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API 570: Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Sistemas de Tuberías en Servicio. R4

API 570 Código De Inspección De Tuberías INSPECCIÓN, REPARACIÓN, ALTERACIÓN E INTEGRIDAD DE SISTEMAS DE TUBERÍAS EN SERVICIO.

Ing. Rubén E Rollino

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INDICE Introducción ........................................................................................................................................ 4 Sección 1 Alcance: .................................................................................................................................. 4 1.1 Aplicación General........................................................................................................................ 4 Fluido de Servicio Categoría D ........................................................................................................... 6 Sección 2 referencias............................................................................................................................... 7 Términos utilizados: ................................................................................................................................ 8 Sección 4 Organización de inspección del propietario: ........................................................................ 15 Sección 5 Prácticas de inspección, modos de falla y evaluación: ......................................................... 18 Preparación de los trabajos:............................................................................................................... 19 5.3 Inspección de tipos específicos de corrosión y fisuración........................................................... 20 5.4 Tipos de inspección y Vigilancia ................................................................................................ 29 5.5 Localizaciones para Medición de Espesores (TML)................................................................ 31 5.6 Métodos de medición de espesores.......................................................................................... 34 5.7 Ensayo de Presión .................................................................................................................... 35 5.8 Trazabilidad de materiales. ...................................................................................................... 37 5.9 Inspección de Válvulas ............................................................................................................ 37 5.10 Inspección de soldaduras en servicio................................................................................... 38 5.11 Inspección de uniones bridadas. .......................................................................................... 40 Sección 6 Frecuencia y extensión de Inspección. ................................................................................. 41 6. 2 Clases de Servicio de tuberías .................................................................................................... 42 6.3 Intervalos de inspección. ............................................................................................................. 43 6.4 Extensión de Inspección Visual Externa y CUI .......................................................................... 44 6.5 Alcance de inspección. ................................................................................................................ 45 6.6 Alcance de inspección en tuberías auxiliares, de diámetro pequeño y uniones roscadas............ 46 Sección 7 Registro, Análisis y Evaluación de datos de inspección....................................................... 50 7.1.1 Cálculo de Vida Remanente ..................................................................................................... 50 7.1.2 Sistemas Nuevos o con cambios en el Servicio........................................................................ 51 7.1.3 Sistemas existentes. .................................................................................................................. 51 7.2 MAWP. ....................................................................................................................................... 52 7.3 Determinación del espesor de retiro. ........................................................................................... 54 7.4 Evaluación de hallazgos de inspección. ...................................................................................... 54 7.5 Stress Análisis de sistemas de tuberías....................................................................................... 55 7.6 Registros...................................................................................................................................... 56 Sección 8 Reparaciones, y Alteraciones y Rerating:............................................................................. 58 8.1 Reparaciones y Alteraciones. ...................................................................................................... 58 8.1.3 Reparaciones por Soldadura..................................................................................................... 59 8.1.4 Reparaciones no soldadas......................................................................................................... 60 8.2 Soldadura y hot tapping............................................................................................................... 60 8.2.1 y 2 Precalentamiento y PWHT................................................................................................. 61 8.2.3 Diseño....................................................................................................................................... 62 8.2.4 Materiales. ................................................................................................................................ 63 8.2.5 END.......................................................................................................................................... 63 8.2.6 Ensayo de Presión. ................................................................................................................... 64 8.3 Re-rating...................................................................................................................................... 64 Sección 9 Inspección de Tuberías enterradas........................................................................................ 68

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9.1 Tipos y Métodos de Inspección................................................................................................... 68 Métodos de inspección.................................................................................................................. 69 9.2 Frecuencias de Inspección........................................................................................................... 69 9.3 Reparación de tuberías enterradas. .............................................................................................. 71 9.4 Registros..................................................................................................................................... 72

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Introducción API-570 "Código de inspección de sistemas de tuberías a presión en servicio": cubre procedimientos de Inspección, Rateo, Reparación y Alteración de sistemas de tuberías metálicos que han sido puesto en servicio. Como otros Códigos, cada nueva edición o adenda se convierte en obligatoria seis meses después de su publicación.

GENERAL Este Código contiene las siguientes secciones: Alcance Referencias Alcance Definiciones Organización de inspección del propietario. Prácticas de inspección. Frecuencias y extensión de inspección. Registro, análisis y evaluación de los datos de inspección. Reparaciones, Alteraciones y Re-rating. Inspección de tuberías enterradas. Apéndices.

Sección 1 Alcance: 1.1 Aplicación General API 570 fue desarrollada para la industria de proceso químico y refinación de petróleo, pero puede ser aplicada a cualquier sistema de tubería si se considera conveniente. La aplicación del Código está restringida a organizaciones que tienen acceso a organizaciones que emplean o tienen acceso a una Organización de Inspección Autorizada como se define en la sección 3. El uso de este Código está restringido a Organizaciones que emplean o tienen acceso a personal de ingeniería e inspección que están técnicamente calificados para

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mantener, inspeccionar, reparar, alterar y/o re-ratear Tuberías a presión. (Excepciones según 1.2) Los Inspectores de Tuberías a presión, deben estar calificados de acuerdo a lo indicado en este Código. API 570 no debe utilizarse en reemplazo del Código de construcción antes de poner en servicio al sistema, ni si existe conflicto con requerimientos jurisdiccionales. • Servicios incluidos Excepto excepciones específicas del Código aplica a sistemas de tuberías para fluidos de proceso, hidrocarburos, y fluidos de servicio similarmente inflamables o tóxicos, tales como los siguientes: o Químicos en bruto, intermedios y terminados; o Productos del petróleo, en bruto, intermedios y terminados; o Líneas catalíticas; o Hidrógeno, gas combustible, gas natural y sistema de gas de flama; o Agua de desagotes y aguas con límites de contaminantes por encima de lo permitido por los requerimientos jurisdiccionles; o Químicos peligrosos con límites de contaminantes por encima de lo permitido por los requerimientos jurisdiccionles;

Sistemas excluidos y opcionales. Los siguientes servicios y clases de sistemas de tuberías están excluidos del alcance de API 570 pero pueden ser incluidos si el propietario/usuario lo considera conveniente. a) Fluidos o Productos peligrosos con límites de contaminantes por debajo de lo permitido por los requerimientos jurisdiccionles; o Agua, incluyendo sistemas contra incendio, vapor, condensado, agua de enfriamiento de calderas y sistemas clasificados como categoría D en ASME B31.3.

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Fluido de Servicio Categoría D Un fluido de servicio en el cual todas las siguientes condiciones aplican: 9 El fluido manejado no es inflamable, no es tóxico, y no daña los tejidos humanos; 9 La presión de diseño manométrica no excede 150 psi; y 9 La temperatura de diseño esta entre -200F (-290C) y 3660F (1860C). b. Clases de Sistemas de Tuberías excluidas u opcionales. o Sistemas de tuberías sobre estructuras móviles cubiertas por requerimientos jurisdiccionales, incluyendo sistemas sobre camiones, buques, barcazas, etc. o Sistemas de tuberías que son parte integral de equipos rotativos o alternativos, tales como bombas, compresores, turbinas, generadores y cilindros hidráulicos o neumáticos donde las condiciones de diseño primarias están basadas en los esfuerzos debidos al funcionamiento. o Tubería interna de calentadores y calderas. o Tuberías a presión, calentadores, hornos, intercambiadores, o Plomería, servicios sanitarios y alcantarillas. o Tubería con diámetro externo que no supere NPS ½” o Tuberías no metálicas, polímeros y tuberías revestidas en vidrio.

1.3 Aptitud para el servicio. Este Código reconoce los conceptos para evaluación de degradación en servicio de componentes que retienen presión. API 579 provee procedimientos detallados para la evaluación degradación específicos que se citan en este Código.

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de mecanismos de

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Sección 2 referencias Incluye referencias a otras normas, Códigos y especificaciones. Las siguientes son ejemplos de ellas. ƒ

API 510 Código de Inspección de Recipientes a Presión.

ƒ

API RP-574 Inspección de tubería

ƒ

API RP-578 Programa de verificación de materiales para sistemas nuevas y existentes.

ƒ

API RP 579 Aptitud para el Servicio

ƒ

API RP 651 Protección catódica para tanques de almacenaje de petróleo sobre nivel.

ƒ

API Publ 2201 Hot taps de equipos en servicio

ƒ

API 750 Gestión de peligros de sistemas.

ƒ

Std 598 Inspección y ensayos de válvulas.

ƒ

Guías de inspección de equipos de refinería (capítulo II): Reemplazada por API 571

ƒ

ASME B31.3

ƒ

ASME BPVC Sección VIII Div 1 y 2. Sección IX.

ƒ

ASME B16.34 Válvulas con extremos roscados para bridar y soldar.

ƒ

ASME B31.G Manual para determinar resistencia de tubos corroídos.

ƒ

NACE RP 0169 Control de corrosión de tuberías enterradas y sumergidas.

ƒ

NACE MR 0170 Protección de aceros inoxidables austeníticos de fisuración por corrosión bajo tensiones (Plolythionic acid) durante parada y arranque de equipos de refinería.

ƒ

NACE RP 0274 Inspección por alto voltaje de revestimientos de tuberías.

ƒ

NACE MR 0275 Aplicación de revestimientos orgánicos a tuberías enterradas.

ƒ

ASNT Requerimientos para calificación y certificación de personal de END.

ƒ

ASTM G 57. Método de medición en campo de resistividad del suelo.

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Sección 3 incluye definiciones de términos, dentro de los que se incluyen reparación y alteración.

Términos utilizados: “Agencia de Inspección Autorizada” Alguna de las siguientes organizaciones puede emplear a un inspector autorizado. Jurisdicción. Compañías de Seguro autorizada o licenciada que emite pólizas de tuberías. La organización del operador que mantiene una organización de inspección solo para sus instalaciones. Una organización o individuo independiente bajo contrato con el operador. “Alteración” es un cambio físico o rerating de un componente que tiene implicancia sobre el diseño y capacidad de retención de presión más allá de lo indicado en el “Data Report” No se considera alteración el reemplazo de una parte por otra similar (duplicado) el agregado de conexiones iguales a las existentes en la misma zona y el agregado de conexiones que no requieren refuerzo. “Aptitud para el servicio” Metodología por medio de la cual los defectos y condiciones de una estructura son evaluados para determinar la integridad de un equipo para continuar en servicio.

“Código de Construcción” El Código o Estándar con que fue construido originalmente la tubería ( Ej. ASME, B31.3)

“Código de Inspección” Nombre resumido para mencionar a API 570

“CUI” Corrosion Under Insulation Corrosión bajo aislación (incluyendo corrosión bajo tensiones)

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“Defecto” Imperfección de magnitud o tipo que excede los límites de aceptación. “Deposición Controlada de Soldadura” Técnica para obtener tamaño refinado de grano controlado y revenido de la Zona Afectada por el Calor de las pasadas anteriores y material base. (Ejemplo pasada de revenido y técnica de media pasada)

“END” Ensayo/Examinación No Destructivo/a.

“En Servicio” Refiere a sistemas de tuberías que han sido puestos en operación. “Evaluación de defectos” refiere a la evaluación de si los defectos detectados durante la inspección son aceptables o no. “Examinador” Una persona que asiste al Inspector para realizar END en componentes del sistema de tubería, pero que no evalúa los resultados de acuerdo a API 570 a menos que esté específicamente entrenado y autorizado por el propietario o usuario.

“Fragilización” Pérdida de ductilidad y tenacidad que se da en aceros de aja aleación susceptibles como los 1.25 y 2.25Cr debido a exposición prolongada a alta temperatura (700ºF a 1070ºF) ( 370ºC a 575ºC) “Imperfección” Discontinuidad detectada durante una inspección o examinación, sujeta a criterios de aceptación. “Indicación” Una respuesta o evidencia resultante de la aplicación de una técnica de END.

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“Ingeniero de Tuberías a presión” Una o más personas de una organización aceptable para el propietario/operador, con conocimientos y experiencia en disciplinas de ingeniería asociadas con la evaluación de materiales y características mecánicas que afectan la integridad y disponibilidad de tanques. Puede actuar mediante consultoría con otros especialistas de forma de cubrir el espectro completo. “Inspección” Las reglas referidas a inspección son aquellas que dictan frecuencias mínimas de inspección y su alcance y los métodos de inspección y evaluación de resultados. “Inspector Autorizado de Tuberías a presión” Un empleado de una Agencia de Inspección Autorizada calificado y certificado para realizar inspecciones de acuerdo a este Código.

“Inspector del Propietario/Usuario” Inspector empleado por el fabricante que ha calificado bajo olas previsiones de la sección 4 y apéndice A de API 570 o de acuerdo a A2 y cumple con los requerimientos jurisdiccionales.

“Material aleado” Material que contiene elementos de aleación como Cr, Ni o Mo que son intencionalmente agregados para mejorar las propiedades mecánicas o resistencia a la corrosión. “Máxima Presión de Trabajo Admisible: MAWP” Es la máxima presión interior permitida en el sistema de tubería para permitir continuar en servicio en la condición más severa de coincidencia de presión interna o externa y temperatura. Tiene el mismo significado que presión de diseño en ASME B31.3 y está sujeta a las mismas tolerancias de variación de temperatura o presión o ambos “Mínimo espesor requerido para el cuerpo” Espesor requerido para cada parte del cuerpo. Calculado en base a Presión, Temperatura y otras cargas.

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“MT” Examinación por Partículas Magnetizables. “NPS” Nominal Pipe Size “On Stream” Tubería que contiene cantidades de fluido de proceso.

“On Stream Inspection” Inspección utilizada para determinar la aptitud para continuar en servicio. El sistema puede estar o no en servicio mientras se realiza la inspección. Se aplican procedimientos de END. Inspección realizada esencialmente desde el exterior de la tubería. “Organización de Reparación” Aplica a alguno de lo siguiente: ƒ

Poseedor de estampa ASME aplicable.

ƒ

propietario o usuario que repara sus propios Tuberías a presión de acuerdo a este Código de inspección.

ƒ

Un contratista que posee calificaciones aceptables para el propietario o usuario y repara Tuberías a presión de acuerdo a este Código de inspección.

ƒ

Una Organización o individuo autorizado por una Jurisdicción legal

“Positive Material Identification: PMI” Una evaluación física o ensayo del material que ha sido o será puesto en servicio para está de acuerdo con el especificado. Puede basarse en información cualitativa o cuantitativa. “Programa de Verificación de Materiales” Procedimiento documentado de Aseguramiento de Calidad para evaluar la conformidad de los materiales aleados con los especificados por el propietario/Usuario.

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“Punto de detención” Punto en el proceso de reparación alteración a partir del cual los trabajos no pueden continuar hasta que se realice una inspección. “Punto de ensayo” Area definida por un círculo de no más de 2in (50mm de diámetro para tubos de tamaño no mayor a NPS 10 y diámetro de no más de 3in (75mm) para líneas mayores. Los espesores medidos dentro de estas áreas pueden ser promediados. El punto de ensayo debe estar dentro de Localizaciones de Medición de Espesores TML) “Punto de inyección” Localización donde una pequeña cantidad de materiales es inyectada dentro de la corriente del proceso, para control químico u otras variables del proceso. (No incluye localizaciones donde las corrientes de dos procesos se mezclan) “PT” Examinación por Líquidos Penetrantes. “PWHT” Tratamiento Térmico Posterior a la Soldadura“Ramas muertas” Partes de sistemas que normalmente no tienen circulación significativa de fluido. “Reparación” Es una actividad realizada para restaurar una tubería degradada de forma tal de devolverle su capacidad de acuerdo al diseño original.

“Reparación Temporaria” Reparación efectuada para restaurar suficiente integridad para operar en forma segura hasta que una reparación definitiva pueda ser programada y realizada. El plazo debe ser aceptado por el inspector o ingeniero en tuberías.

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“Rerating” Un cambio en el rango de temperatura, MAWP o ambos. “RT” Examinación Radiográfica “Temperatura de diseño” La temperatura para la cual junto con la presión coincidente se requiere el espesor más grande o rating más alto. Es el mismo concepto definido en ASME B31.3 y otras secciones y está sujeta a las mismas tolerancias de variación de temperatura o presión o ambos. Diferentes componentes del sistema pueden tener diferente temperatura de diseño. “TML” Localizaciones de Medición de Espesores: Areas definidas en los sistemas de tuberías donde periódicamente se realizan inspecciones y mediciones de espesor. “Tubería auxiliar” Tubería de instrumentos y equipamiento, típicamente de pequeño diámetro y que puede ser aislada de la tubería principal. “Tubería de Proceso Primario” Tubería que en proceso normal activo no puede ser aislada por válvulas porque podría afectar significativamente el proceso de la unidad.

“Válvulas de retención críticas” Válvulas que pueden ser identificadas como críticas para la seguridad del proceso y que requieren de un funcionamiento confiable con el fin de evitar potenciales eventos peligrosos. “UT” Examinación por Ultrasonido.

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“WFMT” Examinación por Partículas Magnetizables Fluorescentes Húmedas.

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Sección 4 Organización de inspección del propietario: El Propietario/ Usuario debe ejercer control sobre: ƒ

Programa de inspección de Tuberías a presión;

ƒ

Frecuencias de inspección;

ƒ

Mantenimiento.

El Propietario/ Usuario es responsable por la función de una Agencia Autorizada de Inspección. La Organización de Inspección del Propietario debe controlar las actividades referidas a: ƒ

Inspección de mantenimiento;

ƒ

Re-rating;

ƒ

Reparación y

ƒ

Alteración.

Responsabilidades de la Organización del Propietario/Usuario: Es responsable por: Desarrollar, Implementar, Ejecutar y Evaluar el Sistema y procedimientos de inspección de tuberías de acuerdo a este Código. El Sistema y Procedimientos deben estar documentados en un Manual de Inspección de Garantía de Calidad y debe contener: ƒ

Organización y registros.

ƒ

Documentación y registros de resultados de inspección y ensayos;

ƒ

Acciones correctivas;

ƒ

Auditorias internas;

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ƒ

Revisión y aprobación de planos, alteraciones y rerating;

ƒ

Asegurar que todos los requisitos jurisdiccionales, están contenidos;

ƒ

Información al Inspector Autorizado de todo cambio de proceso que pueda afectar a la integridad de la tubería

ƒ

Requerimientos de entrenamiento de personal referidos a herramientas, técnicas y conocimientos de inspección;

ƒ

Controles para asegurar que solo soldadores y procedimientos calificados sean utilizados,

ƒ

Controles para asegurar que solo materiales de acuerdo a los requisitos del Código sean utilizados,

ƒ

Control de equipos de medición y ensayos;

ƒ

Control para asegurar que las organizaciones de inspección, reparación o alteración, cumplen los mismos requerimientos que la organización del propietario/usuario.

ƒ

Requerimientos de auditoría interna para el sistema de control de calidad de dispositivos de alivio de presión.

cálculos y diseño de reparaciones,

Ingeniero en Tuberías Es responsable ante el Propietario/Usuario por las actividades relacionadas con el diseño, revisión de ingeniería, análisis o evaluación de tuberías cubiertas por API 570. Inspector Autorizado de Tuberías a presión Es responsable ante el Propietario/Usuario por asegurar que los requerimientos de inspección, examinación y ensayos de API 570 son cumplidos. Debe tener educación y experiencia de acuerdo al Apéndice A y estar certificado por API. Organización de reparación. Es responsable ante el Propietario/Usuario por asegurar que se emplean materiales, equipamiento, control de calidad y técnicas para mantener y reparar Sistemas de tuberías a Presión de acuerdo a los requerimientos de API 570.

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Otro Personal. Personal de Operación y Mantenimiento u otro personal con conocimientos y experiencia en sistemas en particular, es responsable por alertar al inspector autorizado o ingeniero en tuberías de cualquier condición anormal y por proveer asistencia cuando es requerido.

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Sección 5 Prácticas de inspección, modos de falla y evaluación: 5.1 Inspección Basada en Riesgo Identificar y evaluar los mecanismos de deterioro son pasos importantes en la evaluación de la probabilidad de que una tubería falle. Sin embargo tácticas de ajuste de las inspecciones y estrategias que evalúen la consecuencia de una falla deberían también ser consideradas. La combinación de las probabilidades de fallas con sus consecuencias es un elemento básico de la Inspección Basada en Riesgo (RBI) RBI es un método relativamente nuevo para calcular períodos de inspección y basando la extensión de la inspección en el riesgo asociado de cada ítem retenedor de presión. Cuando se aplica este método debe realizarse una evaluación sistemática de ambos componentes: Probabilidad y Consecuencia (Ver API 580) Un gran trabajo ha sido realizado en esta área y este método es utilizado en un gran número de industrias. Básicamente el riesgo puede definirse como el producto matemático entre la probabilidad de que un incidente ocurra y la consecuencia que tendría en caso de ocurrir. RIESGO= Probabilidad de falla * Consecuencia de la falla. La probabilidad de la falla, está basada en la identificación y evaluación de los distintos mecanismos potenciales de degradación. La consecuencia de la falla, está basada en la seguridad de las personas y efectos económicos. Debe evaluarse la probabilidad y la consecuencia referidas a todos los mecanismos de deterioro que razonablemente se puedan presentar. Ejemplos de estos mecanismos de deterioro son las pérdidas de espesor, cualquier tipo de fisuración incluyendo las inducidas por hidrógeno y la fisuración por corrosión

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bajo tensiones (interior o exterior) y otras formas de corrosión o deterioro mecánico como ser fatiga, creep, etc. En esta evaluación también debe incluirse la eficacia de las técnicas y equipos de inspección utilizadas. En una evaluación de acuerdo a API 580 también debería incluirse la aptitud de los materiales para el servicio, diseño de las tuberías, si el código de construcción es adecuado, efectividad de los programas de monitoreo de corrosión y la calidad de los programas de mantenimiento e inspección. En la evaluación de consecuencias debería incluirse los potenciales efectos de derrame o escape de fluidos incluyendo fuego, explosión, exposición tóxica, impacto ambiental, otros aspectos relacionados con la salud, etc. Es esencial que la evaluación sea documentada. Una vez que se ha realizado una efectiva RBI, los resultados pueden ser utilizados para establecer una estrategia de inspección de la tubería y específicamente determinar: ƒ

Los más apropiados métodos, técnicas, equipamiento y alcance de inspección a aplicar en función de los mecanismos de deterioro esperados.

ƒ

Las frecuencias apropiadas para inspección, externa y “on stream”

ƒ

La conveniencia de realizar ensayo de presión luego de la ocurrencia de incidentes o luego de completar reparaciones.

ƒ

Las acciones preventivas y de mitigación para disminuir la probabilidad y/o consecuencia de falla de la tubería.

RBI puede ser también utilizado para un eventual aumento del límite de 10 años entre inspecciones interna u “on stream” (6.4) o el período entre inspecciones externas (6.3). Cuando se lo utiliza para aumentar el límite de 10 años esto debe ser revisado y aprobado por un ingeniero en tuberías a presión y un inspector autorizado en periodos de 10 años o menos.

Preparación de los trabajos: Teniendo en cuenta los fluidos manejados, deben adoptarse las precauciones de seguridad necesarias fundamentalmente previo a la apertura del sistema para inspección interior y antes de alguna inspección externa.

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Procedimientos para segregar sistemas de tuberías, colocar placas ciegas y examinar hermeticidad deberían ser parte de las prácticas de seguridad En general la sección de tubería a ser abierta, deberías estar aislada de las fuentes de líquido, gas o vapores peligrosos y ser drenada y purgada para eliminar residuos peligrosos o que afecten los resultados de la inspección. Antes de comenzar los trabajos el personal que va a realizar los trabajos debería obtener permiso del personal responsable de la operación. Deben utilizarse los elementos de protección de ojos y otras partes del cuerpo que sean necesarios. El equipamiento utilizado debe satisfacer los requerimientos aplicables al tipo de atmósfera en que serán utilizados. En general los inspectores deberían estar familiarizados con los resultados de inspecciones y reparaciones previas, antes de realizar las inspecciones requeridas por API 570. API 574 provee recomendaciones suplementarias. Una descripción general de las verificaciones a realizar se encuentra en el apéndice D de API 570.

5.3 Inspección de tipos específicos de corrosión y fisuración. Cada Propietario/Usuario debe prestar específica atención a la necesidad de inspección de sistemas de tuberías susceptibles a los siguientes tipos de deterioro y pertenecientes a las siguientes ubicaciones: o Puntos de inyección. o Ramas muertas. o Corrosión bajo aislación.(CUI) o Interfases Sólidos-Aire (S/A) o Servicios Específicos y corrosión localizada. o Corrosión y Erosión/Corrosión. o Fisuración debida e efectos del ambiente. o Corrosión bajo revestimientos y depósitos. o Fisuración por fatiga. o Fisuración por termo fluencia. o Fractura frágil. o Daños por congelamiento.

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Para otras áreas de atención ver IRE capitulo II (API RP 571) y API RP 574 capítulo 6. Puntos de inyección: Algunas veces sometidas a corrosión acelerada entre ciclos de operación normal y anormal. Pueden ser tratados como sectores de inspección separada y ser inspeccionados a fondo intervalos regulares. La zona de inspección recomendada incluye 12in (300mm) ó 3 diámetros de tubo aguas arriba de la boquilla de inyección (el mayor). El límite aguas abajo es el segundo cambio de dirección desde el punto de inyección o 25 pies (7,6mts) desde el primer cambio de dirección (El menor). En ocasiones puede resultar conveniente extender el circuito de inyección hasta el próximo equipo de presión. Adicionalmente hay que establecer TML en los accesorios apropiados, puntos de impacto del fluido inyectado, límites anterior y posterior del circuito de inyección y puede ser conveniente establecer puntos intermedios en circuitos largos. Además debe realizarse una inspección más exhaustiva en la zona de 12in (300mm) aguas arriba y 10 diámetros de tubo aguas abajo del punto de inyección.

Ramas muertas: La velocidad de corrosión de estas zonas puede variar sensiblemente respecto del tubo activo lindero. El inspector debería monitorear los espesores de .las ramas muertas seleccionadas incluyendo ambos extremos el que conecta al tubo activo y el opuesto que puede contener fluido estancado. En tuberías de trabajan a temperaturas elevadas, los puntos altos debidos a las corrientes convectivas que se dan en la rama muerta.

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Debería considerarse la eliminación de las ramas muertas que no se utilizarán en futuros procesos. Corrosión bajo aislación (CUI) La inspección externa debería incluir la revisión de la integridad de la aislación en lo referido a condiciones que puedan derivar en corrosión bajo aislación (CUI) y signos de que esta haya comenzado. Fuentes de corrosión pueden ser lluvia, pérdidas de agua, condensación, etc. La forma más común es corrosión localizada en aceros al carbono y fisuración por corrosión bajo tensiones por cloruros en aceros inoxidables austeniticos. Esta sección provee lineamientos para identificar potenciales áreas de inspección. La extensión de estas áreas puede variar en función del clima local, temperatura, localización marina. En áreas frías y secas puede no producirse este fenómeno.

Sistemas aislados susceptibles a CUI. o Areas expuestas a niebla por rocío de torres de enfriamiento. o Areas expuestas a venteos de vapor. o Sistemas expuestos a inundación. o Areas sujetas a derrames, ingreso de humedad y vapores ácidos. o Sistemas de acero al carbono, incluyendo aquellos aislados para protección del personal que operan a temperaturas entre 25ºF (-4ºC) y 250ºF (120ºC) pueden ser agresivos cuando las temperaturas de operación causan condensación y reevaporación continua de la humedad ambiental. o Sistemas que operan a temperaturas superiores a 250ºF (120ºC) servicio intermitente.

pero en

o Tuberías de acero inoxidable austenítico que operan a temperaturas entre (150ºF y 400ºF) (65ºC y 204ºC) (Estos sistemas son propensos a fisuración por corrosión bajo tensiones debidas a cloruros) o Ramas muertas, soportes y fijaciones que sobresalen de la aislación y operan a distinta temperatura que la línea activa. o Sistemas de tuberías que vibran y producen daño a la aislación. o Sistemas con pintura o revestimientos dañados.

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Localizaciones comunes en sistemas susceptibles a CUI. o Areas de sistemas listados arriba pueden tener áreas más susceptibles a CUI. ƒ

Penetraciones a la aislación.

ƒ

Soportes colgantes y otros tipos de soportes.

ƒ

Ramas muertas (venteos, drenajes y sistemas similares)

ƒ

Válvulas y accesorios. (aislación de perfil irregular)

ƒ

Zapatas roscadas.

o Terminación de aislación en bridas y otros componentes. o Aislación dañada o faltante. o Uniones de protección metálica de la aislación, ubicadas en la parte superior o selladas en forma inapropiada. o Puntos bajos. o Bridas y tornillos en aceros al carbono y baja aleación. o Puntos donde parte de la aislación ha sido quitada para medición de espesores u otra inspección.

Interfases Suelo-Aire. Esta interfase en sistemas enterrados sin protección catódica adecuada deberá incluirse dentro de las inspecciones externas periódicas programadas. Debería verificarse daños en revestimientos, tubos descubiertos y profundidad de picaduras. Si se observa corrosión significativa debería efectuarse una medición de espesores más extensiva y podría ser necesario efectuar excavaciones para determinar si la corrosión está limitada a la interfase suelo-aire o es más extensa. Las mediciones de espesor pueden dejar expuesto el metal del tubo y acelerar la corrosión si la pintura o revestimiento no son rápida y adecuadamente repuestos. Si el sistema tiene una adecuada protección catódica y esta es monitoreado de acuerdo a lo indicado en la sección 9 una excavación puede ser requerida solamente si se detectan daños en pinturas o revestimientos. Si la tubería no está pintada ni revestida debería considerarse realizar una excavación de 6 a 12 in (150 a 300mm) de profundidad para evaluar la situación.

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En las interfases concreto-aire y asfalto-aire de sistemas no protegidos con sistemas de protección catódica, el inspector debería revisar las zonas de sello para verificar eventuales daños que permitan el ingreso de humedad. Si esto se da en sistemas de tuberías con más de 10 años de antigüedad, debería realizarse una inspección antes de efectuar el resellado. Corrosión localizada y servicios específicos. Un programa de inspección efectivo incluye los siguientes tres elementos, los que ayudan a detectar las zonas con daño potencial y ubicar eficientemente los TML. o Un inspector con conocimientos del servicio y donde puede producirse la corrosión. o Uso extensivo de examinación no destructiva. o Comunicación por parte del personal de operación de condiciones anormales que puedan afectar la velocidad de corrosión. Unos pocos ejemplos de donde este tipo de corrosión puede ocurrir son los siguientes: o Zonas aguas debajo de puntos de inyección y aguas arriba de separadores de productos. o Puntos de rocío en corrientes de condensado. o Contacto no previsto de ácidos o cáusticos con sistemas no aleados o cáusticos con sistemas de acero sin tratamiento térmico. o Areas turbulentas y fase mezcla en fluidos ácidos. o Mezcla de grados de aceros al carbono en servicio de petróleo corrosivo a alta temperatura (450ºF (230ºC)) y contenido de sulfuro mayor a 0.5% en peso. Nota: Aceros no calmados al Si como por ejemplo SA53 y API5L pueden corroerse a velocidades más altas que los calmados al Si , por ejemplo A106 especialmente en atmósfera con sulfidrico a alta temperatura. o Corrosión bajo depósitos de barros, soluciones cristalizadas o coke. Erosión y Corrosión/Erosión. Erosión puede ser definida como la eliminación de material de la superficie debido a numerosos impactos individuales de partículas sólidas o líquidas. Puede caracterizarse por entallas, ranuras, agujeros redondeados, ondulación superficial, valles, etc.

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Normalmente ocurre en zonas con flujo turbulento tales como donde se produce cambios de dirección o aguas abajo de válvulas donde se produce vaporización. El daño puede ser incrementado en corrientes con grandes cantidades de sólidos o líquidos fluyendo a gran velocidad. Una combinación de corrosión/erosión aumenta el daño. Puede darse en zonas de gran velocidad o gran turbulencia. Ejemplos de áreas a inspeccionar son: o Aguas abajo de Válvulas de control. Especialmente cuando existe intermitencia. o Aguas abajo de orificios. o En cualquier punto de cambio de dirección (ejemplo radio interior y exterior de codos) o Aguas abajo de ciertas configuraciones. (Soldaduras, bridas, etc.), que producen turbulencias particularmente en sistemas sensibles a la velocidad como ser hidrosulfuro de amoniaco y ácido sulfúrico. Areas donde se espera erosión o corrosión/erosión localizada, deberían ser examinadas con técnicas de END que provean información sobre una zona amplia como ser escaneo con ultrasonido, perfil radiográfico o corrientes eddy. Corrosión debida al ambiente. Materiales de construcción de sistemas de tuberías normalmente son seleccionados para resistir varios tipos de fisuración por corrosión bajo tensiones (SCC) Sin embargo algunos sistemas pueden ser susceptibles a fisuración ambiental debido a condiciones de proceso anormales, CUI, condensación no prevista o exposición a carbonatos o sulfuros de hidrógeno. Ejemplos de corrosión ambiental incluyen: o SCC por cloruros en aceros inoxidables austeniticos, debidos a humedad y cloruros bajo aislación, depósitos, juntas/empaques, ranuras o aberturas. o SCC por ácidos politonicos en inoxidables austeniticos sensitivizados por exposición a sulfuros, condensación de humedad u oxigeno. o SCC por cáusticos (usualmente conocido como fragilización cáustica) o SCC por aminas (especialmente en sistemas sin PWHT

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o SCC por carbonatos. o SCC donde puede existir sulfuro de hidrógeno húmedo. Ejemplo procesos con agua acida (sulfidrico) o Ampollas por hidrógeno y fisuración inducida por hidrógeno. (HIC) Cuando el inspector sospecha o es advertido de que una zona puede estar sometida a fisuración ambiental, debería programar inspecciones adicionales. Estas inspecciones adicionales deberían estar basadas en técnicas de END como PT, MT fluorescente (WFMT), o ultrasonido (UT). Donde es posible deberían desmontarse spools para realizar una inspección interior. Si se detecta fisuración ambiental durante la inspección de recipientes y se sospecha que la tubería también es propensa, el inspector debería seleccionar spools aguas arriba y aguas debajo del recipiente, para ser inspeccionados. Corrosión debajo de revestimientos y depósitos. Si pinturas interiores o exteriores, revestimientos refractarios o revestimientos anti corrosión, están en buenas condiciones y no hay razones para sospechar que hay alguna condición de deterioro debajo de ellos, no es necesario quitarlos para realizar una inspección. La efectividad de los revestimientos anti corrosión es fuertemente afectada por rotura, ampollas o agujeros en el revestimiento. Si cualquiera de estas condiciones es encontrada puede ser necesario quitar una porción del revestimiento para realizar una inspección de la efectividad del mismo y el estado del metal base. Alternativamente puede realizarse una inspección con UT desde el exterior para medir espesores y separación del revestimiento. Revestimientos refractarios pueden fallar en servicio causando o sin causar problemas significativos. Corrosión debajo del revestimiento refractario puede causar desprendimiento y protuberancias. Cuando existen depósitos de proceso tal como coke debe investigarse si hay corrosión activa debajo de ellos.

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En líneas grandes puede quitarse el depósito en áreas seleccionadas para inspeccionar si existen daños. Líneas pequeñas puede ser necesario quitar algunos spools para realizar una inspección interior o aplicar examinación por END por ejemplo radiografías. Fisuración por fatiga Puede resultar de excesivos esfuerzos cíclicos que normalmente están por debajo de la resistencia a la fluencia estática del material. Los esfuerzos cíclicos pueden ser impuestos por presión, esfuerzos mecánicos o térmicos que pueden resultar en fatiga de bajos (a menudo relacionado con calentamiento y enfriamiento) o altos ciclos (por ejemplo excesiva vibración por ejemplo por una máquina o fluido que induce vibraciones). Fisuración por fatiga puede normalmente encontrarse primero en zonas de alta concentración de tensiones/esfuerzos como ser conexiones en derivación, zonas donde materiales con distinto coeficiente de dilatación térmica son unidos por soldaduras y uniones roscadas. Técnicas de END preferidas para detectar fisuración por fatiga son MT y PT. Emisión acústica también puede aplicarse cuando las fisuras son activadas por los esfuerzos del ensayo de presión. Es importante que el usuario y el inspector comprendan que la fisuración por fatiga puede producir la falla del sistema antes de que sea detectada. La cantidad de ciclos necesarios para que la fisura propague es muchísimo más baja que la cantidad de ciclos necesarios para que se inicie. Por esta razón es importante que el diseño de la instalación prevenga su ocurrencia. Fisuración por termo fluencia (creep) La termo fluencia es dependiente de la temperatura, el tiempo y los esfuerzos. La fisuración puede ocurrir dentro de las condiciones de diseño ya que los esfuerzos admisibles de algunos Códigos se encuentran dentro del rango creep.

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La fisuración es acelerada por la interacción de creep y fatiga especialmente cuando el servicio es cíclico a temperaturas de creep. El inspector debería prestar atención a las áreas de concentración de esfuerzos. En presencia de altas temperaturas también pueden modificarse las propiedades mecánicas y micro estructurales de los materiales. Técnicas de END aptas para detectar estos defectos son MT, PT, UT, RT, metalografía in-situ. Emisión acústica también puede aplicarse cuando las fisuras son activadas por los esfuerzos del ensayo de presión. Fractura frágil Aceros al carbono, de baja aleación y otros aceros ferríticos pueden ser susceptibles a fractura frágil a o por debajo de la temperatura ambiente. No es un fenómeno relacionado con espesores de pared delgados. La mayor cantidad de casos ocurre en la primer aplicación de un determinado nivel de esfuerzo. (Ensayo de presión o sobrecarga) a menos que se produzcan defectos críticos durante el servicio. La posibilidad de fractura frágil debe considerarse cuando se realiza un nuevo ensayo de presión y mas cuidadosamente evaluada si se realiza ensayo neumático o se aplica sobrecarga. Debe prestarse especial atención con aceros de 2,25Cr por ser propensos a fragilización (revenido) y en aceros inoxidables ferriticos. Daños por congelamiento A temperaturas por debajo de la de congelamiento el agua y soluciones acuosas pueden congelarse y producir fallas en el sistema debido a la expansión de esos fluidos. Si se produce congelamiento inesperado, es importante verificar daños antes de reiniciar el servicio. Puntos bajos, ramas de escurrimiento y ramas muertas deben inspeccionarse cuidadosamente.

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5.4 Tipos de inspección y Vigilancia Dependiendo de la situación las siguientes inspecciones pueden aplicarse. Extensión y frecuencias están tratados en la sección 6. ƒ

Inspección visual interna

ƒ

Medición de espesores

ƒ

Inspección visual externa

ƒ

Inspección de tuberías con vibraciones

ƒ

Inspección suplementaria

Inspección visual interna La inspección visual interna en sistemas de tuberías usualmente no es realizada. Cuando es posible realizar puede ser programada para líneas de gran diámetro, líneas de transferencia, ductos y otras tuberías de tamaño suficiente. Esta inspección es de naturaleza similar a lo indicado en API 510 por lo que debería ser realizado con el mismo procedimiento y alcance. Técnicas de inspección visual remota (video endoscopia) pueden ser de utilidad para tuberías de diámetro pequeño. Una oportunidad adicional para realizar la inspección interna es cuando se desensamblan las uniones bridadas. Quitar una sección de tubería y cortarla a lo largo de su línea central puede ser otra posibilidad en caso de necesidad. Medición de espesores Es realizada para determinar el espesor remanente. Puede realizarse con el sistema en servicio o fuera de servicio. Debe ser realizada por el inspector o examinador. Inspección visual externa.

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Es realizada para verificar la condición exterior de la tubería, aislación, pintura, revestimiento, soportes y otros elementos asociados, verificar signos de desalineación, vibración y pérdidas. Esta inspección puede ser realizada con el sistema en servicio. API 574 contiene información de interés para ayudar a la realización de esta inspección. El apéndice D de API 570 contiene una lista de verificación orientativa. Debe incluirse la verificación de soportes y colgantes, rotura de resortes, desplazamiento de apoyos, acumulación de agua en soportes de líneas verticales y estado de soportes y desplazamientos en general. Juntas de expansión de fuelle deben ser inspeccionadas para verificar deformaciones, desalineación o desplazamientos que puedan exceder el diseño. El inspector debería inspeccionar el sistema para verificar si existen desvíos al diseño, entre otros, reparaciones temporarias, bridas o válvulas inadecuadas no incluidas en planos o registros. Componentes roscados que pueden desarmarse y rearmarse con facilidad, ameritan especial atención debido al alto potencial de ensamble inadecuado que tienen estos componentes. La inspección visual externa debería ser realizada por el inspector quien también debería ser responsable por la custodia de registros e inspección de reparación. Cuando es aceptado por el inspector, personal de operación y mantenimiento puede realizar inspección externa. Para esto deben ser calificados de acuerdo a API 570 a través de un adecuado entrenamiento. Vigilancia de movimiento y tubería con vibración. El personal de operación debería informar al personal de ingeniería o inspección, que tuberías tienen vibración u oscilación.

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También deben informarse otros movimientos significantes de las líneas que pueden por ejemplo tener origen en golpes de ariete, golpes de líquido en tuberías de vapor, o expansión térmica anormal. En zonas donde la vibración de la línea está restringida, debería considerarse la realización periódica de examinación con PT o MT para verificar fisuración `por fatiga. Conexiones en derivación deben recibir especial atención. Inspección suplementaria. Otro tipo de inspección puede ser programada necesario.

según se crea conveniente o

Ejemplos de esto incluyen: radiografía periódica para verificar acumulaciones o taponamientos, termografía para verificar puntos calientes. Detección acústica de pérdidas y termografía pueden ser utilizados como métodos de inspección remota. Ultrasonido y radiografía pueden utilizarse para detectar corrosión.

5.5 Localizaciones para Medición de Espesores (TML) TML son áreas específicas localizadas a lo largo del circuito de tubería en las que se realizarán inspecciones. La naturaleza de las TML varía en función de su localización a lo largo de la tubería. Para la selección de las TML debe considerarse el potencial de corrosión. Cada sistema de tuberías debe ser monitoreado por medición de espesores en las TML. Sistemas con alta consecuencias en caso de fallas deberían tener más cantidad de TML en zonas con alta velocidad de corrosión, corrosión localizada y deberían ser monitoreados más frecuentemente. Pueden eliminarse o reducirse la cantidad de TML en localizaciones específicas donde no se espera corrosión tales como productos de hidrocarburos no corrosivos. Si se va a reducir sustancialmente la cantidad de TML debe consultarse a personal especializado en corrosión.

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El espesor mínimo en cada TML debe ser localizado por escaneo ultrasónico o perfil radiográfico. Técnicas electromagnéticas también pueden utilizarse para detectar áreas delgadas que después pueden medirse con UT o RT. El espesor mínimo o un promedio de espesores dentro de la TL debe ser registrado y utilizado para calcular la velocidad de corrosión, la vida residual y el periodo para la próxima inspección de acuerdo a sección 7. Cuando es apropiado deben incluirse mediciones en los cuatro cuadrantes de los tubos y accesorios. Especial atención hay que poner en las zonas de los radios interior y exterior de los codos y tees debido a que en esas zonas puede acelerarse la corrosión. Las TML deberían seleccionarse en base a los fenómenos esperados: CUI; interfase suelo-aire, corrosión localizada, corrosión generalizada etc. Las TML deberían registrarse en planos de inspección y/o sobre la tubería de forma de permitir mediciones repetitivas en las mismas ubicaciones. Este procedimiento provee datos para un cálculo más preciso de la velocidad de corrosión. Selección de TML En la selección de cantidad y ubicación de TML el inspector debería tener en cuenta el patrón de corrosión esperado. Una cantidad de procesos de corrosión comunes de unidades de refinería y petroquímica son de naturaleza relativamente uniforme, resultando una velocidad de corrosión prácticamente constante en forma independiente de la ubicación en el circuito de tubería. Ejemplos de estos fenómenos corrosivos son corrosión por sulfuro a alta temperatura y corrosión por agua ácida que resultan en velocidades de corrosión que no son excesivas como para causar corrosión localizada o erosión en codos, tees e ítems similares. En estos casos la cantidad de TML necesarias es menor que la requerida para monitorear circuitos donde se presenta corrosión localizada. En teoría los circuitos con corrosión totalmente uniforme podrían monitorearse con una sola TML.

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En realidad la corrosión, nunca es totalmente uniforme por lo que siempre se requiere mayor cantidad de TML. El inspector debería tener conocimientos de la unidad de proceso de forma de optimizar la selección de TML. De forma de balancear el esfuerzo para obtener datos versus el beneficio obtenido. Mayor cantidad de TML deberían seleccionarse en circuito con alguna de siguientes condiciones:

las

o Alto potencial para crear una emergencia ambiental o de seguridad en caso de pérdida localizada. o Alta velocidad de corrosión experimentada o esperada. o Alto potencial de que se produzca corrosión localizada. o Alta complejidad en términos de accesorios, configuración, ramas muertas, derivaciones, puntos de inyección, etc. o Alto potencial de CUI.

Por el contrario pueden seleccionarse una baja cantidad de TML en los siguientes casos:

o Bajo potencial para crear una emergencia ambiental o de seguridad en caso de pérdida localizada. o Procesos relativamente no corrosivos. o Sistemas con largos tramos rectos.

Puede no utilizarse TML cuando se da alguna de las siguientes condiciones:

o Extremadamente bajo potencial para crear una emergencia ambiental o de seguridad en caso de pérdida localizada.

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o Sistemas no corrosivos, demostrado por historial o sistemas comparables y sistemas no sujetos a cambios que podrían causar corrosión.

5.6 Métodos de medición de espesores. Ultrasonido es la técnica más precisa para medición de espesores en tubos mayores a NPS 1. Radiografía es preferida para tubos NPS 1 y menores. Técnica de perfil radiográfico puede ser utilizada para determinar las zonas a medir especialmente en sistemas aislados o donde corrosión no uniforme es esperada. Donde es practicable, UT puede utilizarse para realizar las mediciones de espesor a ser registradas. Siguiendo a las mediciones hay que reparar las zonas de aislación, pintura o revestimiento, quitadas para efectuar las mediciones. El perfil radiográfico puede no requerir quitar aislación ni revestimientos y por esto puede considerarse como una alternativa. Cuando la corrosión no es uniforme o cuando el espesor medido está cerca del mínimo requerido hay que efectuar mediciones adicionales. Para estos casos es apropiado utilizar escaneo ultrasónico o perfil radiográfico. Corrientes eddy también puede aplicarse. Cuando se realizan mediciones de espesor con UT a temperaturas superiores a 150ºF (65ºC) hay que asegurar que los palpadores, acoplante y equipamiento en general brindan resultados precisos a esas temperaturas. Puede ser necesario aplicar un factor de corrosión por temperatura. Los inspectores deberían prestar atención a las causas que pueden introducir imprecisión en las mediciones y realizar esfuerzos para eliminar su ocurrencia. Factores que pueden influir en la disminución de precisión en las mediciones por UT, pueden ser: o o o o o

Calibración inapropiada. Pintura o cascarillas. Excesiva rugosidad superficial. Oscilación de la sonda/palpador. (En superficies curvas) Imperfecciones subsuperficiales (laminaciones)

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o Efectos de temperatura. o Espesores menores a 1/8in (3.2mm) (en medidores digitales típicos) o Patrón de corrosión no uniforme que dificulta detectar el menor espesor. Es importante que la medición del menor espesor pueda ser repetida en la ubicación más cercana posible. Cuando la tubería está fuera de servicio algunos espesores pueden ser tomados a través de aberturas utilizando calibres. (Ejemplo para válvulas, fundiciones, profundidad de picaduras, etc.) Dispositivos para medición de profundidad de picaduras también pueden ser útiles para determinar la pérdida de material.

5.7 Ensayo de Presión Ensayo de presión normalmente no es requerido como parte de la inspección de rutina. Existen requerimientos para aplicar en caso de reparaciones, alteraciones y rerating. (8.2.6) Cuando se realiza debe estar de acuerdo con ASME B31.3. Consideraciones adicionales son dadas en API RP 574 y RP 579. Ensayos a menores presiones, utilizados solamente para determinar hermeticidad pueden ser realizados a las presiones que especifique el usuario. El fluido de ensayo debería ser agua a menos que haya peligro de congelamiento u otros efectos adversos. En cualquier caso otro líquido no tóxico puede ser utilizado. El punto de vaporización debería ser de al menos 120ºF (49ºC) o mayor. Tubería que contenga accesorios serie 300 o mayor, de acero inoxidable deberían ensayarse utilizando con agua potable (250ppm max de cloruros) o condensado de vapor. Luego del ensayo deberían drenarse, con puntos de venteo abiertos en las partes más alta del sistema, y secarse mediante soplado con aire u otro medio.

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Si no puede utilizarse agua potable o no puede drenarse y secarse inmediatamente después del ensayo debe utilizarse agua con bajo contenido de cloruros (pH> 10) e inhibidor para disminuir la probabilidad de picaduras y corrosión microbiológica inducida. En aceros inoxidables austeniticos sujetos a fisuración por corrosión bajo tensiones politonica, debería considerarse el uso de una solución de agua alcalina para el ensayo de presión. (Ver NACE RP 0170) Cuando se requiere ensayo de presión, debe ser realizado después de cualquier tratamiento térmico. También debe tenerse precauciones en el caso de expansión del fluido que pueda producir incremento de presión. Antes del llenado con agua y ensayo de presión debe analizarse la configuración y soporte de la tubería. Ensayo neumático puede ser realizado en lugar del hidrostático en caso de que este no sea practicable por razones de peso, temperatura o limitaciones estructurales o proceso. Deben considerarse los riesgos potenciales y tomar las precauciones dadas en ASME B31.3 como mínimo. Si la presión de ensayo superará la menor presión de calibración de las o las válvulas de alivio de presión, esta deberían ser retiradas. Como alternativa a retirar las válvulas pueden aplicarse dispositivos para mantener los discos de cierre de las válvulas. No es recomendado aplicar más carga a los resortes. Otros dispositivos como discos de ruptura, indicadores de vidrio, juntas de expansión y otros que no pueden soportar la presión de ensayo deben ser retirados o aislados. Una vez finalizado el ensayo de presión los dispositivos retirados o acondicionados deben ser reinstalados o reactivados. Líneas que contengan juntas de expansión que no puedan ser retiradas ni bloqueadas pueden ser ensayadas a menor presión de acuerdo a los principios de ASME B31.3. Si se utilizan válvulas de bloqueo para aislar sectores el sistema debe prestarse atención de no superar la presión admisible de acuerdo a ASME B 16.34 o información aplicable del fabricante de la válvula.

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5.8 Trazabilidad de materiales. Durante las reparaciones o alteraciones de sistemas de tuberías de materiales aleados requeridos para resistir presión, el inspector debe verificar que los nuevos materiales instalados sean consistentes con los de diseño y construcción. El programa de verificación debería ser consistente con API RP 578. Utilizando procedimientos de evaluación de riesgos el propietario/usuario puede realizar esta evaluación por verificación 100%, ensayo PMI en ciertas localizaciones o por muestreo en un cierto porcentaje de los materiales. Si un sistema de tubería puede fallar por la utilización de materiales inapropiados, el inspector puede considerar la necesidad de investigar los materiales existentes en la tubería. Un programa de verificación de materiales de acuerdo a API RP 578 puede incluir procedimientos para priorización y riesgos ranqueando circuitos de tuberías. Componentes que con cumplen los criterios del ensayo de PMI (API RP 578 sección 6) deben ser identificados para reemplazo. El propietario/usuario en consulta con un especialista en corrosión debe elaborar un programa de reemplazo. El inspector debe realizar periódicas examinaciones con END hasta que los componentes identificados sean reemplazados.

5.9 Inspección de Válvulas Usualmente no se incluye en las inspecciones rutinarias, medición de espesores en las válvulas instaladas en los circuitos de tuberías. El cuerpo de la válvula por razones de diseño es más grueso que los tubos y otros componentes de tubería. Cuando las válvulas son desarmadas para mantenimiento e inspección, puede producirse un patrón de corrosión diferente. Válvulas que están sometidas a abruptos ciclos de temperatura deberían ser examinadas periódicamente para determinar la existencia de fisuración por fatiga térmica.

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Si corrosión o erosión ha sido experimentada o es esperada en válvulas de compuerta, debería tomarse medición de espesores en la zona entre asientos debido a que es una zona de alta turbulencia y alto esfuerzo. Válvulas de control y otros tipos de válvulas de estrangulamiento pueden ser propensas a sufrir corrosión en el cuerpo aguas abajo del orificio. Si esto es sospechado la válvula debería retirarse de la línea para inspección interior. También debería inspeccionarse la brida de la tubería y la tubería aguas debajo de la válvula. Cuando se realiza ensayo de presión al cuerpo de válvulas o a sus cierres debería ser realizado de acuerdo a API RP 598. Válvulas de retención críticas deberían ser inspeccionada también internamente para asegurar que están en condiciones de funcionamiento que permitan retener el flujo. Una inspección visual normal para estas válvulas puede consistir en:

o Verificar estado de asientos. o Verificar que el disco de cierre tenga libre movimiento sin excesivo juego por desgaste. o El tope del disco de cierre no debería tener excesivo desgaste de forma de evitar que pase su posición normal e impida el cierre cuando la válvula está montada en posición vertical. o La tuerca que fija al eje del disco de cierre debería estar asegurada de forma de evitar mal funcionamiento en servicio. o Ensayo de cierre normalmente no es requerido pero puede realizarse si se considera conveniente.

5.10 Inspección de soldaduras en servicio. La inspección de la calidad de las soldaduras normalmente es parte de las actividades de construcción, reparación o alteración. Sin embargo las soldaduras son inspeccionadas para detectar corrosión mediante perfil radiográfico o inspección interna. Cuando se detecta que la corrosión ataca a las soldaduras en forma diferencial deben seleccionarse para inspección, más soldaduras dentro del circuito de tubería. En ocasiones el perfil radiográfico puede detectar imperfecciones en la soldadura. Si se detectan imperfecciones del tipo fisuras mientras el sistema está en servicio,

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debería realizarse una examinación adicional con radiografía de calidad para soldadura o ultrasonido para evaluar la magnitud de la imperfección. Además debería intentarse determinar si las fisuras son de la construcción original o pueden deberse al mecanismo de fisuración ambiental. Si corresponden a la construcción original, es requerida una inspección o análisis de ingeniería para evaluar el impacto de la calidad de la soldadura sobre la integridad del sistema de tubería. Este análisis puede ser uno o más de los siguientes: o Juicio del inspector. o Juicio del inspector autorizado. o Juicio del ingeniero en tuberías. o Análisis de aptitud para el servicio. Tópicos a considerar cuando se evalúa la calidad de soldaduras existentes incluyen lo siguiente: o Criterios de aceptación usados en la construcción original. o Extensión, magnitud y orientación de la imperfección. o Tiempo en servicio. o Condiciones de operación versus condiciones de diseño. o Presencia de tensiones secundarias. (residuales y térmicas) o Potenciales cargas de fatiga (mecánica y térmica) o Sistema de tubería primario o secundario. o Potenciales cargas de impacto o transitorias. o Potencial fisuración ambiental. o Dureza en soldaduras.

En muchos casos no es conveniente utilizar para soldaduras en servicio los criterios de aceptación de ASME B31.3 para radiografiado “random” debido a que estos están desarrollados para construcciones nuevas en las que se ensaya una muestra de soldaduras con la intención de intentar evaluar la calidad de todas las soldaduras. Pueden existir algunas soldaduras que no fueron ensayadas durante la construcción

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original y que no cumplen esos criterios de aceptación pero que han soportado el ensayo de presión y se comportan satisfactoriamente en servicio. Otro caso pueden ser las soldaduras de conexiones en derivación que no han sido examinadas durante la construcción original. El propietario/usuario deberá especificar el uso de un examinador de UT calificado cuando se requiere: - Detección de imperfecciones planares en la superficie interior cuando se examina desde el exterior. - Detección y caracterización de imperfecciones planares.

5.11 Inspección de uniones bridadas. La marcación de una muestra representativa de nuevas bridas, pernos, tornillos y juntas/empaques debería ser examinada para verificar si cumplen lo especificado. La marcación requerida está indicada en las especificaciones ASME ó ASTM aplicables. Los pernos/tornillos deben extenderse totalmente a través de sus tuercas. Si algún perno/tornillo instalado no cumple esto puede considerarse aceptable si no falta más que un filete. Si se observan bridas instaladas que están excesivamente deformadas debería compararse la marcación con lo requerido antes de tomar una acción correctiva. Las bridas y pernos/tornillos de los bonetes de válvulas deberían examinarse para detectar corrosión. Juntas bridadas y bonetes de válvulas deben examinarse para detectar signos de pérdidas tales como manchas, depósitos o gotas. En la examinación deben incluirse las bridas cerradas con guarda salpicaduras y la superficie de asiento de las bridas de uniones bridadas que han sido desensambladas. Pérdidas sobre bridas y pernos/tornillos pueden resultar en ambiental

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corrosión o fisuración

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Sección 6 Frecuencia y extensión de Inspección. La frecuencia y extensión de la inspección de los circuitos de tuberías depende de los

mecanismos de deterioro y de las consecuencias que puede tener una falla. Los mecanismos de deterioro están descriptos en la sección 5. En esta sección se realiza una clasificación simplificada de sistemas de tubería en función de consecuencias de falla. La estrategia de inspección basada en probabilidad y consecuencia se denomina inspección basada en riesgo. La clasificación simplificada dada en esta sección en función de consecuencia de fallas se utiliza para determinar frecuencia y extensión de inspección. El propietario/usuario puede desarrollar un sistema de clasificación más compleja que contemple con más certeza las consecuencias de ciertos circuitos de tubería. La evaluación de consecuencias debería considerar: Explosión, Fuego, Toxicidad, Impacto ambiental y otros efectos potenciales relacionados con fallas.

Después de que se ha efectuado la evaluación efectiva, los resultados pueden ser utilizados para planificar una estrategia de inspección más efectiva entre lo que se incluye: ƒ

Los más apropiados métodos, técnicas, equipamiento y alcance de inspección a aplicar en función de los mecanismos de deterioro esperados.

ƒ

Las frecuencias apropiadas para inspección.

ƒ

La conveniencia de realizar ensayo de presión luego de la ocurrencia de incidentes o luego de completar reparaciones.

ƒ

Las acciones preventivas y de mitigación para disminuir la probabilidad y/o consecuencia de falla de la tubería.

RBI puede ser también utilizado para aumentar o disminuir las frecuencias de inspección dadas en la tala 6.1 y también para aumentar o disminuir la extensión de la

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inspección dada en la tabla 6.2. (Se requiere aprobación del ingeniero e inspector en tuberías) Cuando se aplica RBI los intervalos de inspección no deben exceder los límites dados en la tabla 6.1.

6. 2 Clases de Servicio de tuberías Todos los procesos de tubería deben clasificarse en clases. Esto permite aplicar los mayores esfuerzos de inspección en los sistemas que lo requieren. En general los sistemas con clasificación más alta (1) requieren inspección más exhaustiva e intervalos más cortos con el fin de asegurar su integridad para continuar la operación en forma segura. El propietario/usuario debe mantener el registro de los fluidos manejados y su clasificación. API RP 750 y NFPA 704 contienen información que puede ser de utilidad para clasificar los servicios. Las siguientes 3 clases son recomendadas. Clase 1. Servicios con el potencial más alto de que se produzca una emergencia inmediata en caso de producirse pérdidas. La emergencia puede ser de seguridad o ambiental. Ejemplo de estos servicios son: o Servicios inflamables que pueden auto-refrigerar y producir fractura frágil. o Servicios presurizados que pueden expandirse en caso de liberación creando vapores que pueden formar una mezcla explosiva, como ser corrientes del tipo C2, C3 y C4. Fluidos que vaporizan rápidamente y aquellos que tienen un punto de ebullición a presión atmosférica debajo de 50ºF (10ºC) o Sulfídrico (>3% en peso) en corriente gaseosa. o Acido hidrofluoridrico. o Cloruro anhidro hidrogeno (Anhydrous hydrogen chloride) o Tuberías sobre o adyacentes a agua y en zonas públicas.

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Clase 2 Servicios no incluidos en otras clases son clase 2. Esta clasificación incluye la mayoría de los servicios. Ejemplos de estos servicios son: o Hidrocarburos que vaporizan lentamente cuando son liberados tales como aquellos que se procesan por debajo del punto de vaporización (flash) (on site). o Hidrógeno, gas combustible y gas natural. o Acidos y cáusticos pesados. Clase 3 Servicios inflamables que no vaporizan (significativamente) cuando hay pérdidas y no están localizados en áreas de alta actividad. Servicios potencialmente peligrosos para humanos pero ubicados en áreas de baja actividad pueden clasificarse en esta clase. Ejemplos de estos servicios son: o Hidrocarburos que no vaporizan (significativamente) cuando son liberados y que operan por debajo de la temperatura de vaporización. o Líneas de productos y destilados desde y hacia tanque de almacenaje, carga y descarga. o Acidos y cáusticos (fuera de planta)

6.3 Intervalos de inspección. El intervalo entre inspecciones debe ser fijado y mantenido siguiendo los siguientes criterios: o Velocidad de corrosión y vida remanente. o Clasificación de servicio. o Juicio del inspector, ingeniero en tubería, supervisor de tubería, especialista en corrosión, basado en las condiciones de operación, inspecciones previas, resultados de inspección actual y condiciones que puedan requerir inspecciones suplementarias. o Requerimientos jurisdiccionales.

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El propietario/usuario o el inspector deben fijar los intervalos para medición de espesores e inspección visual externa y cuando sea aplicable inspección interna o suplementaria. Las mediciones de espesores deberían programarse basadas en un periodo no mayor a la mitad de la vida remanente determinada desde las velocidades de corrosión como se indica en 7.1.1 respetando los máximos intervalos dados en la tabla 6.1. Intervalos menores pueden ser aconsejables en ciertos casos. Antes de utilizar la tabla 6.1 debería calcularse la velocidad de corrosión de acuerdo a 7.1.3. La tabla 6.1 contiene intervalos de inspección máximos para las tres clases de servicio y para puntos de inyección e interfase suelo-aire (S/A) El intervalo de inspección debería ser revisado y ajustado como sea necesario después de cada inspección o cuando se producen cambios significativos en las condiciones de operación. Los distintos tipos de modos de deterioro deben ser considerados cuando se establecen los distintos intervalos de inspección.

6.4 Extensión de Inspección Visual Externa y CUI Deben realizarse dentro del los intervalos máximos de la tabla 6.1 para evaluar los ítems indicados en apéndice D de esta norma resumidos en la lista de verificación que se incluye más adelante). Alternativamente pueden definirse intervalos de inspección aplicando RBI (API-580) La inspección exterior de tubería no revestida es para determinar el estado de la pintura, protección, estado del sistema y otras formas de deterioro. La inspección externa para determinar posible CUI es también para verificar la condición de la aislación y debe realizarse a toda tubería susceptible de sufrir estos efectos. El resultado de la inspección debería ser documentado para permitir su seguimiento. Siguiendo a la inspección visual puede ser necesario aplicar END acuerdo a la tabla 6.2.

adicional de

Daños en la aislación en partes altas de la tubería pueden provocar CUI en ubicaciones a menor nivel en la tubería y posiblemente alejadas de la zona con daño en la aislación.

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END de acuerdo a la tabla 6.2, también debería ser realizada en zonas donde se sospecha que existe la posibilidad de CUI. Inspección radiográfica o quitar la aislación es necesario para realizar esta inspección. Si se detectan zonas con CUI debe extenderse la inspección hasta asegurar que se inspecciona el 100% del área dañada. La extensión del programa de CUI de la tabla 6.2 debería considerar la configuración de la tubería y zonas con probabilidad de sufrir este deterioro. La probabilidad puede ser influenciada por: o o o o

Condiciones climáticas. Diseño de aislación. Calidad de pintura. Condiciones de proceso.

Experiencia en este tipo de verificación puede requerir que se aumente o disminuya el alcance de la inspección requerida en la tabla 6.2 Sistemas que tienen una vida remanente calculada como mayor a 10 años o que están adecuadamente protegidas contra corrosión externa no necesitan ser incluidas dentro de la inspección recomendada en la tabla 6.2. Sin embargo la condición de la Aislación debe ser determinada. Los siguientes son ejemplos de estos sistemas: Aislación con sello que impide la entrada de humedad. Tubería encamisada para servicio criogénico. Tubería encamisada y atmósfera entre la camisa y la tubería purgada con gas inerte. Tuberías en las que la temperatura se mantiene suficientemente alta o baja como para impedir la presencia de agua.

6.5 Alcance de inspección. Para satisfacer los requerimientos de las inspecciones periódicas, deberían obtenerse lecturas de una cantidad de TML representativas de cada circuito de tubería. Esta muestra representativa debería tener datos de todos los tipos de componentes y orientaciones (vertical, horizontal). De esta muestra representativa es conveniente tener datos de las primeras mediciones, las medidas de la inspección anterior.

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A mayor cantidad de TML medidas en un circuito con mayor precisión se puede proyectar la fecha de la próxima inspección. Sin embargo debe evaluarse el esfuerzo de efectuar mayor cantidad de mediciones versus el beneficio obtenido. (Inspección en puntos de inyección: ver 5.3.1)

6.6 Alcance de inspección en tuberías auxiliares, de diámetro pequeño y uniones roscadas. Pequeño diámetro: Las tuberías de pequeño diámetro (SBP) que son de proceso primario deben inspeccionarse de acuerdo a lo indicado. Las tuberías de pequeño diámetro (SBP) que son de proceso secundario tienen diferente requerimientos mínimos en función de la clase de servicio. Clase 1 SBP: aplican requerimientos de Clase 2 de tubería de proceso primario. Clases 2 y 3 SBP: Los requerimientos son opcionales. Ramas muertas (SBP): Deberían inspeccionarse si la corrosión fue experimentada o esperada. Tubería auxiliar La inspección de tubería auxiliar, SBP asociada con instrumentación y maquinaria, es opcional. Los criterios para determinar si la tubería SBP auxiliar requiere alguna inspección incluyen lo siguiente: o Clasificación. o Potencial para fisuración ambiental. o Potencial corrosión basada en sistemas primarios vecinos. o Potencial CUI.

Conexiones roscadas. Los requerimientos son los indicados arriba para sistemas auxiliares y SBP.

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Cuando se seleccionan TML en uniones roscadas, se incluyen solamente aquellas que pueden ser radiografiadas durante la inspección programada. Las uniones roscadas asociadas con maquinaria y sujetas a daño por fatiga deberían ser evaluadas continuamente y considerarse su renovación por una de mayor espesor o reemplazada por unión soldada. El programa para definir la renovación o reemplazo, dependen de varios tópicos, dentro de los que se encuentran: o Clasificación del sistema. o Magnitud y frecuencia de la vibración. o Cantidad de peso no soportada. o Espesor actual de la tubería. o Posibilidad de hacer mantenimiento al sistema mientras está en servicio “on stream” o Velocidad de corrosión. o Servicio intermitente. TABLA 6.1: Máximos intervalos de inspección recomendados Tipo de circuito Clase 1

Medición de espesores 5 años

Clase 2

10 años

5 años

Clase 3

10 años

10 años

Puntos de inyeccióna Interfase S/Ab

3 años --

Inspección visual externa 5 años

Por Clase Por Clase

Nota: Medición de espesores aplica a sistemas para los cuales se establecieron TML de acuerdo a 5.5. Intervalos de inspección para inyección potencialmente corrosiva/ Puntos de mezcla pueden también ser establecidos por RBI

a

b

Ver 5.3.4.

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TABLA 6.2: Inspección recomendada en CUI (siguiendo a inspección visual) aproximada de Cantidad aproximada de seguimiento con END ó Cantidad remoción de aislación en áreas con aislación inspección con END en áreas sospechadas de CUI (5.3.3.2) en dañada sistemas de tuberías con rangos de tº susceptibles. (5.3.3.2.e.f.h) Clase 1

75%

50%

2

50%

33%

3

25%

10%

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Ap. D: “Lista de Verificación para Inspección Externa de Tubería de Proceso” Item/sistema inspeccionado: Fecha. Aceptable SI NO

Parte

Comentarios

a. Pérdidas Proceso Rastros de vapor Abrazaderas existentes b. Desalineación Tubería Restricción de movimiento Juntas de expansión. c. Vibración Soporte inadecuado Excesivo peso desalineado Tubería delgada, pequeña o aleada. Conexiones roscadas Pérdida de soporte/desgaste de material d. Soportes Zapatas fuera de lugar Distorsión/rotura de colgantes Resortes afectados Distorsión/rotura de mensulas/columnas. Placas de deslizamiento Condición de contrapesos. Corrosión en soportes e. Corrosión Estado de Tubería y componentes Corrosión bajo abrazaderas atornilladas Deterioro de pintura/revestimiento Interfase suelo-aire Interfases con aislación Corrosión biológica. f. Aislación térmica Daño en penetraciones Deterioro/falta de protección mecánica Deterioro de sello. Deformación. Discontinuidades.

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Sección 7 Registro, Análisis y Evaluación de datos de inspección.

7.1.1 Cálculo de Vida Remanente La vida remanente puede ser calculada con la siguiente fórmula: Vida remanente (Años) = t (actual) – t (requerido) Velocidad de corrosión En pulgadas por año o mm por año. t (actual): Es el espesor actual medido (pulgada o mm) durante la inspección en una zona dada de la tubería (5.6). t(requerido): Es el espesor requerido (pulgada o mm) en la misma zona que el espesor actual y determinado con las fórmulas de diseño aplicables antes del agregado de sobreespesor de corrosión y tolerancia de fabricación. Las velocidades de corrosión de corto (ST) y largo plazo (LT) pueden calcularse con las siguientes fórmulas.

Velocidaddecorrosión( LT ) =

t (inicial ) − t (actual ) tiempo _ entre _ tinicial _ y _ tactual

Velocidaddecorrosión( ST ) =

t ( previo) − t (actual ) tiempo _ entre _ mediciones _ de _ tprevio _ y _ tactual

t(inicial): Espesor medido (pulgada o mm) durante la instalación inicial o durante el desarrollo de un nueva velocidad de corrosión, en la misma zona que tactual.

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t(previo): Espesor medido (pulgada o mm) durante la inspección previa en la misma zona que tactual Las velocidades de corrosión de corto y largo plazo deberían compararse, como parte de la evaluación. El inspector autorizado en consulta con un especialista en corrosión deberá seleccionar la velocidad de corrosión que mejor refleja el proceso actual. Un análisis estadístico puede ser utilizado para el cálculo de la velocidad de corrosión y vida remanente de las secciones del circuito de tubería. Hay que prestar atención de que estén representados los diferentes tipos de componentes..

7.1.2 Sistemas Nuevos o con cambios en el Servicio. Los siguientes métodos deben ser utilizados para determinar la probable velocidad de corrosión a partir de la cual se calculará el espesor remanente a la fecha de inspección y la fecha de la próxima inspección. a. Cálculo de velocidad de corrosión en base a datos obtenido por el propietario/usuario de otros sistemas de materiales similares y servicios comparables. b. Si los datos indicados en a no están disponibles el propietario/usuario puede basarse en experiencias de otros propietarios/usuarios o de información publicada de sistemas en servicios comparables. c. Si no es posible obtener datos por ninguno de los dos métodos antes indicados, deben efectuarse medición de espesores mediante END, en el primer período de tres meses. Es uso de dispositivos testigos de corrosión pueden ser útiles para determinar el momento más adecuado para realizar las mediciones de espesor. Subsecuentes mediciones a apropiados intervalos deben ser realizados para establecer la velocidad de corrosión.

7.1.3 Sistemas existentes. Las velocidades de corrosión deben calcularse tanto en base al corto como al largo plazo. Si hay indicios de que la velocidad de corrosión no fue correctamente asumida, la velocidad a utilizarse para el próximo período debe ser ajustada.

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7.2 MAWP. La Máxima Presión de Trabajo Admisible (MAWP) para la continuidad en servicio de componentes de un sistema de tuberías debe ser establecida utilizando el Código aplicable. Los cálculos pueden ser realizados para materiales conocidos principios del Código aplicable:

y se cumplen los

a. Límites de temperatura máxima y mínima para los materiales específicos. b. Requerimientos de inspección. c. Refuerzo de aberturas. d. Requerimientos de servicio cíclico. Para materiales no conocidos puede asumirse el grado y eficiencia de juntas más bajos del Código aplicable. Cuando se recalcula la MAWP el espesor a utilizar es el actual menos dos veces la corrosión esperada hasta la próxima inspección. Deben considerarse otras cargas si estas existen. La tabla 7.1 contiene dos métodos de cálculo de MAWP:

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Tabla 7.1: Ejemplos de cálculo de MAWP en base al método de corrosión a la mitad de vida remanente Ejemplo 1 Presión de diseño

500 psi (3447kPa)

Temperatura de diseño Tubo

NPS 16 Sch. Std.; A106 Gr B

Diámetro exterior

16in (406mm)

Esfuerzo max admisible (S)

20000psi (137900kPa)

Eficiencia de junta longitudinal (E)

1.0

Espesor determinado en inspección

0.32in (8.13mm)

Velocidad de corrosión (7.1.1)

0.01 in/yr (0.254mm/año)

Próxima inspección planificada

5 años

Corrosión estimada Inspección

hasta

MAWP

prox. 0.05 in/yr (1..27 mm/año) 2SE(tact -2*tiempo hasta prox insp.*Veloc corros)/D

US unidades

SI Unidades

Resultado

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OK

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Ejemplo 2

Idem ejemplo 1 pero cambiando fecha de próxima inspección

Próxima inspección planificada

7 años

Corrosión estimada Inspección

hasta

MAWP

prox. 0.07 in/yr (1..78 mm/año) 2SE(tact -2*tiempo hasta prox insp.*Veloc corros)//D

US unidades

SI Unidades

Resultado

Debe reducirse el intervalo de inspección o determinar si la presión de operación normal no excede la MAWP al séptimo año o cambiar las partes afectadas del sistema antes del séptimo año.

7.3 Determinación del espesor de retiro. El mínimo espesor de tubería debe ser como mínimo igual al mínimo espesor requerido o al espesor de retiro (el que sea mayor) y deberá estar basado en consideraciones de presión, mecánicas y estructurales utilizando las fórmulas adecuadas y los esfuerzos máximos permitidos del Código aplicable. Deben considerarse tanto la corrosión localizada como la generalizada. En servicios con grandes consecuencias en caso de falla puede incluirse en el diseño espesores adicionales para cargas no previstas o desconocidas o pérdidas de material no descubiertas

7.4 Evaluación de hallazgos de inspección. Los componentes que tengan un deterioro tal que vea comprometida su capacidad de soportar la presión y otras cargas, deben ser evaluados para determinar su aptitud para continuar en servicio.

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Métodos como los contenidos en API RP 579 pueden ser aplicados. Las siguientes técnicas de evaluación de API 579, pueden ser aplicadas como una alternativa a las dadas en API 570 punto 5.7.

ƒ

Evaluación de disminución de espesor generalizada: API 579, .Sección4:.

ƒ

Evaluación de disminución de espesor localizada: API 579, Sección 5:.

ƒ

Evaluación de Corrosión por picaduras "Pitting": API 579, Sección 6.

ƒ

Evaluación de Ampollas y laminaciones: API 579, Sección 7:

ƒ

En algunos casos puede ser necesario estimar una velocidad de corrosión futura. En estos casos debe aplicarse la metodología dada en la sección 6 de API 570.

ƒ

Evaluación de desalineación de soldaduras: API 579, Sección 8:

ƒ

Evaluación de defectos tipo fisuras: API 579, Sección 9.

ƒ

Evaluación de daños de fuego: API 579, Sección 11.

7.5 Stress Análisis de sistemas de tuberías. Sistemas de tuberías deben soportados de forma que : o Su peso sea soportado en forma segura. o Tenga suficiente flexibilidad para expansión o contracción térmica. o No tenga excesiva vibración.

A mayor diámetro y mayores diferencias de temperatura mayor es la atención que requiere la flexibildad. El análisis de tensiones para evaluar la flexibilidad y soporte no es normalmente realizada como parte de la inspección de tuberías. Sin embargo muchos sistemas fueron analizados como parte de su diseño original o como parte de actividades para rerating y los resultados de esos análisis pueden ser útiles para desarrollar planes de inspección.

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Los análisis de tensiones pueden detectar las zonas de mayor concentración de esfuerzos y predecir los movimientos en operación y esto puede ser aplicado para determinar los puntos de posible fatiga térmica y/o creep. Comparando los movimientos previstos en la ingeniería con los reales puede determinarse si existen movimientos inesperados. Los análisis de tensiones también pueden ser utilizados para solucionar problemas de vibraciones ya que también pueden predecir la frecuencia natural en la que vibrará el sistema y ayudar a conocer si es posible aumentar la frecuencia de vibración por guiado /, más allá de la frecuencia de vibración de las fuerzas existentes, tal como la producida por una máquina rotativa.

7.6 Registros. Usuarios y propietarios de tuberías deben mantener registros permanentes y progresivos de cada sistema cubierto por API 570. Los registros deben contener información tal como: Clase de servicio Clasificación. Números de identificación. Intervalos de inspección. Tipos de ensayo. Nombre de examinadores y personas que realizan ensayos. Resultados de mediciones de espesores y otros ensayos. Reparaciones permanentes y definitivas. Alteraciones. Rerating. Información de diseño/planos. Actividades de mantenimiento que puedan afectar la integridad del sistema. Fecha y resultados de inspecciones externas.

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El uso de sistemas de computación para registrar, almacenar datos y realizar cálculos debería ser considerado en virtud del volumen de información a manejar pudiéndose aplicara entre otros para: Almacenar resultados de mediciones Calcular velocidades de corrosión de largo y corto plazo. Calcular vida remanente. Calcular periodos de inspección. Resaltar áreas de atención.

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Sección 8 Reparaciones, y Alteraciones y Rerating: 8.1 Reparaciones y Alteraciones. Los requisitos aplicables a Reparaciones, Alteraciones y rerating están contenidos en la sección 8. Los principios del Código ASME B31.3 o el Código con que el sistema fue construido deberían ser seguidos. Las reparaciones y alteraciones deberían ser realizadas por una organización de reparación como se define en la sección 3 y autorizadas por el Inspector. Antes de ejecutar reparaciones y alteraciones los métodos de ejecución, materiales y procedimientos de soldadura a utilizar deben estar aprobados por el IA y si es necesario por un ingeniero experimentado en diseño, construcción e inspección de Tuberías a presión. Autorización: Toda reparación o alteración debe ser aprobada por el Inspector antes de que sea iniciada por la organización de reparación.. No debe darse autorización para alteraciones hasta que un ingeniero experimentado en diseño de Tuberías a presión haya sido consultado y este haya aprobado las reparaciones y/o alteraciones. El inspector indicará los puntos de detención y puede dar autorizaciones a algunas reparaciones rutinarias.

Aprobación: El inspector o el ingeniero en tuberías deben aprobar toda reparación o alteración después de efectuar una inspección que demuestre que los requisitos establecidos han sido cumplidos y que el ensayo de presión, si es requerido, fue presenciado.

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Ninguna grieta debería ser reparada sin consultar a un ingeniero en tuberías con el fin de identificar y corregir la causa de la grieta. El inspector debe aprobar los trabajos de reparación y alteración.

8.1.3 Reparaciones por Soldadura Reparaciones temporarias: Para reparaciones temporarias incluyendo “On stream” puede utilizarse una camisa (sleeve) que rodee a todo el tubo diseñada por el ingeniero en tuberías. Grietas longitudinales no deben repararse de esta forma a menos que el ingeniero en tuberías determine que no se propagarán Si la reparación es localizada, por ejemplo sobre un área con picaduras o un agujero y la tensión de fluencia mínima especificada (SMYS) no supera 40000psi (276MPa). Puede realizarse una reparacion con una cupla o parche soldados con filete. (Ver 8.2.3 y apéndice C) El material de la reparación debe ser compatible con el material a reparar. Pérdidas menores pueden ser reparadas utilizando algún elemento que las encierre siempre que el espesor remanente en la zona de la soldadura de este elemento al tubo sea suficiente y el material del tubo pueda soportar la soldadura sin daños posteriores. Las reparaciones temporarias deben ser eliminadas y reemplazadas por reparaciones permanentes en la próxima oportunidad en que el mantenimiento lo permita. Pueden quedar por más tiempo si son aprobadas y documentadas por el ingeniero en tuberías.

Reparaciones permanentes. Reparación de defectos puede ser realizada preparando la zona con un bisel/ranura en U ó V con la profundidad y largo de acuerdo a lo que requiera el defecto a reparar y efectuando un relleno con material de soldadura depositado de acuerdo a 7.2. El espesor en áreas corroídas puede ser restaurado mediante soldadura depositada de acuerdo a 8.2 Irregularidades superficiales y contaminación deben ser eliminadas antes de efectuar la deposición de soldadura.

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END e inspección deben ser fijados en los procedimientos de reparación. Si es posible retirar de servicio la tubería, los defectos eliminarse cortando un sector de tubería o reemplazando accesorios. Parches insertados (a ras) pueden ser utilizados para reparar áreas corroídas si los siguientes requerimientos son cumplidos: o Se realizan juntas de penetración total. o Para servicios clases 1 y 2 se Radiografía 100% ó UT con método aprobado por el inspector. o Los parches pueden tener cualquier perfil pero deben tener un radio mínimo de 1in (25mm ) en las esquinas.

8.1.4 Reparaciones no soldadas. Reparaciones temporarias de áreas con disminución de espesor o con defectos circunferenciales puede ser realizada colocando una camisa /abrazadera (clamp) atornillada, Reparaciones no metálicas (composite), combinación de abrazaderas metálicas y epoxi u otro método. En el diseño de estas reparaciones debe considerarse las cargas axiales que deben soportar y los posibles efectos sobre el tubo a reparar. El procedimiento puede incluir inyección de selladores. Debe considerarse su influencia sobre el proceso y otros elementos mecánicos. Cuando sea apropiado los elementos agregados deben ser eliminados y la integridad de la tubería debe ser restaurada.

8.2 Soldadura y hot tapping Reparaciones soldadas sobre tuberías en servicio, deben ser realizadas siguiendo los lineamientos de API Publ. 2201 y como mínimo utilizar la “Check list” incluida en ese documento.

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La organización de reparación, debe utilizar procedimientos de soldadura y soldadores calificados de acuerdo al Código ASME B31.3 o el Código de construcción original. La organización de reparación debe mantener los registros de calificación y los mismos deben estar disponibles para el inspector autorizado antes de que se inicien las reparaciones o alteraciones.

8.2.1 y 2 Precalentamiento y PWHT. Las temperaturas de precalentamiento deben estar de acuerdo con el código de construcción y los procedimientos calificados. Excepciones pueden ser aprobadas por el ingeniero en tuberías. Precalentamiento no menor a 300ºF (150ºC) puede ser considerado como una alternativa a PWHT para alteraciones o reparaciones de sistemas originalmente PWHT (pero no puede ser considerado una alternativa para el caso de prevención de fisuras ambientales) Esto aplica para aceros P-1 listados en ASME B31.3. Aceros P-3, con excepción de los aceros al Mn-Mo, también puede recibir esta temperatura de precalentamiento, cuando la temperatura de operación es suficientemente alta como para proveer una adecuada tenacidad y no hay peligros durante el ensayo de presión y arranque y parada del sistema. El inspector debería determinar que la temperatura de precalentamiento fue mantenida. Una vez terminada la soldadura debe ser cubierta con aislación para mantener baja la velocidad de enfriamiento. Sistemas de tuberías construidos en otros aceros que inicialmente requerían PWHT normalmente son PWHT. La aplicación de la alternativa de PWHT, requiere la consulta al ingeniero en tuberías para que analice el riesgo de fisura ambiental y si el procedimiento de soldadura proveerá adecuada tenacidad.

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Ejemplos donde esta alternativa puede ser considerada son: Soldaduras de sello, deposición de soldadura para restituir espesor, soldaduras de soportes/clips, etc. PWHT. PWHT debería ser realizado siguiendo los lineamientos de ASME B31.3 o el Código de construcción. Pueden aplicarse algunas excepciones, tal como lo indicado arriba. PWHT localizado puede aplicarse en lugar de calentar una banda de 360º si se cumple lo siguiente: La aplicación es revisada y el procedimiento es desarrollado por ingenieros experimentados en las especialidades involucradas. La aptitud del procedimiento es evaluada. Los siguientes factores deben ser considerados: Espesores de material base, gradientes de temperatura, Propiedades de los materiales (dureza, composición, resistencia entre otros), necesidad de soldaduras de penetración total, necesidad de examinación superficial y volumétrica, tensiones y distorsiones. Precalentamiento mínimo de 300ºF (150ºC) es mantenido durante la soldadura. La temperatura requerida de PWHT, debe ser mantenida en una distancia de por lo menos 2 espesores de material base medidos desde la soldadura. La temperatura debe ser monitoreada mediante una adecuada cantidad de termocuplas (al menos 2) (Para determinar la cantidad de termocuplas debe considerarse el perfil y tamaño del área a tratar térmicamente. También debe aplicarse calor a cualquier conexión o fijación dentro del área de PWHT localizado. El PWHT es realizado para cumplir con el Código y no es un requerimiento para prevenir fisuración ambiental-

8.2.3 Diseño Las juntas deben ser a tope de penetración total. Los componentes deben ser reemplazados cuando las reparaciones no parecen recomendables.

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Nuevas conexiones pueden colocarse previendo que el diseño, localización y método de fijación cumpla con los requerimientos del Código aplicable. Soldaduras de filete en parches requieren consideraciones especiales de diseño en especial en lo que hace a eficiencia de junta y corrosión. Filetes de soldadura de parches deben ser diseñados por un ingeniero en tuberías. Un parche puede ser colocado sobre la superficie exterior de la tubería si se cumplen los requerimientos de este código y lo siguiente: a. El parche soldado con filete provee seguridad de diseño equivalente al de refuerzo de aberturas diseñado de acuerdo a la sección aplicable del Código ASME. b. El parche soldado con filete está diseñado para absorber la tensión de membrana de las partes tal que, de acuerdo a las reglas de la sección del Código ASME aplicable, lo siguiente resulte:

•

La tensión de membrana admisible no es excedida en la zona del parche.

•

No se produce una tensión en los filetes mayor a la permitida para estas soldaduras.

•

Parches sobrepuestos deben tener esquinas redondeadas(Ver apéndice C).

8.2.4 Materiales. El material utilizado en la reparación o alteración debe cumplir con los requerimientos de la sección aplicable del Código ASME. El material deberá tener calidad soldable reconocida y ser compatible con el material original.

8.2.5 END Para la aceptación de reparaciones y alteraciones soldadas debe incluirse examinación mediante END de acuerdo con el Código aplicable y especificaciones del propietario/usuario, a menos que API 570 requiera otra cosa.

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8.2.6 Ensayo de Presión. Después que las reparaciones debe realizarse un ensayo de presión, si necesario y practicable. El ensayo de presión es normalmente requerido después de reparaciones mayores o alteraciones. Cuando el ensayo de presión no es necesario o practicable, debe utilizarse END en su lugar. Es necesaria la consulta con un ingeniero experimentado en tuberías a presión y con el inspector autorizado. Cuando no es practicable realizar ensayo de presión en la junta final de unión entre partes nuevas y existentes debe aplicarse lo siguiente: La tubería de reemplazo debe ser sometida a ensayo de presión y examinada según lo requiere el Código que gobierna el diseño del sistema de tuberías. Si no es practicable puede realizarse un END apropiado de acuerdo a lo que especifique el inspector autorizado y lo siguiente debe cumplirse: a. La junta final es una soldadura a tope realizada entre componentes de igual diámetro y espesores y alineada axialmente (no en ángulo) y entre materiales equivalente. Alternativas a esto son: 1) Bridas SO S150 y temperatura no mayor a 500ºF (260ºC) y 2) Soldaduras Socket Weld NPS 2 y menores y temperatura no mayor a 500ºF (260ºC). Para las soldaduras socket weld debe asegurarse una distancia de 1/16in (1.5mm) entre el extremo del tubo y el fondo del alojamiento y además la soldadura debe tener por lo menos dos pasadas. b. La soldadura de cierre debe ser radiografiada 100% o UT angular previendo que se establecen criterios de aceptación. c. MT ó PT debe realizarse a la pasada de raíz de las juntas a tope y la pasada final de las soldaduras de filete.

8.3 Re-rating. El rerating de una tubería por cambio de MAWP y/o temperatura es admitido si se cumplen los siguientes requerimientos:

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ƒ Existen cálculos realizados por el fabricante o el ingeniero en tuberías a presión del propietario/usuario (o su agente designado) justifican el re-rate. ƒ El re-rate cumple los requerimientos del Código de construcción original o la última edición. ƒ Los registros de inspección deben permitir determinar que la tubería es apta para el servicio que se propone y que tiene suficiente sobreespesor para corrosión futura. El rerating debe basarse en medición de espesores recientes y válidas. ƒ Sistemas re-rateados deben ser sometidos a ensayo de pérdidas de acuerdo al Código de construcción original o edición actual para nuevas condiciones de servicio a menos que el sistema haya sido ensayado alguna vez a una presión igual o mayor que la requerida. Si el rerating no afecta la tensión/esfuerzo admisible no se requiere ensayo de presión. ƒ El sistema es revisado para verificar que las válvulas de alivio de presión requeridas están presentes. ƒ El re-rate y la inspección de la tubería deben ser aceptados por el Inspector Autorizado. ƒ Todos los componentes del sistema como ser válvulas, bridas, accesorios, pernos/tornillos, elementos de sello y juntas de expansión son adecuados para las nuevas condiciones de presión y temperatura. ƒ La flexibilidad del sistema es adecuada para las nuevas condiciones. ƒ Los registros de ingeniería se han actualizado. ƒ La disminución de la temperatura mínima de diseño está justificada con ensayos de impacto si esto es requerido por el Código de diseño.

El re-rate se considera terminado cuando el Inspector Autorizado supervisa la colocación de una placa de identificación adicional con la información

APENDICE C

C.1 Reparaciones Reparaciones soldadas utilizando procesos SMAW o GMAW pueden ser realizadas. Cuando la temperatura es menor de 50ºF (10ºC) deben utilizarse electrodos de bajo hidrógeno (AWS E-XX16 o E-XX18) , cuando se sueldan materiales ASTM A-53 Gr. A y B; A-106 Gr. A y B; A-333; A 334; API-5L y similares.

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Estos electrodos también deberían ser utilizado sobre aceros de grado menor cuando las temperaturas son menores de 32ºF (0ºC) Cuando se utilizan electrodos AWS E-XX16 o E-XX18 para soldaduras 2 y 3 de figura C-1, las soldaduras deben comenzarse en la parte inferior y realizarse en forma ascendente. El diámetro no debería exceder 5/32in (4.0mm). Electrodos de mayor diámetro, sin exceder 3/16in (4.8mm), pueden utilizarse para la soldadura 1 de la figura C-1. Esta soldadura debe tener un respaldo o preparación de tal forma que la soldadura no funda el tubo principal. Esto puede evitarse si se verificó mediante mediciones por ultrasonido que el espesor del tubo principal es suficiente para soportar la soldadura. Las reparaciones y soldaduras sobre líneas en servicio deben conformar API publ 2201.

Reparaciones pequeñas con Parches: El diámetro del electrodo, no debería exceder 5/32in (4.0mm). Cuando las temperaturas son menores de 32ºF (0ºC) deberían utilizarse electrodos de bajo hidrógeno. Soldadura oscilante con electrodo de bajo hidrógeno deberían evitarse. Ejemplos de reparación pueden verse en la figura C-2. Traducción de notas de figura C-2: El tamaño del parche no debería exceder la mitad del diámetro del tubo a reparar. Si es necesario exceder esta dimensión debería utilizarse una camisa completa.

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Las esquinas de los parches deben tener un radio de curvatura de mínimo 1in (25mm)

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Sección 9 Inspección de Tuberías enterradas. La inspección de este tipo de sistemas es esencialmente diferente a la de los sistemas aéreos, porque puede producirse un significativo deterioro externo por las condiciones corrosivas del suelo Debido además que la inspección está limitada por la inaccesibilidad, API 570 trata este tema por separado. Importante información de referencia puede encontrarse en NACE 0169, 0274 y 0275 y sección 11 de API RP 0651.

9.1 Tipos y Métodos de Inspección. Indicaciones de pérdidas en tuberías enterradas pueden darse por cambios en la superficie que la rodea, decoloración del suelo, ablandamiento de asfalto de piso, formación de piletas de líquido, burbujeo, olor, etc. Vigilancia de la ruta donde está trazada la tubería puede ser un método de inspección. Medición de potencial en el suelo puede indicar actividad de corrosión, debido a que el potencial en la zona cercana a la corrosión puede ser marcadamente diferente a la de zonas alejadas de zonas con corrosión. Agujeros de inspección: Pueden utilizarse para localizar daños en la pintura o revestimientos de la tubería. Resistividad del suelo: Corrosión en tubería “desnuda” o pobremente protegida es normalmente causada por una mezcla de diferentes tipos de suelo en contacto con la superficie de la tubería. La corrosividad del suelo puede determinarse mediante la medición de su resistividad. Bajos niveles de resistividad son relativamente más corrosivos que altos niveles de resistividad, especialmente donde la tubería está expuesta a cambios significativos de resistividad del suelo. La medición de resistividad de suelo debería realizarse con el método de WennerFour-Pin de acuerdo a ASTM G-57.

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En casos de líneas paralelas o intersección de líneas, puede ser requerido el uso de pin-simple para medir la resistividad del suelo con certeza. Monitoreo de protección catódica: Tubería enterrada protegida catodicamente debería ser monitoreada periódicamente para asegurar una protección adecuada. Deberían incluirse mediciones periódicas y análisis de los potenciales tubo-suelo. Es requerido monitoreo más frecuentes de componentes críticos del sistema de protección como ser los rectificadores de corriente impresa. Referirse a NACE 0169 y sección 11 de API RP 0651 para lineamientos aplicables para inspeccionar y mantener sistemas de protección catódica de líneas enterradas. Métodos de inspección. Se dispone de varios métodos de inspección. Algunos pueden revelar el estado de la pared exterior de la tubería y otros pueden revelar el estado del interior. Ejemplos: Herramienta inteligente: Involucra un dispositivo en movimiento en el interior y a través de la tubería en servicio o fuera de servicio. Existen diferentes tipos de dispositivos y diferentes métodos de inspección. La línea debe estar libre de restricciones que puedan causar la obstrucción del dispositivo. Normalmente se requiere el uso de curvas de radio de curvado equivalente a 5 diámetros de tubo debido a que los codos estándar a 90º pueden dificultar el paso del dispositivo. La línea también debe tener instalaciones para lanzar y recibir el dispositivo. Video cámaras: Cámaras de televisión o video endoscopios pueden proveer una imagen del interior de la tubería. Excavación: En muchos casos la única alternativa disponible es desenterrar la tubería con el fin de inspeccionarla visualmente y medir espesores. Debe tenerse precaución al eliminar el suelo para evitar daños a la protección de la tubería. Las últimas 5 pulgadas de suelo deberían moverse manualmente. También debe considerarse los aspectos de seguridad y posibilidad de derrumbe.

9.2 Frecuencias de Inspección. Vigilancia visual sobre terreno: Recomendado cada 6 meses.

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Potencial tubo-suelo: Una vigilancia a intervalos cortos sobre líneas protegidas catodicamente puede ser utilizada para determinar que la línea tiene en toda su extensión un potencial protector. En líneas con pintura o revestimiento deficiente en los que el potencial de protección catódica es inadecuado puede realizarse vigilancia cada 5 años. En líneas sin protección catódica o en las que se ha detectado pérdidas puede realizarse medición e potencial tubo-suelo a lo largo de la línea. Deberían realizarse excavaciones donde se ha detectado corrosión activa. Un perfil de potencial continuo o una vigilancia a intervalos cortos puede ser necesario para detectar las zonas con corrosión activa. Agujeros para inspección de pintura: La frecuencia estará basada en indicaciones de otras formas de control de corrosión no efectivas. Por ejemplo puede ser necesario realiza inspección, en zonas donde hay pérdida gradual de potencial de protección catódica o pérdidas que se producen debido a corrosión externa en zonas con defectos en la pintura. Corrosividad del suelo: Para líneas enterradas de longitud mayor a 100 pies (30mts) no protegidas catodicamente, evaluación de la corrosividad del suelo debería ser realizada cada 5 años. Medidas de corrosividad de suelo pueden ser realizadas para una clasificación relativa de la corrosividad del suelo. Protección catódica: Para la fijación de la frecuencia de inspección, deben seguirse los lineamientos de NACE 0169 y sección 11 de API RP 0651 Intervalos de inspección interna y externa: Si corrosión interior es esperada, también deberían fijarse intervalos y ajustar los métodos de inspección para determinar el estado interior. La condición externa de tuberías enterradas que no poseen protección catódica debería ser determinada por el uso de “herramientas inteligentes” con posibilidad de medición de espesores o realizando excavaciones y detección directa de acuerdo a la frecuencia indicada en la tabla 9.1 Tabla 9.1: Frecuencia de inspección de tuberías enterradas sin protección catódica efectiva Resistividad del suelo (ohm-cm)

Intervalo de inspección (años)

10000

10 15

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La longitud de inspección cuando se utiliza la excavación , debe ser de 6 a 8 pies (2 a 2.5mts) y en toda la circunferencia del tubo, en cada una de las ubicaciones de inspección. Si la zona inspeccionada revela que la tubería o pintura se encuentra en mal estado, debe extenderse la zona de inspección hasta determinar la extensión del área afectada. Si la tubería está protegida por una camisa (casing) debe verificarse si se ha producido ingreso de agua o suelo al interior de la camisa. El inspector debería verificar: a) Que la camisa de protección se extiende hasta la zona sobre nivel de suelo, b) Los extremos están sellados (si a camisa no tiene drenajes) y c) La tubería está adecuadamente pintada o revestida. Intervalos de detección de pérdidas: Una alternativa para verificar pérdidas es realizar una prueba de pérdidas con líquido a una presión no menor que el 10% más alta que la Máxima Presión de Operación a intervalos no mayores que la mitad de lo indicado en la tabla 9.1para tuberías sin protección catódica y a los mismos intervalos que lo indicado en la tabla 9.1 para tuberías con protección catódica. El ensayo de presión debería mantenerse durante al menos 8 horas. Durante las primeras 4 horas la presión debería ser mantenida. Luego debería desconectarse la tubería de la fuente de presión. Si durante el restante tiempo de ensayo la presión disminuye más de un 5%, la tubería debería ser inspeccionada para determinar la ubicación y extensión de las zonas con pérdidas. Métodos sónicos pueden ser útiles para ayudar a detectar las zonas afectadas. También puede utilizarse prueba de presión o método volumétrico con corrección por temperatura. Otra alternativa es el uso de emisión acústica o el agregado de un gas trazador (Por ejemplo helio o hexafluoruro de azufre)

9.3 Reparación de tuberías enterradas. Reparaciones a pinturas: Pintura quitada para inspección debe ser repuesta e inspeccionada. Para la reparación de pinturas el inspector debería tener en cuenta lo siguiente: o Suficiente adherencia entre la pintura y la tubería de forma de prevenir la migración de humedad debajo de la película de pintura. o Suficiente ductilidad para evitar fisuración.

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o Ausencia de huecos y cavidades. o Suficiente resistencia para soportar los esfuerzos y cargas transmitidas por el suelo. o Capaz de soportar protección catódica. o

Adicionalmente debe inspeccionarse mediante sistema de alto voltaje.

Reparación con abrazaderas: Si se repara tubería enterrada utilizando abrazaderas atornilladas y estas son enterradas, esto debe ser registrado. También puede marcarse la abrazadera. Tanto el registro como la marca sobre la abrazadera deben contener la fecha de colocación y la ubicación de la misma. Este tipo de reparación se considera como temporaria y debería ser reemplazado por un método de reparación definitiva en la primera oportunidad en que sea posible. Reparaciones soldadas: Deben ser realizadas de acuerdo a lo indicado en la sección 2.

9.4 Registros. Los registros de tuberías enterradas deben ser mantenidos de acuerdo a lo indicado en la sección 7 (7.6). Debe incluirse la ubicación de abrazaderas provisorias.

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