos de bajo hidrógeno. Weaving de cordones de soldadura depositados con electrodos de bajo hidrógeno debe ser evitado. Todos los procedimientos de reparación y soldadura para líneas de corriente deben cumplir con API 2201. Ejemplos de pequeños parches de reparación se muestran a continuación en la Figura C.2. Tamaño del parche no debe exceder / 2 el diáme1tro de la tubería. Un manguito de cerco completo se debe usar si el área corroída excede el / 2 diámetro. 1 1 pulg. (25 mm) radio mínimo Figura C.2-pequeños parches de reparación - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST anexo D (informativo) Dos ejemplos del cálculo de PSMA que ilustra el uso de la Concepto corrosión Half-life Ejemplo 1 Presión de diseño / temperatura 500 psig / 400 ° F (3447 kPa / 204 ° C) Descripción tubería NPS 16, el peso estándar, A 106-B Diámetro exterior de la tubería, re 16 pulg. (406 mm) Estrés permitido 20.000 psi (137.900 kPa) la eficiencia de soldadura longitudinal, mi 1.0 Grosor determina a partir de la inspección 0,32 pulg. (8,13 mm) velocidad de corrosión observada (ver 7.1) 0,01 in./year (0,254 mm / año) inspecciones previsto Siguiente 5 años la pérdida estimada por la corrosión fecha de la próxima inspección = 5 × 0,01 = 0,05 pulg. (5 × 0,254 = 1,27 mm) - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Estimación del grosor de menos el doble de la pérdida estimada a la corrosión, t = ( 0,32 - (0,0 5 × 2)) = 0,22 en [= (8,13 -. (1.27 × 2)) = 5,59 mm] PSMA En unidades de EE.UU. habituales (USC) = 2 SEt / D = 550 psig En unidades del SI = 3747 kPa Conclusión: OK Ejemplo 2 inspecciones previsto Siguiente 7 años la pérdida estimada por la corrosión fecha de la próxima inspección = 7 × 0,01 = 0,07 pulg. (7 × 0,254 = 1,78 mm) Estimación del grosor de menos el doble de la pérdida estimada a la corrosión, t = ( 0,32 - (0,07 × 2)) = 0,18 en [= (8,13 -. (1.78 × 2)) = 4,57 mm] PSMA En las unidades de USC = 2 SEt / D = 450 psig = 3104 kPa En unidades del SI Conclusión: hay que reducir intervalo de inspección o determinar que la presión normal de operación no excederá de esta nueva PSMA durante el séptimo año, o renovar la tubería antes de que el séptimo año. NOTA 1 psig = libras por pulgada cuadrada; psi = libras por pulgada cuadrada. NOTA 2 La fórmula para PSMA es de ASME B31.3, la ecuación 3b, donde t = espesor corroída. 79 Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST Bibliografía [1] API Recommended Practice 581, Metodología de inspección basada en el riesgo [2] API Recommended Practice 751, La operación segura de las unidades de alquilación de ácido fluorhídrico [3] API Recommended Practice 585, Equipos a Presión Integridad investigaciones de incidentes [4] API Recommended Practice 651, Protección catódica de tanques de superficie de almacenamiento de petróleo [5] ASNT SNT-TC-1 5, Una calificación y certificación del personal de ensayos no destructivos [6] ASNT CP-189, Estándar para la calificación y certificación del personal de pruebas no destructivas [7] MTI 129 6, Una guía práctica para la inspección de campo de equipos y tuberías de FRP [8] NACE SP 0169 7, Control de la corrosión externa en metro o sumergidas metálicos Sistemas de tuberías [9] NACE RP 0170, Protección de los aceros inoxidables austeníticos y otras aleaciones austeníticas de ácido politiónico La corrosión bajo tensión durante el apagado del equipo de la refinería [10] NACE SP 0114, Inyección refinería y proceso de mezcla Puntos [11] AWS QC1, AWS estándar para la Certificación de Inspectores de Soldadura 5 Sociedad Americana para Pruebas no destructivas, PO Box 28518, 1711 Arlingate Lane, Columbus, Ohio 43228-0518, www.asnt.org 6 Instituto de Tecnología de Materiales, Inc., 1215 Fern Ridge Parkway, Suite 206, San Luis, Missouri 63141, www.mtiproducts.org 7 NACE International (anteriormente la Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión), 1440 South Creek Drive, Houston, Texas 77218- 8340, www.nace.org 80 - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST Ningún producto. C57004 - - ``, `` `` ,,,, `` `` `,,, ,,` `` `` `` `-`-,,` ,, `,` `,, --- Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = PDVSA - Puerto La Cruz sitio 5/9986712010, Usuario = Almario, Wilmer No para reventa, Queda prohibida la reproducción o redes permitida sin licencia de IHS 19/02/2016 13:22:55 MST
