api 570 2009 español
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API 570 2009 EspañolTRANSCRIPT
Página 1
Tuberías Código inspección: En servicio
Inspección, Evaluación, reparación y
La alteración de los sistemas de tuberías
API 570
TERCERA EDICIÓN, noviembre 2009
Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo
Ofrecido por IHS bajo licencia con API
Licenciatario = Qatar Petroleum / 5943408001
No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT
Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia
de IHS
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Tuberías Código inspección: En servicio
Inspección, Evaluación, reparación y
La alteración de los sistemas de tuberías
Segmento Downstream
API 570
TERCERA EDICIÓN, noviembre 2009
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Notas especiales
Publicaciones API abordan necesariamente problemas de carácter
general. Con respecto a las circunstancias particulares, locales,
leyes y reglamentos estatales y federales deben ser revisados.
Ni API ni ninguno de API de empleados, subcontratistas, consultores, comités
u otros cesionarios hacen ninguna
garantía o representación, expresa o implícita, con respecto a la exactitud,
integridad o utilidad de la
información contenida en el presente documento, ni asume ninguna obligación
o responsabilidad por cualquier uso o los resultados de dicho uso, de cualquier
información o proceso descrito en esta publicación. Ni API ni ninguno de API
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Áreas clasificadas pueden variar dependiendo de la ubicación, condiciones,
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situación. Los usuarios de esta publicación deben consultar con las
autoridades competentes con jurisdicción.
Los usuarios de esta publicación no deben confiar exclusivamente en la
información contenida en este documento. Negocio de sonido,
científicos, de ingeniería y de juicio la seguridad deben ser usados en el
empleo de la información aquí contenida.
API no está llevando a cabo para cumplir con los deberes de los empleadores,
fabricantes o proveedores que advierten y entrenar adecuadamente y
equipar teir empleados y personal expuesto, en relación con los riesgos y las
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La información relativa a los riesgos de seguridad y salud y las medidas
preventivas adecuadas con respecto a los materiales particulares y
condiciones se deben obtener del empleador, el fabricante o proveedor de ese
material, o la seguridad de los materiales
ficha de datos.
Publicaciones API puede ser utilizado por cualquier persona que desee
hacerlo. Cada esfuerzo se ha hecho por el Instituto para asegurar la
exactitud y fiabilidad de los datos contenidos en ellos; Sin embargo, el
Instituto no hace ninguna representación, garantía o
garantizar en el marco de esta publicación y por el presente rechaza
expresamente cualquier obligación o responsabilidad por pérdidas o
daños derivados de su uso o por la violación de cualquier autoridad
competente con la que esta publicación
conflicto.
Publicaciones API se publican para facilitar la amplia disponibilidad de
probada, la ingeniería de sonido y de funcionamiento
prácticas. Estas publicaciones no pretenden obviar la necesidad de aplicar
criterios de ingeniería
con respecto a cuándo y dónde estas publicaciones se deben utilizar. La
formulación y publicación de publicaciones API
No se pretende de ninguna manera para inhibir cualquier usuario de cualquier
otra práctica.
Cualquier fabricante de equipos de marcado o materiales en conformidad con
los requisitos de marcado de un estándar API
es el único responsable de cumplir con todos los requisitos aplicables de esa
norma. API no representa,
orden judicial, o la garantía de que tales productos, de hecho, se ajustan a la
norma API aplicable.
Reservados todos los derechos.Ninguna parte de esta obra puede ser
reproducida, traducida, almacenada en un sistema de recuperación, o
transmitida por cualquier medio,
electrónico, mecánico, fotocopia, grabación, o de otra manera, sin el permiso
previo y por escrito de la editorial. Contacta el
Editorial, API Publishing Services, 1.220 L Street, NW, Washington, DC
20005.
Copyright © 2009 Instituto Americano del Petróleo
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Prefacio
Nada de lo contenido en cualquier publicación de la API debe ser interpretado
como una concesión de derecho, por implicación o de otro modo, para la
fabricación, venta o utilización de cualquier método, aparato o producto
cubierto por la patente de letras. Tampoco debe nada
contenida en la publicación interpretarse como asegurar que nadie de la
responsabilidad por infracción de patentes de invención.
Deberá: Tal como se usa en una norma, "deberá" indica un requisito mínimo
con el fin de cumplir con la especificación.
En caso de que: Como se usa en una norma, "debería" indica una
recomendación o lo que se aconseja pero no se requiere con el fin
para conformarse a la especificación.
Este documento fue elaborado bajo los procedimientos de normalización de la
API que aseguren la debida notificación y
la participación en el proceso de desarrollo y se designa como un estándar
API. Las cuestiones relativas a la
interpretación del contenido de esta publicación o comentarios y preguntas
relativas a los procedimientos bajo los cuales
esta publicación fue desarrollado debe dirigirse por escrito al Director de
Normas, Americano del Petróleo
Instituto, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005. Las solicitudes de
autorización para reproducir o traducir la totalidad o parte
del material publicado en este documento también debe ser dirigida al
director.
En general, las normas API se revisarán y modificarán, reafirmaron, o
retiradas al menos cada cinco años. Una sola vez
prórroga de hasta dos años se puede añadir a este ciclo de revisión. Estado de
la publicación se puede determinar a partir de la
Departamento de Normas API, teléfono (202) 682 hasta 8.000. Un catálogo de
publicaciones y materiales de la API se publica
anualmente por API, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005.
Es la intención de API para mantener esta publicación hasta la fecha. Se invita
a todos los propietarios de sistemas de tuberías y operadores reportar
sus experiencias en la inspección y reparación de los sistemas de tuberías
siempre que dichas experiencias pueden sugerir la necesidad de
revisión o ampliación de las prácticas establecidas en el API de 570.
Esta edición de API 570 reemplaza a todas las ediciones anteriores del API
570, Tuberías Inspección Código: inspección, reparación,
Alteración, y Calificación de En-servicios de tuberías Sistemas. Cada edición,
revisión o adiciones al presente Código API se puede utilizar
comenzando con la fecha de emisión se muestra en la portada de esa edición,
revisión o adiciones. Cada edición,
revisión o adiciones, con esta norma API entra en vigor seis meses después de
la fecha de emisión de los equipos que
se rerated, reconstruido, se trasladó, reparado, modificado (alterado),
inspeccionado y probado según este estándar. Durante el
tiempo de seis meses entre la fecha de emisión de la edición, revisión o
adiciones y la fecha de vigencia, el usuario deberá
especificar a qué edición, revisión o adiciones, el equipo ha de ser, rerated,
reconstruida, reubicado, reparado,
modificada (alterado), inspeccionado y probado.
Las revisiones sugeridas están invitados y deben ser enviadas al Departamento
de Normas, API, 1220 L Street, NW,
Washington, DC 20005, [email protected].
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Contenidos
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Alcance. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
1.1 Aplicación
General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . . . . 1
1.2 Aplicaciones Específicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . . . . 1
1.3 Aptitud para el Servicio e Inspección Basada en Riesgo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
2
Referencias normativas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . . . . . 2
3
Términos, definiciones, acrónimos y abreviaturas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
3.1 Términos y Definiciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . . . . . 4
3.2 Siglas y
abreviaturas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . 13
4
Organización Inspección propietario / usuario. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
4
4.1
General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
4.2 Autorizado Piping Inspector Calificación y
Certificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
4.3
Responsabilidades. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
5
Inspección, examen, y Presión prácticas de prueba. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
5.1 Planes de Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
5.2 basado en el riesgo de Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . . 18
5.3 Preparación para la
Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . 20
5.4 Inspección de tipos y ubicaciones de los modos de Daños del deterioro y ruptura. . . . . . . . . . . . . . . . 21
5.5 Tipos Generales de Inspección y Vigilancia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
5.6
CMLs. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
5.7 Métodos de monitoreo de
condición. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . 29
Prueba 5.8 Presión de Piping Systems General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
5.9 Material de Verificación y Trazabilidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . 33
5.10 Inspección de
válvulas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . 33
5,11 en el servicio de inspección de soldaduras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . 34
5.12 Inspección de brida
articulaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . 35
5.13 Inspección Organización Auditorías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . 36
6
Intervalo / frecuencia y el alcance de la inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
6.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
6.2 Inspección durante los cambios de instalación y
servicio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
6.3 Tuberías Planificación Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . 37
6.4 Extensión de Visual Externo y CUI Inspecciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
6.5 Alcance de la medición de espesores de
Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
6.6 Alcance de calibre pequeño, tuberías auxiliares y rosca conexiones Inspecciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41
6.7 Inspección y mantenimiento de los dispositivos de alivio de presión (PRD). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42
7
Evaluación de datos de inspección, análisis y grabación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
7.1 Determinación tasa de
corrosión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . 44
7.2 Determinación
PSMA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . 45
7.3 Requerido Determinación de
espesor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
46
7.4 Evaluación de resultados de la inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . 46
7.5 Análisis de tensión de
tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . 47
7.6 de Información y Registros para Tuberías Sistema de Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48
7.7 Recomendaciones de inspección para reparación o sustitución. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
7.8 Registros de Inspección de las inspecciones externas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50
7.9 Tuberías El fracaso e informes de fugas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. 51
7.10 Inspección Aplazamiento o Intervalo de
revisión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
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8
Reparaciones, reformas, y re-calificación de los sistemas de
tuberías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51
8.1 Las reparaciones y
alteraciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . . 51
8.2 Soldadura y Hot Tapping. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . 53
8.3 Re-
calificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
9
La inspección de tuberías
enterradas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . 57
9.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57
9.2 Tipos y métodos de
inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . 57
9.3 Frecuencia y Amplitud de Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . 59
9.4 Las reparaciones de sistemas de tuberías
enterradas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . 60
9.5 Registros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61
Anexo A (informativo) Certificación de
Inspector. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6
2
Anexo B (informativo) Solicitudes de
Interpretaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
63
Anexo C (Informativo) Ejemplos de
reparaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . 64
Mesas
1
Algunas tuberías Típico Tipos de Daños y
Mecanismos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
2
Recomendadas intervalos máximos de inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
3
Extensión recomendada de Inspección CUI Tras la inspección visual. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
4
Dos ejemplos del cálculo de PSMA que ilustra el uso de la corrosión Concepto vida media. . . 47
5
La frecuencia de inspección para tuberías enterradas Sin eficaz
protección catódica. . . . . . . . . . . . . . . . . 60
Figuras
1
Inyección Típico Point tuberías del circuito. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
6
C.1 manga Reparación
cerco. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . sesenta y cinco
Parches de reparación pequeñas C.2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
. . . . . . . . sesenta y cinco
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1
Tuberías Código inspección: En el servicio de Inspección, Evaluación,
reparación y alteración de
Piping Systems
1 Alcance
1.1 Aplicación General
1.1.1 Cobertura
API 570 cubre la inspección, clasificación, reparación, y los procedimientos
de alteración de metal y fibra de vidrio plástico reforzado (FRP)
sistemas de tuberías y sus dispositivos de alivio de presión asociados que se
han puesto en servicio.
1.1.2 Intención
La intención de este código es para especificar el programa de inspección y de
monitoreo de condición en el servicio que se necesita para
determinar la integridad de la tubería. Ese programa debe proporcionar
evaluaciones razonablemente precisas y oportunas a
determinar si cualquier cambio en la condición de las tuberías, posiblemente,
podría poner en peligro continuo funcionamiento seguro. También el es
intención de este código que los propietarios-usuarios Responderá a todas las
resultados de la inspección que requieren acciones correctivas para asegurar
el funcionamiento continuo y seguro de las tuberías.
API 570 fue desarrollado para la industria de refinación de petróleo y de
procesos químicos, pero se puede utilizar, cuando sea posible,
para cualquier sistema de tuberías. Está diseñado para ser utilizado por las
organizaciones que mantienen o tienen acceso a una inspección autorizado
agencia, una organización de reparación, y técnicamente calificados
ingenieros de tuberías, inspectores y examinadores, todo como se define en
Sección 3.
1.1.3 Limitaciones
API 570 no deberá utilizarse como sustituto de los requisitos de construcción
originales que rigen un sistema de tuberías antes
se coloca en servicio; ni podrá ser utilizado en conflicto con los requisitos
reglamentarios vigentes. Si los requisitos de
este código son más estrictas que los requisitos reglamentarios, a
continuación, regirán los requisitos de este código.
1.2 Aplicaciones Específicas
El término no metálicos tiene una definición amplia, pero en este código se
refiere a los grupos plásticos reforzados con fibras
abarcada por la siglas FRP genérica (fibra de vidrio reforzado con plástico) y
GRP (plástico reforzado con fibra de vidrio). los
no metálicos extruidos, generalmente homogéneos, tales como polietileno de
alta y baja densidad se excluyen. Consulte la API
574 para la orientación sobre cuestiones de degradación e inspección
relacionados con tuberías de FRP.
1.2.1 Servicios Incluidos Fluidos
Salvo lo dispuesto en 1.2.2, API 570 se aplica a los sistemas de tuberías para
fluidos de proceso, hidrocarburos, y similares
servicios de fluidos inflamables o tóxicos, como las siguientes:
a), y productos petrolíferos acabados intermedios primas;
b), y productos químicos terminados intermedios primas;
c) líneas de catalizador;
d) hidrógeno, gas natural, gas combustible, y los brillos sistemas;
e) el agua agria y residuos peligrosos arroyos encima de los límites de umbral,
tal como lo definen los reglamentos jurisdiccionales;
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2
API 570
f) los productos químicos peligrosos por encima de los umbrales, según lo
definido por las regulaciones jurisdiccionales;
g) fluidos criogénicos tales como: LN
2
, LH
2
, LOX y aire líquido;
h) los gases de alta presión mayor que 150 psig tales como: Ghe, GH
2
, GOX, GN
2
Y HPA.
1.2.2 Sistemas de tuberías opcionales y Servicios de Fluidos
Los servicios y clases de sistemas de tuberías de fluido se indican a
continuación son opcionales con respecto a los requisitos de API 570.
a) Servicios de fluidos que son opcionales incluyen los siguientes:
1) servicios de fluidos peligrosos debajo de los límites de umbral, tal como lo
definen los reglamentos jurisdiccionales;
2) el agua (incluidos los sistemas de protección contra incendios), vapor de
agua, vapor y condensado, agua de alimentación de calderas, y el líquido
Categoría D
servicios, tal como se define en ASME B31.3.
b) Otras clases de sistemas de tuberías que son opcionales son aquellos que
están exentos de la tubería de proceso aplicable
código de construcción.
1.3 Aptitud para el Servicio e Inspección Basada en Riesgo (RBI)
Este código inspección reconoce aptitud para el servicio de los conceptos de
evaluación de daños en el servicio de presión-
que contiene componentes. API 579 proporciona procedimientos de
evaluación detallados para determinados tipos de daños que son
se hace referencia en este código. Este código inspección reconoce conceptos
RBI para determinar los intervalos de inspección. API 580
proporciona directrices para la realización de una evaluación basada en el
riesgo.
2 Referencias normativas
Los siguientes documentos referenciados son indispensables para la aplicación
de este documento. Para las referencias con fecha,
sólo se aplica la edición citada. Para las referencias sin fecha, la última
edición del documento de referencia (incluyendo cualquier
modificación).
Publicación API 510, Presión Código inspección de navíos: Mantenimiento de
Inspección, Evaluación, reparación y alteración
API Recommended Practice 571, Daños mecanismos que afectan Equipo fijo
en la Industria de Refinación
API Recommended Practice 574, Prácticas de Inspección de los componentes
del sistema de tuberías
API Recommended Practice 576, de los dispositivos de alivio de presión de
inspección
API Práctica Recomendada 577, Soldadura Inspección y Metalurgia
API Recommended Practice 578, Programa de Verificación de Material de
Nuevo y sistemas de tuberías existentes
, Fitness por servicio API Standard 579-1 / ASME FFS-1
API Recommended Practice 580, Inspección Basada en el Riesgo
API Práctica Recomendada 581, Riesgo basada Tecnología de Inspección
API Standard 598, la válvula de Inspección y Pruebas
API Recommended Practice 651, Protección catódica de tanques de superficie
de almacenamiento de petróleo
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ISTEMAS
3
API Recommended Practice 750, Gestión de Riesgos de Proceso
Publicación API 2201, Prácticas Seguras de Hot Tapping en los de Petróleo y
Petroquímica
ASME B16.34
1
, Válvulas-con bridas, roscados, y soldadura Fin
ASME B31.3, Tubería de proceso
ASME B31G, Manual para la determinación de la fuerza que le quedaba de
corroídos Tuberías
ASME B31, Código Caso 179/181
Código ASME para calderas y recipientes a presión
(BPVC), Sección V, Examen no destructivo
ASME BPVC, Sección VIII, División 1 y 2
ASME BPVC, Sección IX, Soldadura y calificaciones para soldadura fuerte
ASME PCC-1, Directrices para la presión de Límites atornillado Asamblea
Paritaria Brida
ASME PCC-2, Reparación de Equipos a Presión y Tuberías
ASNT SNT-TC-1
2
, Una cualificación del personal y Certificación en Ensayos No Destructivos
ASNT CP-189, Norma para la Calificación y Certificación de Pruebas No
Destructivas Personne l
ASTM G57
3
, Método de Medición de resistividad del suelo Campo de Uso de la Wenner
de cuatro electrodos Método
MTI 129
4
, Una guía práctica para la inspección de campo del equipo de FRP y Piping
NACE RP 0169
5
, Control de la corrosión externa en metro o sumergidas Piping Systems
metálicos
NACE RP 0170, de Protección de austeníticos aceros inoxidables y otras
aleaciones austeníticos de ácido Polythionic Estrés
Corrosion Cracking durante el apagado del equipo de refinería
NACE RP 0274, de alto voltaje de Inspección Eléctrica de Pipeline Coatings
anterior a la instalación
NACE RP 0275, Aplicación de revestimientos orgánicos a la superficie
externa de tubos de acero para el servicio de metro
NACE bar 34101, Inyección Refinería y proceso de mezcla Puntos
NFPA 704
6
, Sistema normalizado para la identificación de los peligros de los materiales
para la Respuesta de Emergencia
1
ASME International, 3 Park Avenue, Nueva York, Nueva York 10016 a 5990,
www.asme.org.
2
Sociedad Americana para Pruebas No Destructivas, 1.711 Arlingate Lane, PO
Box 28518, Columbus, Ohio 43228, www.asnt.org.
3
ASTM International, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken,
Pennsylvania 19428, www.astm.org.
4
Instituto Tecnología de Materiales, 1.215 Helecho Ridge Parkway, Suite 206,
San Luis, Missouri desde 63.141 hasta 4.405, www.mti-link.org.
5
NACE International (anteriormente la Asociación Nacional de Ingenieros de
Corrosión), 1440 South Creek Drive, Houston, Texas
77218-8340, www.nace.org.
6
Asociación Nacional de Protección contra Incendios, 1 Batterymarch Park,
Quincy, Massachusetts 02169 hasta 7471, www.nfpa.org.
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4
API 570
3 Términos, Definiciones, Siglas y abreviaturas
3.1 Términos y Definiciones
A los efectos de esta norma, se aplicarán los siguientes términos, definiciones,
acrónimos y abreviaturas.
3.1.1
material de aleación
Cualquier material metálico (incluyendo materiales de relleno de soldadura)
que contiene elementos de aleación, tales como cromo, níquel, o
molibdeno, que se añaden intencionadamente para mejorar las propiedades
mecánicas y físicas y / o corrosión
resistencia. Las aleaciones pueden ser ferroso o no ferroso basado.
NOTA
Aceros al carbono no se consideran aleaciones, para efectos de este código.
3.1.2
modificación
Un cambio físico en cualquier componente que tiene implicaciones de diseño
que afectan a la presión que contiene capacidad o
flexibilidad de un sistema de tuberías más allá del alcance de su diseño
original. Las siguientes no se consideran alteraciones:
reemplazos comparables o duplicados y la adición de los archivos adjuntos de
pequeño calibre que no requieren refuerzo
o apoyo adicional.
3.1.3
código aplicable
El código, la sección de código, u otra norma de ingeniería reconocidas y
generalmente aceptadas o práctica a la que el
sistema de tubería fue construida o que se considera por el propietario o
usuario o el ingeniero de la tubería sea más apropiado para el
situación, incluyendo pero no limitado a la última edición de ASME B31.3.
3.1.4
ASME B31.3
Una forma abreviada de ASME B31.3, Proceso de tuberías, publicado por la
Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos.
3.1.5
autorización
Está realizando Aprobación / acuerdo para llevar a cabo una actividad
específica (por ejemplo, la reparación) antes de la actividad.
3.1.6
organismo de control autorizado
Se define como cualquiera de los siguientes:
a) la organización de inspección de la jurisdicción en la que se utiliza el
sistema de tuberías,
b) la organización de inspección de una compañía de seguros que tiene
licencia o registrado para escribir un seguro para tuberías
sistemas,
c) un propietario o usuario de los sistemas de tuberías que mantiene una
organización de inspección para las actividades relativas sólo a su
equipo y no para sistemas de tuberías destinadas a la venta o reventa,
d) una organización independiente de inspección empleado o bajo contrato
con el propietario o usuario de los sistemas de tuberías que
se utilizan sólo por el propietario o usuario y no para la venta o reventa,
e) una organización independiente de inspección autorizado o reconocido por
la jurisdicción en la que el sistema de tuberías es
usada y empleada o contratada por el propietario o usuario.
3.1.7
inspector de tuberías autorizado
Un empleado de una agencia de control autorizado que esté calificado y
certificado para llevar a cabo las funciones especificadas en
API 570. Un ECM examinador no está obligado a ser un inspector de tuberías
autorizado. Siempre que se utilice el término inspector
en API 570, se refiere a un inspector de tuberías autorizado.
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3.1.8
tubería auxiliar
Instrumento y la tubería de la maquinaria, por lo general de pequeño calibre
tuberías de proceso secundario que puede ser aislado de primaria
sistemas de tuberías.Los ejemplos incluyen líneas de lavado, líneas de aceite
sello, líneas analizador, líneas de balance, líneas de gas tampón, los desagües
y
respiraderos.
3.1.9
lugares de monitoreo de condición
CMLs
Áreas designadas en los sistemas de tuberías donde se realizan exámenes
periódicos.
NOTA
Anteriormente, CMLs se conocen como "lugares de monitoreo espesor"
(TMLS). CMLs pueden contener uno o más
puntos de examen. CMLs puede ser un avión a través de una sección de la
tubería o una boquilla o una zona donde se encuentran CMLs en una tubería
circuito.
3.1.10
código de construcción
El código o norma a la que el sistema de tuberías se construyó originalmente
(es decir, ASME B31.3).
3.1.11
barrera contra la corrosión
La tolerancia de corrosión en el equipo de FRP típicamente compuesta de una
superficie interior y una capa interior que es
especifica si es necesario para proporcionar la mejor resistencia global a los
ataques químicos.
3.1.12
velocidad de corrosión
La tasa de pérdida de metal debido a la erosión, la erosión / corrosión o la
reacción química (s) con el medio ambiente, ya sea
interna y / o externa.
3.1.13
especialista en corrosión
Una persona aceptable para el propietario / usuario que tenga conocimientos y
experiencia en la química de procesos específicos,
mecanismos de degradación de la corrosión, la selección de materiales,
métodos de mitigación de la corrosión, control de la corrosión
técnicas, y su impacto en los sistemas de tuberías.
3.1.14
válvulas de retención críticos
Las válvulas de retención en los sistemas de tuberías que se han identificado
como vital para la seguridad del proceso.
NOTA
Válvulas de retención críticos son aquellos que necesitan para funcionar de
forma fiable con el fin de evitar la posibilidad de eventos peligrosos o
deben producir una pérdida de consecuencias importantes.
3.1.15
mecanismo de daño
Cualquier tipo de deterioro encontrado en la industria de proceso de refinación
y químicos que pueden dar lugar a defectos / defectos
que pueden afectar a la integridad de la tubería (por ejemplo, la corrosión,
agrietamiento, erosión, abolladuras, y otra mecánica, física o
impactos químicos). Ver API 571 para obtener una lista completa y
descripción de los mecanismos de daño.
3.1.16
deadlegs
Componentes de un sistema de tuberías que normalmente no tienen flujo
significativo. Algunos ejemplos incluyen ramas cegadas,
líneas con válvulas de bloqueo normalmente cerradas, líneas con un extremo
blanqueó, presurizados patas de apoyo ficticias, estancada
control de las tuberías de derivación de la válvula, tuberías de repuesto de la
bomba, bridas de nivel, entrada de la válvula de alivio y tuberías de colector
de salida, ajuste de la bomba
líneas de derivación, respiraderos de alto punto, puntos de muestra, desagües,
sangradores, y conexiones de instrumentos.
3.1.17
defecto
Una imperfección de un tipo o magnitud superior a los criterios aceptables.
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6
API 570
01.03.18
presión de diseño
La presión en la condición más severa de la presión interna o externa
coincidente y la temperatura (mínimo o
máximo) que se espera durante el servicio.
01.03.19
temperatura de diseño de un componente de sistema de tuberías
La temperatura a la que, bajo la presión coincidentes, el mayor espesor o más
alta calificación componente es
requerido. Es la misma que la temperatura de diseño definido en la ASME
B31.3 y otras secciones de código y está sujeta a
las mismas reglas relativas a subsidios para las variaciones de la presión o la
temperatura o ambos. Funciones de control de calidad
realizado por examinadores (o inspectores) tal como se definen en el presente
documento.
NOTA
Estas funciones serían típicamente aquellas acciones llevadas a cabo por
personal de END, soldadura o inspectores de revestimiento.
01.03.20
punto de inspección
punto de grabación
punto de medición
punto de prueba
Un área dentro de un CML definida por un círculo que tiene un diámetro no
mayor de 2 pulg. (50 mm) para un diámetro de la tubería no
inferior o igual a 10 pulg. (250 mm), o no mayor que 3 pulg. (75 mm) para las
líneas y los vasos más grandes. CMLs pueden contener múltiples
puntos de prueba.
NOTA
Punto de prueba es un término ya no se usa como prueba se refiere a ensayos
mecánicos o físicos (por ejemplo, ensayos de tracción o pruebas de presión).
01.03.21
exámenes
Funciones de control de calidad realizadas por los examinadores (por ejemplo
NDE).
01.03.22
examinador
Una persona que asiste al inspector mediante la realización específica ECM en
los componentes del sistema de tuberías, pero no evalúa
los resultados de los exámenes de acuerdo con API 570, a menos que
específicamente capacitado y autorizado para ello por
el propietario o usuario.
01.03.23
inspección externa
Una inspección visual realizada desde el exterior de un sistema de tuberías
para encontrar las condiciones que podrían afectar a la tubería
capacidad de los sistemas de los de mantener la integridad o condiciones de
presión que comprometen la integridad del revestimiento y aislamiento
que cubren, las estructuras de soporte y los archivos adjuntos (por ejemplo,
candeleros, soportes de tuberías, escaleras, plataformas, zapatos,
perchas, instrumento, y pequeñas derivaciones).
01.03.24
Evaluación de la aptitud por servicio
Una metodología cual defectos y otras alteraciones / daños contenida dentro
de los sistemas de tuberías son evaluados con el fin
para determinar la integridad estructural de la tubería para el servicio
continuo.
01.03.25
apropiado
Componente de tubería asocia generalmente con un cambio de dirección o el
diámetro. Bridas no se consideran accesorios.
01.03.26
materiales inflamables
Tal como se utiliza en este código, incluye líquidos, vapores y gases, que
apoyará la combustión. Consulte NFPA 704 para
orientación sobre la clasificación de los fluidos en 6.3.4.
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01.03.27
Especialista en FRP
Una persona aceptable para el propietario / usuario que tenga conocimientos y
experiencia en FRP sobre el proceso
químicos, los mecanismos de degradación, selección de materiales,
mecanismos de falla, los métodos de fabricación y su impacto
en los sistemas de tuberías.
01.03.28
la corrosión general
La corrosión que se distribuye más o menos uniformemente sobre la
superficie de la tubería, en lugar de ser localizada en
naturaleza.
01.03.29
punto de espera
Un punto en el proceso de reparación o alteración más allá del cual el trabajo
no podrá proceder hasta que la inspección requerida ha sido
realizado y documentado.
01.03.30
imperfecciones
Defectos u otras discontinuidades observadas durante la inspección que
pueden estar sujetos a criterios de aceptación durante una
ingeniería y análisis de inspección.
01.03.31
indicación
Una respuesta o evidencia resultante de la aplicación de una técnica de
evaluación no destructiva.
01.03.32
industria calificada onda de corte UT examinador
Una persona que posea una cualificación de ultrasonidos de onda de corte de
la API (por ejemplo API QUTE), o un equivalente
cualificación aprobado por el propietario-usuario.
NOTA
Reglas para la equivalencia se definen en la página web ICP API.
01.03.33
punto de inyección
Puntos de inyección son lugares donde los productos químicos o aditivos de
proceso se introduce en una corriente de proceso. Corrosión
inhibidores, neutralizadores, antiincrustantes proceso, desemulsionantes
desaladora, eliminadores de oxígeno, y lavados con agua cáusticos
con mayor frecuencia se reconocen como que requiere especial atención en el
diseño del punto de inyección. Aditivos de proceso,
productos químicos y el agua se inyectan en corrientes de proceso con el fin
de alcanzar los objetivos específicos del proceso.
NOTA
Puntos de inyección no incluyen los lugares donde dos corrientes de proceso
se unen (puntos de mezcla).
Ejemplo agentes de cloración en reformadores, la inyección de agua en los
sistemas generales, inyección de polisulfuro en catalítica
craqueo de gas húmedo, las inyecciones antiespumantes, inhibidores, y
neutralizadores.
01.03.34
en servicio
Los sistemas de tuberías colocadas en funcionamiento (instalado).
NOTA 1 No incluye los sistemas de tuberías que aún están en construcción o
en el transporte al sitio antes de ser puesto en servicio
o sistemas de tuberías que se han jubilado.
NOTA 2 sistemas de tuberías que no están actualmente en operación debido a
una interrupción del proceso, plazos de entrega, u otro mantenimiento
actividad todavía se consideran Instalado repuesto tuberías también se
considera en el servicio "en el servicio.";mientras que las tuberías de recambio
que no es
instalado no se considera en el servicio.
01.03.35
en el servicio de inspección
Todas las actividades de inspección asociados con la tubería después de haber
sido colocado inicialmente en el servicio, pero antes de que se ha retirado.
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8
API 570
01.03.36
inspección
La evaluación externa, interna o en funcionamiento (o cualquier combinación
de los tres) de la condición de tubería realizada por la
inspector autorizado o su designado / a.
NOTA
ECM puede ser realizada por los examinadores a discreción del inspector de
tuberías autorizado y se convierten en parte de la
proceso de inspección, pero el inspector de tuberías autorizado deberá revisar
y aprobar los resultados.
01.03.37
código de la inspección
Acortado el título de este código (API 570).
1.3.38
plan de inspección
Un plan documentado para detallar el alcance, los métodos y el calendario de
las actividades de inspección de los sistemas de tuberías, que
puede incluir recomendada reparación y / o mantenimiento.
01.03.39
inspector
Un inspector de tuberías autorizado.
01.03.40
envolvente operativo integridad
integridad ventana de operación
Límites establecidos para las variables de proceso que pueden afectar a la
integridad del sistema de tuberías si la operación de proceso de
se desvía de los límites establecidos para una cantidad predeterminada de
tiempo.
01.03.41
inspección interna
Una inspección realizada del interior de un sistema de tuberías utilizando
técnicas visuales y / o ECM.
01.03.42
jurisdicción
A la administración del gobierno legalmente constituido que podrá adoptar
normas relativas a los sistemas de tuberías.
01.03.43
brida nivel
Una tubería de vidrio indicador de nivel de ensamblaje unido a un recipiente.
01.03.44
corrosión localizada
Deterioro, por ejemplo, la corrosión que se limita a un área limitada de la
superficie metálica.
01.03.45
bloqueo y etiquetado
Un procedimiento de seguridad utilizado para asegurar que la tubería está
debidamente aislado y no puede ser activado o poner de nuevo en servicio
antes
a la realización de la inspección, mantenimiento o reparación.
01.03.46
reparaciones mayores
Soldadura reparaciones que implican la retirada y sustitución de grandes
sectores de los sistemas de tuberías.
01.03.47
gestión del cambio
MOC
Un sistema de gestión documentado para la revisión y aprobación de los
cambios en el proceso o los sistemas de tuberías antes de la
implementación del cambio.
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01.03.48
programa de verificación de material
Un procedimiento de aseguramiento de calidad documentado utilizado para
evaluar materiales de aleación metálica (incluyendo soldaduras y
archivos adjuntos cuando se especifique) para verificar la conformidad con el
material de aleación seleccionada o especificada designada por el
propietario / usuario.
NOTA
Este programa puede incluir una descripción de los métodos de ensayo de
materiales de aleación, componente físico marcado y programa
mantenimiento de registros.
01.03.49
la presión máxima de trabajo permitida
PSMA
La presión interna máxima permitida en el sistema de tuberías para el
funcionamiento continuado a la condición más grave de
coincidente presión interna o externa y la temperatura (mínimo o máximo)
que se espera durante el servicio. Es el
misma que la presión de diseño, como se define en ASME B31.3 y otras
secciones de código, y está sujeto a las mismas reglas
relativa a las asignaciones de las variaciones de presión o temperatura, o
ambos.
01.03.50
diseño mínima temperatura del metal
MDMT
La temperatura más baja a la que una carga de presión significativa (por
ejemplo, carga de funcionamiento, cargas de puesta en marcha, cargas
transitorias, etc.),
se puede aplicar a los sistemas de tuberías como se define en el código de
construcción aplicable.
B31.3 Ejemplo ASME, edición octava, párrafo 323,2 "Limitaciones de
temperatura."
01.03.51
espesor mínimo requerido
El espesor sin sobreespesor de corrosión para cada componente de un sistema
de tuberías basado en el diseño apropiado
cálculos de código y código de tensión admisible que consideran la presión,
mecánica y cargas estructurales.
NOTA
Alternativamente, espesor requerido puede ser reevaluado usando aptitud para
el servicio de análisis de acuerdo con API 579-1 /
ASME FFS-1.
01.03.52
mezclar puntos
Proceso de puntos de mezcla son puntos de unión de las corrientes de proceso
de diferente composición y / o la temperatura donde
atención adicional diseño, límites de operación y / o supervisión de procesos
se utilizan para evitar problemas de corrosión. No
todos los puntos de mezcla proceso son problemáticos, sin embargo, necesitan
ser identificados y evaluados para su posible degradación
mecanismos.
01.03.53
no conformidad
Un elemento que no está de acuerdo con los códigos específicos, normas u
otros requisitos.
01.03.54
límite nonpressure
Componentes y archivos adjuntos de, o la porción de la tubería que no
contiene la presión del proceso.
Ejemplo clips, zapatos, repads, soportes, placas de desgaste, nonstiffening
anillos de soporte de aislamiento, etc.
01.03.55
fuera de las instalaciones de tuberías
Los sistemas de tuberías no incluidos dentro de los límites de límites de
parcela de una unidad de proceso, como por ejemplo, una de hidrocraqueo, un
copolímero de etileno
galleta o una unidad de crudo.
Ejemplo tanque tuberías granja y otras tuberías consecuencia menor fuera de
los límites de la unidad de proceso.
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API 570
01.03.56
en el lugar de la tubería
Los sistemas de tuberías incluyen dentro de los límites de la trama de las
unidades de proceso, tales como, un hidrocraqueador, un cracker de etileno, o
una
unidad de crudo.
01.03.57
en funcionamiento
Una condición en la que en servicio los sistemas de tuberías no se han
preparado para una inspección interna.
NOTA
Los sistemas de tuberías que se encuentran en funcionamiento también puede
estar vacío o todavía pueden tener fluidos de proceso residuales en ellos y no
ser
Actualmente forma parte del sistema de proceso.
01.03.58
en funcionamiento inspección
Una inspección realizada desde el exterior de los sistemas de tuberías mientras
están en funcionamiento utilizando procedimientos de END a
establecer la idoneidad de la barrera de presión para la operación continua.
1.3.59
inspección vencida
Inspecciones de tuberías para el equipo en el servicio que no se han realizado
por parte de sus fechas de vencimiento documentadas en el
programa de inspección / plan.
01.03.60
tuberías sobre el agua
Tubería situado donde las fugas (líquido o sólido) se traduciría en descarga en
arroyos, ríos, bahías, etc., lo que resulta en un
potencial incidente ambiental.
1.3.61
propietario / usuario
Un propietario o usuario de los sistemas de tuberías que ejerce el control sobre
la operación, ingeniería, inspección, reparación,
alteración, pruebas de presión, y la calificación de la tubería.
1.3.62
propietario / inspector de usuario
Un inspector autorizado empleado por un propietario / usuario que ha
calificado mediante un examen escrito bajo las disposiciones de la
Sección 4 y en el Anexo A.
1.3.63
pipa
Un cilindro estanco a la presión utilizado para transmitir un fluido o para
transmitir una presión de fluido y que se designa normalmente "pipe"
en las especificaciones de materiales aplicables.
NOTA
Materiales designados como "tubo" o "tubo" en las especificaciones son
tratados como tubería en este código cuando se destine a
servicio de presión.
1.3.64
tuberías piperack
Tuberías de proceso que se apoya en los candeleros o durmientes consecutivos
(incluyendo bastidores puente y extensiones).
1.3.65
circuito de tuberías
Una sección de la tubería que está expuesta a un medio ambiente proceso de
corrosividad similar o espera mecanismos de daño
y es de las condiciones de diseño similares y material de construcción.
NOTA 1 unidades de proceso complejas o sistemas de tubería se divide en
circuitos de tuberías para gestionar las inspecciones necesarias,
cálculos y registros.
NOTA 2 Al establecer los límites de un circuito de tuberías de concreto, el
inspector también puede dimensionar para proporcionar una práctica
paquete de mantenimiento de registros y la inspección de campo rendimiento.
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1.3.66
ingeniero de la tubería
Una o más personas u organizaciones que sean aceptables para el propietario o
usuario que están bien informados y con experiencia en
las disciplinas de ingeniería asociados a la evaluación de las características
mecánicas y materiales que afectan a la integridad
y fiabilidad de los componentes y sistemas de tuberías. El ingeniero de la
tubería, mediante la consulta con los especialistas adecuados,
debe considerarse como un compuesto de todas las entidades necesarias para
abordar adecuadamente un requisito técnico.
1.3.67
sistema de tuberias
Se utiliza un montaje de circuitos de tuberías interconectadas que están sujetos
al mismo conjunto o conjuntos de condiciones de diseño y
transmitir, distribuir, mezclar, separar, descarga, metro, control o desaire
flujos de fluidos.
NOTA
Los sistemas de tuberías también incluyen elementos de tubería de apoyo,
pero no incluyen las estructuras de apoyo, tales como marcos estructurales
y fundaciones.
1.3.68
Identificación Positiva de Materiales
PMI
Cualquier evaluación física o examen de un material para confirmar que el
material, que ha sido o va a ser colocado en servicio,
es consistente con el material de aleación seleccionado o especificado
designado por el propietario / usuario.
NOTA
Estas evaluaciones o pruebas pueden proporcionar información cualitativa o
cuantitativa que es suficiente para verificar la aleación nominal
composición.
1.3.69
posterior a la soldadura de tratamiento térmico
PWHT
El tratamiento que consiste en el calentamiento de una pieza soldada toda o
una pieza de tubería fabricada a una temperatura elevada después de
finalización de la soldadura con el fin de aliviar los efectos perjudiciales de
calor de soldadura, tales como reducir las tensiones residuales,
reducir la dureza, y / o ligeramente modificar propiedades Ver ASME B31.3
párrafo 331.
1.3.70
barrera de presión
La parte de la tubería que contiene los elementos de tubería de retención de
presión unidas o ensambladas en presión apretado
sistemas que contiene fluido. Componentes barrera de presión incluyen
tuberías, tubos, conexiones, bridas, juntas, las gasas,
válvulas y otros dispositivos tales como juntas de dilatación y las
articulaciones flexibles.
NOTA
También vea definición de límite nonpressure.
1.3.71
espesor de diseño de presión
Espesor de pared de tubo mínimo permitido necesario para mantener la
presión de diseño a la temperatura de diseño.
NOTA 1 Presión espesor de diseño se determina mediante la fórmula de
código de clasificación, incluyendo el espesor de refuerzo necesario.
NOTA 2 Presión espesor de diseño no incluye el grosor de las cargas
estructurales, tolerancia de corrosión, o tolerancias de molino.
1.3.72
tuberías de proceso primario
Tuberías de proceso en servicio normal, activo que no se puede valvulado
apagado o, si se valvulado fuera, afectaría significativamente unidad
operabilidad. Tuberías de proceso primaria incluye normalmente más tuberías
de proceso mayor que NPS 2, y por lo general no lo hace
incluir pequeño orificio o tuberías de proceso auxiliar (véase también tuberías
de proceso secundario).
1.3.73
procedimientos
Un documento que especifica o describe cómo una actividad se va a realizar
en un sistema de tuberías.
NOTA
Un procedimiento puede incluir métodos que se emplearán, equipos o
materiales que se utilizarán, las cualificaciones del personal
involucrados, y la secuencia de trabajo.
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API 570
1.3.74
tuberías de proceso
Hidrocarburos o química tubería situada en, o asociado con una instalación de
refinería o de fabricación. Tuberías de proceso
incluye piperack, patio de tanques y tuberías de unidad de proceso, pero
excluye las tuberías de servicios públicos.
1.3.75
Seguro de calidad
Todas las acciones planificadas, sistemáticas y preventivas necesarias para
determinar si los materiales, equipos o servicios se reunirán
especifica los requisitos para que la tubería llevará a cabo de manera
satisfactoria en el servicio.
NOTA
El contenido de un manual de inspección de garantía de calidad para sistemas
de tuberías se describen en 4.3.1.1.
01.03.76
control de calidad
Esas actividades físicas que se realizan para comprobar la conformidad con
las especificaciones de acuerdo con la calidad
plan de aseguramiento.
1.3.77
renovación
Actividad que descarta un componente existente, ajustada, o una parte de un
circuito de tuberías y lo reemplaza con nuevo o existente
materiales de piezas de los mismos o mejores cualidades como los
componentes de tuberías originales.
1.3.78
reparación
El trabajo necesario para restaurar un sistema de tuberías a una condición
adecuada para un funcionamiento seguro en las condiciones de diseño. Si
ninguno de los cambios de restauración dan lugar a un cambio de temperatura
o presión de diseño, los requisitos para la re-calificación
También será satisfecho. Cualquier soldadura, corte, o la operación de
molienda en un componente de la tubería que contiene la presión no
considera específicamente una alteración se considera una reparación.
1.3.79
organización de reparación
Cualquiera de los siguientes:
a) un propietario o usuario de los sistemas de tuberías que repara o altera su
propio equipo de acuerdo con API 570,
b) un contratista cuyas calificaciones son aceptables para el propietario o
usuario de los sistemas de tuberías y quién hace las reparaciones o
alteraciones de acuerdo con API 570,
c) que esté autorizado por, aceptable, o que no esté prohibido por la
jurisdicción y que hace reparaciones en
acuerdo con API 570.
1.3.80
clasificación
Los cálculos para establecer presiones y temperaturas apropiadas para un
sistema de tuberías, incluyendo la presión de diseño /
temperatura, PSMA, mínimos estructurales, espesores requeridos, etc.
1.3.81
recalificación
Un cambio en la temperatura de diseño, la presión de diseño o la PSMA de un
sistema de tuberías (a veces llamado valoraciones). LA
recalificación puede consistir en un aumento, una disminución, o una
combinación de ambos. Reducción de potencia por debajo de las condiciones
originales de diseño es
un medio para proporcionar una mayor tolerancia de corrosión.
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1.3.82
inspección basado en el riesgo
RBI
Un proceso de evaluación de riesgos y la gestión de riesgos que se centra en la
planificación de la inspección de los sistemas de tuberías para la pérdida de
contención en las instalaciones de procesamiento, que considera tanto la
probabilidad de fallo y consecuencia de un fallo debido a
deterioro del material.
1.3.83
escaneo
Técnica de inspección utiliza para encontrar la medición del espesor más
delgado en un CML. Ver orientación contenida en API 574.
1.3.84
bonder secundaria
Un individuo que se une y superposiciones curados subconjuntos de tuberías
de PRFV.
1.3.85
tuberías de proceso secundario
Tuberías de proceso, a menudo SBP aguas abajo de las válvulas de bloqueo
que se puede cerrar sin afectar significativamente el proceso de
unidad de operabilidad.
01.03.86
tuberías de pequeño calibre
PAS
Piping que es menor que o igual a 2 NPS.
1.3.87
-suelo-aire interfaz
S / A
Un área en la que se puede producir corrosión externa en tuberías
parcialmente enterrado.
NOTA
La zona de la corrosión puede variar dependiendo de factores tales como la
humedad, contenido de oxígeno del suelo, y operativo
la temperatura. La zona se considera generalmente para ser de 12 pulg. (305
mm) por debajo de 6 pulg. (150 mm) por encima de la superficie del
suelo.Pipe
corre paralela con la superficie del suelo que contacta con el suelo está
incluido.
1.3.88
carrete
Una sección de la tubería comprendida por bridas u otros accesorios de
conexión, tales como los sindicatos.
1.3.89
espesor mínimo estructural
Espesor mínimo sin tolerancia de corrosión, en base a las cargas estructurales
y otros.
1.3.90
reparaciones temporales
Las reparaciones realizadas a los sistemas de tuberías con el fin de restaurar la
integridad suficiente para continuar la operación segura hasta permanente
reparaciones pueden programarse y realizarse en un plazo aceptable para el
inspector o tuberías ingeniero de tiempo.
01.03.91
tuberías patio de tanques
Tuberías de proceso dentro de los diques de tanques o directamente asociado
con un patio de tanques.
3.2 Siglas
LMC
ubicación de monitoreo de condición
CUI
la corrosión bajo aislamiento, incluyendo corrosión bajo tensión bajo
aislamiento
FRP
de plástico de fibra de vidrio reforzada
LT
a largo plazo
MOC
gestión del cambio
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API 570
PSMA
la presión máxima de trabajo permitida
MDR
informes de datos del fabricante
Montana
técnica de partículas magnéticas
MTR
informe de la prueba material de
ECM
examen no destructivo
NPS
tamaño nominal de la tubería (seguido, en su caso, por el número específico
de designación de tamaño sin un
símbolo pulgadas)
PQR
registro cualificación procedimiento
PT
técnica de líquido penetrante
PWHT
Publicación de soldadura de tratamiento térmico
RBI
inspección basado en el riesgo
RT
examen radiográfico (método) o la radiografía
RTP
plástico termoestable reforzada
PAS
tuberías de pequeño calibre
ST
Corto plazo
SMYS
límite elástico mínimo especificado
Utah
examen ultrasónico (método)
WPS
especificación del procedimiento de soldadura
4 Propietario / Usuario Organización Inspección
4.1 Generalidades
Un propietario / usuario de los sistemas de tuberías ejercerá el control de la
inspección del sistema de tuberías programa, la inspección
frecuencias, y mantenimiento y es responsable de la función de un organismo
de control autorizado, de conformidad
con lo dispuesto en el API 570. El / organización de inspección de usuario
propietario también deberá controlar las actividades relacionadas con la
calificación, reparación y alteración de sus sistemas de tuberías.
Integridad operativo sobres (ventanas) debe ser establecido para los
parámetros del proceso (tanto física y química)
que podrían afectar la integridad del equipo, si no se controla
adecuadamente. Ejemplos de los parámetros de proceso incluyen
temperaturas, presiones, velocidades de fluido, pH, caudales, las tasas de
químicos o de inyección de agua, los niveles de corrosión
mandantes, la composición química, etc. parámetros de proceso clave para
sobres que operan integridad deben ser
identificar e implementar, límites superior e inferior establecidos, según sea
necesario, y las desviaciones de estos límites deben ser
señalado a la atención del personal de inspección / ingeniería. Especial
atención a la integridad de monitoreo operativo
sobres también deben ser proporcionados durante la creación de empresas,
paros y alteraciones en el proceso significativos.
4.2 Tuberías Autorizado Inspector Calificación y Certificación
Inspectores de tuberías autorizados deberán tener la formación y la
experiencia de conformidad con el anexo A de esta inspección
código. Inspectores de tuberías autorizados serán certificados de conformidad
con las disposiciones del Anexo A. Siempre que el término
inspector se utiliza en este código, se refiere a un inspector de tuberías
autorizado.
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4.3 Responsabilidades
4.3.1 Organización propietario / usuario
4.3.1.1 Sistemas y Procedimientos
Una organización propietario / usuario es responsable de desarrollar,
documentar, implementar, ejecutar y evaluar
sistemas de inspección de tuberías y procedimientos de inspección que se
adapte a los requisitos de este código de inspección. Estas
sistemas y procedimientos estarán contenidos en un sistema de gestión de la
inspección de control de calidad / reparación y deberá
incluir:
a) organización y estructura para el personal de inspección de informes;
b) la documentación y el mantenimiento de inspección y control de calidad los
procedimientos;
c) la documentación y la presentación de informes de inspección y resultados
de pruebas;
d) desarrollo y documentación de los planes de inspección;
e) desarrollar y documentar las evaluaciones basadas en el riesgo;
f) desarrollar y documentar los intervalos de inspección apropiados;
g) la acción correctiva para inspección y prueba de los resultados;
h) la auditoría interna para el cumplimiento del manual de inspección de
control de calidad;
i) la revisión y aprobación de planos, cálculos de diseño y especificaciones
para reparaciones, alteraciones y reratings;
j) asegurar que todos los requisitos jurisdiccionales para la inspección de
tuberías, reparaciones, alteraciones y recalificación son continuamente
reunió;
k) informar al inspector de tuberías autorizado ningún cambio de proceso que
podría afectar a la integridad de las tuberías;
l) requisitos de capacitación para el personal de inspección en relación con
herramientas de inspección, técnicas y conocimientos técnicos
base;
m) controles necesarios para que sólo los soldadores y procedimientos
calificados se utilizan para todas las reparaciones y alteraciones;
n) controla necesario para que se utilizan personal y procedimientos sólo
calificados NDE;
o) controla necesario para que se utilizan sólo materiales que se ajusten a la
sección correspondiente del Código ASME para
reparaciones y alteraciones;
p) controla necesario para que toda medida de inspección y equipos de prueba
se mantengan adecuadamente y
calibrada;
q) controla necesario para que el trabajo de inspección o reparación contrato
organizaciones cumplen la misma inspección
requisitos que la organización propietario / usuario;
r) los requisitos de auditoría interna para el sistema de control de calidad para
los dispositivos de alivio de presión.
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API 570
4.3.1.2 MOC
El propietario / usuario también es responsable de la implementación de un
proceso de MOC eficaz que revisar y cambios de control
al proceso y al hardware. Un proceso de MOC eficaz es vital para el éxito de
cualquier integridad de tuberías
programa de gestión con el fin de que el grupo de inspección será capaz de
anticipar los cambios en la corrosión u otro
las variables de deterioro y alteran el plan de inspección para dar cuenta de
esos cambios. El proceso de MOC incluirá la
materiales apropiados / experiencia de la corrosión y la experiencia con el fin
de pronosticar con eficacia los cambios que podrían afectar
la integridad de tuberías. El grupo de inspección debe estar involucrado en el
proceso de aprobación de los cambios que puedan afectar a las tuberías
integridad. Los cambios en el hardware y el proceso se incluirán en el proceso
de MOC para asegurar su efectividad.
4.3.2 Las tuberías Ingeniero
El ingeniero de la tubería es responsable al propietario / usuario de las
actividades relacionadas con el diseño, revisión de ingeniería, calificación,
análisis o evaluación de los sistemas de tuberías cubiertas por API 570.
Organización 4.3.3 Reparación
Todas las reparaciones y modificaciones se llevarán a cabo por una
organización de reparación. La organización de reparación será responsable
ante
el propietario / usuario y proporcionarán los materiales, equipos, control de
calidad, y mano de obra necesaria para mantener
y reparar los sistemas de tuberías de acuerdo con los requisitos de API 570.
4.3.4 Tubería Inspector Autorizado
Cuando se llevan a cabo inspecciones, reparaciones o alteraciones en los
sistemas de tuberías, un inspector de tuberías autorizado deberá
responsable ante el propietario / usuario para determinar que los requisitos de
API 570 sobre la inspección, el examen, la calidad
seguridad y pruebas de que se cumplan. El inspector deberá participar
directamente en las actividades de inspección, en la mayoría de los casos
requerirá actividades de campo para asegurar que se siguen los
procedimientos. El inspector es también responsable de la ampliación de la
alcance de la inspección (con una consulta adecuada con ingenieros /
especialistas), cuando estén justificadas en función de la
resultados de la inspección. Cuando se descubrieron las no conformidades, el
inspector es responsable de notificar al
propietario-usuario de una manera oportuna y haciendo reparaciones u otras
recomendaciones de mitigación apropiadas.
El inspector de tuberías autorizado podrá ser asistido en las inspecciones
visuales rendimiento por otras debidamente capacitado y
individuos cualificados, que pueden o no ser certificados inspectores de
tuberías (por ejemplo, los examinadores y personal de operación).
El personal que realiza las ECM deberán reunir los requisitos señalados en
4.3.5, pero no necesitan ser autorizada tuberías
inspectores. Sin embargo, todos los resultados de los exámenes serán
evaluados y aceptados por el inspector de tuberías autorizado.
4.3.5 Los examinadores
4.3.5.1 El examinador deberá realizar el ECM de acuerdo con los requisitos
del trabajo.
4.3.5.2 El examinador no está obligado a obtener la certificación de
conformidad con el Anexo A y no tiene por qué ser un
empleado del propietario / usuario. El examinador deberá estar capacitado y
competente en los procedimientos de END se utiliza y
puede ser requerido por el propietario / usuario para demostrar la competencia
mediante la celebración de certificaciones en esos procedimientos.Ejemplos
de
otras certificaciones que pueden ser necesarios incluyen ASNT SNT-TC-1A
[1]
, ASNT CP-189
[2]
Y AWS QC1
[3]
.
4.3.5.3 El empleador de El examinador deberá mantener registros de
certificación de los examinadores empleadas, incluidas las fechas
y los resultados de las calificaciones del personal. Estos registros estarán a
disposición del inspector.
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4.3.6 Otro Personal
Funcionamiento, mantenimiento, ingeniería u otro personal que tienen
conocimiento o pericia especial en relación con
sistemas de tuberías particulares serán responsables de la notificación
oportuna al inspector o un ingeniero de cuestiones que pueden
afectar a la integridad de las tuberías tales como las siguientes:
a) cualquier acción que requiere MOC;
b) las operaciones fuera de los sobres que operan integridad definida;
c) los cambios en la fuente de materia prima y otros fluidos de proceso;
d) fallas de tuberías, acciones de reparación realizados e informes de análisis
de fallas;
e) los métodos de limpieza y descontaminación otros procedimientos de
mantenimiento utilizados o que puedan afectar a las tuberías y
la integridad del equipo;
f) los informes de las experiencias que otras plantas han tenido con tuberías
servicio similar y fallas en los equipos asociados;
g) las condiciones inusuales que se pueden desarrollar (por ejemplo, ruidos,
fugas, vibraciones, etc.).
5 de inspección, Prácticas de examen y pruebas de presión
5.1 Planes de Inspección
5.1.1 Desarrollo de un Plan de Inspección
5.1.1.1 Se establecerá un plan de inspección para todos los sistemas de
tuberías en el ámbito de este código. La inspección
plan será desarrollado por el inspector y / o ingeniero. Un especialista de la
corrosión debe ser consultado cuando sea necesario para
aclarar los mecanismos de daños potenciales y los lugares específicos donde
puede ocurrir la degradación. Un especialista de la corrosión
debe ser consultado cuando se desarrolla el plan de inspección de los sistemas
de tuberías que operan a temperaturas elevadas
[por encima de 750 ° F (400 ° C)] y la tubería sistemas que operan por debajo
de la temperatura de transición de dúctil a frágil.
5.1.1.2 El plan de inspección se desarrolló a partir del análisis de varias
fuentes de datos. Los sistemas de tuberías serán
evaluadas en base a los tipos actuales o posibles de mecanismos de daño. Los
métodos y el alcance de ECM serán
evaluado para asegurar que puedan identificar adecuadamente el mecanismo
de daño y la gravedad del daño. Exámenes
será programada a intervalos que consideran el:
a) el tipo de daño,
b) la tasa de progresión del daño,
c) la tolerancia del equipo para el tipo de daño,
d) la capacidad del método de ECM para identificar el daño,
e) intervalos máximos definidos en los códigos y normas, y
f) el alcance de su examen.
Además, se recomienda el uso de RBI (ver 5.2) en el desarrollo de los planes
de inspección requeridos, y revisar
historial de operaciones recientes y registros MOC que puedan afectar a los
planes de inspección.
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API 570
5.1.1.3 El plan de inspección debe ser desarrollado utilizando las fuentes más
apropiadas de información, incluidos los
las referencias que figuran en la Sección 2. Los planes de inspección deberán
ser revisados y modificados según sea necesario cuando las variables que
pueden
se identifican mecanismos de daño de impacto y / o las tasas de deterioro. Ver
API 574 para obtener más información sobre la
desarrollo de planes de inspección.
5.1.2 Contenido Mínimo de un Plan de Inspección
El plan de inspección deberá contener las tareas de inspección y el calendario
necesario para controlar el daño identificado
mecanismos y aseguran la integridad de presión de los sistemas de tuberías. El
plan debe:
a) definir el tipo (s) de la inspección es necesario, por ejemplo, interna,
externa, en funcionamiento (no intrusiva);
b) identificar la próxima fecha de inspección para cada tipo de inspección;
c) describir los métodos de inspección y las técnicas de END;
d) describir la extensión y la ubicación de la inspección y el ECM en CMLs;
e) describir los requisitos de limpieza de superficies necesarias para la
inspección y exámenes para cada tipo de inspección;
f) describen los requisitos de cualquier prueba de presión necesaria (por
ejemplo, tipo de prueba, prueba de presión, temperatura de ensayo, y
duración); y
g) Describir las reparaciones necesarias si se conoce o previamente
planificada antes de la próxima inspección.
Planes de inspección genéricos basados en los estándares y prácticas de la
industria se pueden utilizar como punto de partida en el desarrollo de
planes de inspección específicos. El plan de inspección puede o no puede
existir en un solo documento, sin embargo el contenido de la
plan debe ser fácilmente accesible desde los sistemas de datos de inspección.
5.1.3 Contenido adicional de un Plan de Inspección
Los planes de inspección también pueden contener otros detalles para ayudar
en la comprensión de los fundamentos del plan y en la ejecución de
el plan. Algunos de estos detalles pueden incluir:
a) la descripción de los tipos de daño esperado o con experiencia en los
sistemas de tuberías;
b) la definición de la localización del daño esperado;
c) la definición de cualquier acceso especial, y la preparación necesaria.
5.2 RBI
RBI se puede utilizar para determinar los intervalos de inspección y el tipo y
extensión de los futuros de inspección / exámenes.
Cuando el propietario / usuario decide realizar una evaluación RBI que deberá
incluir una evaluación sistemática tanto de la
probabilidad y la consecuencia asociada de fallo, de acuerdo con API 580.
API 581
[4]
detalles una impulsada
metodología que tiene todos los elementos clave definidos en API 580.
Identificar y evaluar los mecanismos de daño potencial, la condición del
equipo actual y la eficacia de la
inspecciones últimos son pasos importantes en la evaluación de la
probabilidad de fallo de tuberías. La identificación y la evaluación de la
fluido de proceso (s), posibles lesiones, daños ambientales, daños al equipo y
tiempo muerto del equipo son
pasos importantes en la evaluación de las consecuencias de la falta de
tuberías. La identificación de los sobres de integridad para operar clave
variables de proceso es un complemento importante de RBI (ver 4.1).
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Evaluación 5.2.1 Probabilidad
La evaluación de la probabilidad se hará de acuerdo con API 580 y se basará
en todas las formas de daño que pudiera
razonablemente esperar que afectar a los equipos en cualquier servicio en
particular. Ejemplos de esos mecanismos de daño son
se muestra en la Tabla 1. Además, la eficacia de las prácticas de inspección,
las herramientas y las técnicas utilizadas para la búsqueda de la
se evaluarán los posibles mecanismos de daño.
Otros factores que deben ser considerados en una evaluación de la
probabilidad son:
a) la idoneidad de los materiales de construcción;
b) las condiciones de diseño de equipos, en relación con las condiciones de
funcionamiento;
c) adecuación de los códigos de diseño y estándares utilizados;
d) la eficacia de los programas de monitoreo de la corrosión;
e) la calidad de los programas de mantenimiento y de control de garantía de
calidad / calidad de la inspección;
f) los requisitos tanto de la retención de presión y estructurales;
g) Las condiciones de funcionamiento tanto en el pasado y previstas.
Tubería de datos de falla será información importante para esta evaluación al
realizar una evaluación de la probabilidad.
Evaluación 5.2.2 Consecuencia
La consecuencia de una liberación depende del tipo y la cantidad de fluido de
proceso contenido en el equipo. los
evaluación de las consecuencias debe estar de acuerdo con API 580 y tendrá
en cuenta los incidentes potenciales que pueden
ocurrir como resultado de la liberación de fluido, el tamaño de una posible
liberación, y el tipo de un comunicado de potencial (incluye
explosión, incendio, o exposición a tóxicos.) La evaluación también debe
determinar los posibles resultados que pueden ocurrir como
resultado de la liberación de fluido o daños en el equipo, que pueden incluir:
efectos sobre la salud, el impacto ambiental, adicional
daños en el equipo, y el tiempo de inactividad del proceso o desaceleración.
5.2.3 Documentación
Es esencial que todas las evaluaciones RBI ser bien documentados de acuerdo
con API 580 definiendo claramente toda la
factores que contribuyen tanto a la probabilidad y la consecuencia de un fallo
del equipo.
Después se llevó a cabo una evaluación de RBI, los resultados pueden ser
utilizados para establecer el plan de inspección de equipos y mejor
definir lo siguiente:
a) la inspección más apropiada y NDE métodos, herramientas y técnicas;
b) el alcance de ECM (por ejemplo, el porcentaje de equipos para examinar);
c) el intervalo para las inspecciones internas (en su caso), externos, y sobre-
corriente;
d) la necesidad de pruebas de presión después de haberse producido el daño o
después de las reparaciones / alteraciones se han completado;
e) la prevención y las medidas de mitigación para reducir la probabilidad y
consecuencia de fallas en los equipos. (por ejemplo, reparaciones,
cambios en el proceso, inhibidores, etc.).
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API 570
5.2.4 Frecuencia de RBI Evaluaciones
Cuando se utilizan las evaluaciones RBI para establecer intervalos de
inspección de equipos, la evaluación se actualizará después de cada
Inspección de los equipos como se define en la API de evaluación 580. El RBI
también se actualizará cada proceso de tiempo o
cambios de hardware se hacen o después de que ocurra cualquier evento que
podría afectar significativamente las tasas de daños o daños
mecanismos. Los intervalos máximos entre las evaluaciones RBI se describen
en 6.3.2, Tabla 2.
5.3 Preparación para la Inspección
5.3.1 Generalidades
Las medidas de seguridad se incluirán en la preparación de sistemas de
tuberías para las actividades de inspección y mantenimiento de
eliminar la exposición a fluidos peligrosos, fuentes de energía, y los riesgos
físicos. Reglamentos [por ejemplo, los administrados
por la Administración de Seguridad y Salud Ocupacional de Estados Unidos
(OSHA)] gobernar muchos aspectos de los sistemas de tuberías
inspección y se seguirá en su caso. Además, los procedimientos de seguridad
del propietario / usuario se revisarán
y seguido. Ver API 574 para más información sobre los aspectos de seguridad
de inspección de tuberías.
Procedimientos para la segregación de los sistemas de tuberías, instalación de
persianas (espacios), y prueba de estanqueidad deben ser una parte integral
de las prácticas de seguridad para conexiones de brida. Se tomarán las
precauciones de seguridad apropiadas antes de cualquier sistema de tuberías
es
abren y antes de realizar algunos tipos de inspección externa. En general, la
sección de la tubería que se abre
debe ser aislado de todas las fuentes de nocivos líquidos, gases o vapores y
purgado para eliminar todo el aceite y tóxicos o
gases y vapores inflamables.
5.3.2 Inspección Preparación Equipo
Todas las herramientas, equipo y equipo de protección personal usado durante
las tuberías de trabajo (es decir, la inspección, ECM, presión
pruebas, reparaciones y reformas) deben ser revisados por los daños y / o
operatividad antes de su uso. Equipos ECM y
el equipo de la organización de reparación están sujetos a los requisitos de
seguridad del propietario / usuario de los equipos eléctricos.
Otros equipos que podrían ser necesarios para el acceso al sistema de tuberías,
tales como tablones, andamios, y portátil
escaleras, se debe comprobar la adecuación y seguridad antes de ser
utilizados.
Durante la preparación de sistemas de tuberías para la inspección, equipo de
protección personal debe ser usado cuando sea necesario
ya sea por los reglamentos, el propietario / usuario, o la organización de
reparación.
5.3.3 Comunicación
Antes de iniciar cualquier actividad de inspección y mantenimiento del
sistema de tuberías (ECM, pruebas de presión, reparación o alteración)
el personal debe obtener el permiso del personal operativo responsable de la
tubería para trabajar en las proximidades.
Cuando las personas se encuentran dentro de los sistemas de tuberías de gran
tamaño, todas las personas que trabajan alrededor del equipo deben ser
informados de que
la gente está trabajando dentro de la tubería. Las personas que trabajan en el
interior de la tubería deben ser informados cuando cualquier trabajo va
que hacer en el exterior de la tubería.
5.3.4 Entrada de tuberías
Antes de entrar en la tubería grande, el sistema de tuberías deberá estar aislado
de todas las fuentes de líquidos, gases, vapores, radiación,
electricidad, mecánica y otras fuentes de energía. El sistema de tuberías se
debe drenar, purgar, limpiar,
ventilado, gas probado y bloqueado / etiquetado antes de su inscripción.
Procedimientos para asegurar la ventilación de seguridad continua y
precauciones para garantizar la seguridad de evacuación de salida / de
emergencia de
personal del sistema de tuberías deben ser claramente comunicadas a todos los
involucrados. La documentación de estos
precauciones se requiere antes de cualquier entrada del sistema de tuberías.
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Antes de entrar en los sistemas de tuberías, las personas deberán obtener el
permiso del personal de operación responsables. Dónde
necesaria para la entrada en espacios confinados, equipo de protección
personal deberá ser usado que proteger a los individuos de
riesgos específicos que puedan existir en el sistema de tuberías.
5.3.5 Registros de la opinión
Antes de realizar cualquiera de las inspecciones requeridas, los inspectores
deberán familiarizarse con la historia previa de la
sistema de tuberías de las que son responsables. En particular, se deben revisar
la inspección previo del sistema de tuberías
resultados, reparaciones anteriores, el plan de inspección actual, y / o otras
inspecciones de servicios similares. Además, es aconsejable
conocer la historia reciente de operación que pueda afectar el plan de
inspección. Los tipos de modos de daños y las fallas
experimentado por los sistemas de tuberías están dentro de API 571
[5]
y API 579 a 1 / ASME FFS-1.
5.4 Inspección de tipos y ubicaciones de los modos de Daños del deterioro
y ruptura
5.4.1 Equipo Tipos de Daños
5.4.1.1 Los sistemas de tuberías son susceptibles a diversos tipos de daños por
varios mecanismos de daño. Típico
tipos de daño y mecanismos se muestran en la Tabla 1.
5.4.1.2 La presencia o potencial de daños en el equipo depende de su material
de construcción, diseño,
construcción, y las condiciones de funcionamiento. El inspector debe estar
familiarizado con estas condiciones y con las causas
y las características de los defectos potenciales y mecanismos de daño
asociados con el equipo que se inspeccionan.
Tabla 1-Algunos Tipos y mecanismos de tuberías Daños típicos
Tipo de daños
Mecanismo de Daños
Pérdida general y local de metal
Sulfuración
Oxidación
Corrosión influenciada microbiológicamente
La corrosión por ácido orgánico
Erosión / erosión y corrosión
Corrosión galvánica
CUI
Agrietamiento de la superficie conectada
Fatiga
Estrés cáustica agrietamiento por corrosión bajo
Estrés Sulfuro de craqueo
Cloruro agrietamiento por corrosión bajo tensión
Ácido Polythionic corrosión bajo tensión
Otras formas de agrietamiento ambiental
Agrietamiento del subsuelo
El hidrógeno agrietamiento inducido
Microfisuración / micro-huecos
formación
Ataque de hidrógeno de alta temperatura
Fluencia
Cambios metalúrgicos
Grafitización
Fragilización Temper
Ampollas
Ampollas de hidrógeno
Cambios dimensionales
Fluencia y la tensión de ruptura
Térmica
Propiedades de los materiales cambios
Fractura por fragilidad
NOTA
API 571 tiene una lista mucho más completa y descripción de los daños
mecanismos con experiencia en la industria de refinación y petroquímica.
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API 570
5.4.1.3 La información detallada referente a mecanismos de daño comunes
(factores críticos, apariencia, y típico
inspección y técnicas de monitorización) se encuentra en API 571
[5]
y otras fuentes de información sobre el daño
mecanismos incluidos en la bibliografía. Prácticas de inspección
recomendadas adicionales para tipos específicos de daños
mecanismos se describen en API 574
[7]
.
5.4.2 Áreas de deterioro de los sistemas de tuberías
Cada propietario / usuario deberá proporcionar una atención específica a la
necesidad de la inspección de los sistemas de tuberías que son susceptibles de
los siguientes tipos y áreas de deterioro específicas:
a) los puntos de inyección y mezclar puntos,
b) deadlegs,
c) CUI,
d) interfaces de aire del suelo,
e) específica de servicio y la corrosión localizada,
f) la erosión y la corrosión / erosión,
g) agrietamiento ambiental,
h) la corrosión por debajo de revestimientos y depósitos,
i) agrietamiento por fatiga,
j) fluencia grietas,
k) la fractura por fragilidad,
l) los daños por congelación,
m) punto de contacto a la corrosión.
Consulte la API 571 y API 574 para obtener información más detallada acerca
de los tipos indicados anteriormente y áreas de deterioro.
5.5 Tipos Generales de Inspección y Vigilancia
Los diferentes tipos de inspección y vigilancia sean adecuados en función de
las circunstancias y el sistema de tuberías
(ver nota). Estos incluyen los siguientes:
a) inspección visual interna,
b) en funcionamiento inspección,
c) Inspección de espesor de medición,
d) inspección visual externa,
e) inspección CUI,
f) vibración de inspección de tuberías,
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g) inspección suplementaria,
h) la inyección de inspección punto.
NOTA
Consulte la Sección 6 de intervalo / frecuencia y el alcance de la
inspección. Las imperfecciones detectadas durante las inspecciones y
exámenes deben caracterizarse, tamaño, y evaluados por la Sección 7.
5.5.1 Inspección visual interna
Inspecciones visuales internas no se realizan normalmente en las
tuberías. Cuando sea posible y práctico, interna visual
inspecciones pueden ser programadas para sistemas tales como líneas de gran
diámetro de transferencia, ductos, líneas de catalizador, u otro a gran
sistemas de tuberías de diámetro. Estas inspecciones son de naturaleza similar
a las inspecciones de recipientes a presión y debe ser
llevado a cabo con los métodos y procedimientos similares a los descritos en
API 510 y API 574. inspección visual remota
técnicas pueden ser útiles al inspeccionar la tubería demasiado pequeña para
entrar.
Se proporciona una oportunidad adicional para la inspección interna cuando se
desconectan las bridas de tuberías, lo visual
la inspección de las superficies internas con o sin el uso de ECM. Extracción
de una sección de la tubería y la división a lo largo de su
central también permite el acceso a las superficies internas en que haya
necesidad de dicha inspección.
5.5.2 El flujo de Inspección
La inspección en funcionamiento puede ser requerido por el plan de
inspección. Todas las inspecciones sobre corriente deben ser realizadas por
ya sea un inspector o examinador. Todos los trabajos de inspección en
funcionamiento realizada por un examinador estará autorizado y
aprobado por el inspector. Cuando en funcionamiento se especifican las
inspecciones de la barrera de presión, deberán ser
diseñado para detectar los mecanismos de daño identificados en el plan de
inspección.
La inspección puede incluir varias técnicas de END para comprobar si hay
varios tipos de daños. Las técnicas utilizadas en situ
inspecciones de flujo son elegidos por su capacidad de identificar mecanismos
de daño en particular desde el exterior y de su
capacidades para llevar a cabo en las condiciones de flujo del sistema de
tubería (por ejemplo, temperaturas de metal). La externa
inspección de medición de espesores se describe en 5.5.3 a continuación
puede ser parte de una inspección en funcionamiento.
API 574 proporciona más información sobre la inspección del sistema de
tuberías y se debe utilizar cuando se realiza en funcionamiento
inspecciones de tuberías.
5.5.3 Medición de espesor de Inspección
Las mediciones de espesores se obtienen para verificar el espesor de
componentes de tuberías. Estos datos son utilizados para calcular la
tasas de corrosión y la vida restante del sistema de tuberías. Las mediciones de
espesores se obtendrán por el inspector
o el examinador en la dirección del inspector. El propietario / usuario deberá
garantizar que todas las personas la realización de espesor
mediciones están capacitados y calificados de conformidad con el
procedimiento aplicable utilizado durante el examen.
Normalmente se toman mediciones de espesor, mientras que la tubería está en
funcionamiento. On-corriente de monitorización espesor es un buen
herramienta para el monitoreo de la corrosión y la evaluación de posibles
daños debido al proceso o cambios operativos.
El inspector debe consultar con un especialista en corrosión cuando la
velocidad de corrosión de corto plazo cambia significativamente de
la tasa identificado anterior para determinar la causa. Las respuestas
apropiadas a las tasas de corrosión acelerada puede
incluir, lecturas adicionales de espesor, exploraciones UT en zonas
sospechosas, control de la corrosión / proceso, revisiones del
tuberías plan de inspección y hacer frente a las no conformidades.
5.5.4 Externa Inspección Visual
Una inspección visual externa se realiza para determinar la condición de la
parte exterior del sistema de tuberías, aislamiento,
pintura y recubrimiento de sistemas y hardware asociado; y para verificar si
hay signos de desalineación, vibración y
fugas.Cuando la acumulación de productos de corrosión se observa en el
soporte de la tubería áreas de contacto, puede ser necesario para levantar la
tubería fuera
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tales soportes para la inspección. Al levantar la tubería que se encuentra en
funcionamiento, un cuidado especial debe ser ejercido y consulta
con un ingeniero puede ser necesario. En lugar de o complementaria a la
tubería de elevación, métodos ECM apropiados (por ejemplo,
onda guiada EMAT cordero de onda) puede ser utilizado. Inspecciones de
tuberías externas se pueden hacer cuando el sistema de tuberías es in-
servicio. Consulte la API 574 para obtener información sobre la realización de
las inspecciones externas. Inspecciones de tuberías externas pueden
incluir inspecciones por CUI 5.5.6.
Inspecciones externas deberán incluir encuestas para la condición de perchas
de tuberías y soportes. Los casos de grietas o
perchas rotas, "tocar fondo" de los soportes de la primavera, los zapatos de
apoyo desplazados de miembros de soporte u otro
condiciones de retención indebidas serán reportados y corregidos. Soporte
vertical piernas ficticias también se comprobarán a
confirman que no han llenado de agua que está causando corrosión externa de
la tubería de presión o interna
la corrosión de la pata de apoyo. Soporte horizontal piernas ficticias también
deberán ser evaluados para determinar ese ligero
desplazamientos de la horizontal no están causando trampas de humedad
contra la superficie externa de la tubería activo
componentes.
Juntas de expansión de fuelle deben ser inspeccionados visualmente para
detectar deformaciones inusuales, desalineación o desplazamientos que
podrá exceder de diseño. Componentes de tuberías no estándar (por ejemplo,
mangueras flexibles) pueden tener diferentes mecanismos de degradación.
Ingenieros especialistas o fuentes de datos del fabricante pueden necesitar ser
consultado en el desarrollo de planes de inspección válidos para
estos componentes.
El inspector debe examinar el sistema de tuberías para detectar la presencia de
cualquier modificación de campo o no reparaciones temporales
previamente registrado en los dibujos de tuberías y / o registros. El inspector
también debe estar alerta ante la presencia de cualquier
componentes que pueden ser inadecuados para la operación a largo plazo,
tales como bridas impropias, reparaciones temporales (pinzas),
modificaciones (mangueras flexibles), o válvulas de especificación
incorrecta. Componentes roscados y otro carrete embridado
piezas que se pueden quitar fácilmente y reinstalado merecen especial
atención debido a su mayor potencial para
instalación de materiales de construcción incorrectas.
La inspección externa periódica se pide en 6.4 normalmente debe ser realizada
por el inspector, quien también será
responsable de mantenimiento de registros y la inspección de
reparación. Personal de operación o de mantenimiento calificados también
pueden llevar a cabo
inspecciones externas, cuando sean aceptables para el inspector. En tales
casos, las personas la realización de tuberías externas
inspecciones de conformidad con API 570 serán calificados a través de una
cantidad apropiada de entrenamiento.
Además de estas inspecciones externas programadas que se documentan en
los registros de inspección, es beneficioso para la
personal que frecuentan la zona reportar el deterioro o cambios al inspector
(ver API 574 para ver ejemplos de
dicho deterioro).
5.5.5 Inspección Externa del Equipo Enterrado
Tuberías enterradas deberán ser inspeccionados para determinar su estado de
la superficie externa. El intervalo de inspección externa será
basándose en la información obtenida velocidad de corrosión:
a) durante la actividad de mantenimiento sobre la conexión de la tubería de
material similar;
b) a partir del examen periódico de manera similar enterrados cupones de
prueba de corrosión de un material similar;
c) a partir de porciones representativas de la tubería real;
d) de tuberías enterradas en circunstancias similares;
e) de los dispositivos de vigilancia espesor instalados de forma permanente;
f) de las inspecciones llevadas a cabo con el equipo visual remota, si es
posible; o
g) a partir de los resultados de los estudios de protección catódica.
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Inspección 5.5.6 CUI
Inspección para la CUI se considerará para la tubería externamente aislada en
áreas o rangos de temperatura que son
susceptibles a la CUI se muestra como se indica en API 574. inspecciones
CUI puede llevarse a cabo como parte de la externa
inspección. Si se encuentra algún daño CUI durante controles sobre el terreno,
el inspector debe inspeccionar otras zonas sensibles de la
equipo.
Aunque el aislamiento externo puede parecer estar en buenas condiciones,
daños CUI todavía puede estar ocurriendo. Inspección CUI
puede requerir la extirpación de parte o la totalidad de aislamiento. Si
revestimientos externos están en buenas condiciones y no hay razón para
daño sospechoso detrás de ellos, no es necesario eliminarlos para la
inspección del equipo. Daños CUI es
a menudo bastante insidiosa ya que puede ocurrir en zonas en las que parece
poco probable.
Consideraciones para la eliminación de aislamiento no se limitan a, pero
incluyen:
a) historia de CUI para el sistema de tuberías específico o sistemas de tuberías
comparables;
b) la condición visual de la cubierta externa y el aislamiento;
c) la prueba de fugas de fluido (por ejemplo, manchas o vapores);
d) si los sistemas de tuberías están en servicio intermitente;
e) la condición / estado de la capa externa, si se conoce;
f) evidencia de áreas con aislamiento húmedo;
g) el tipo de aislamiento utilizado y si se sabe que el aislamiento de absorber y
retener agua.
Vigilancia 5.5.7 vibrante Tubería y Línea Movimiento
Personal de operación deben informar vibratoria o balanceándose tubería para
el personal de ingeniería o de inspección para la evaluación.
Evidencia de los movimientos de línea significativos que podrían haber
resultado de martillo líquida, de slugging de líquido en líneas de vapor, o
debe ser reportado dilatación térmica anormal. En los lugares en los sistemas
de tuberías que vibran son restringidos para resistir
esfuerzos dinámicos de tubería (por ejemplo, en los zapatos, anclas, guías,
puntales, amortiguadores, suspensiones), MT periódica o PT deben ser
considerado para comprobar la aparición de agrietamiento por
fatiga. Conexiones secundarias deberán recibir una atención especial sobre
todo
tuberías sin soporte lateral pequeño orificio conectado a vibrar tubería.
5.5.8 Inspección Suplementario
Otras inspecciones se pueden programar según sea apropiado o
necesario. Ejemplos de tales inspecciones incluyen el uso periódico
de la radiografía y / o la termografía para detectar ensuciamiento o
taponamiento interno, la termografía para detectar puntos calientes en
sistemas de revestimiento refractario, inspecciones adicionales después de los
trastornos de la unidad proceso reportados, verificando los datos medidos
previamente
la precisión, la inspección de agrietamiento del medio ambiente, y cualquier
otro mecanismo de daño específico de tuberías. Acústica
emisión, detección de fugas acústica, y la termografía se pueden utilizar para
la detección de fugas a distancia y vigilancia. Áreas
susceptibles a la erosión localizada o la erosión-corrosión debe inspeccionarse
mediante inspección visual interna si es posible
o mediante el uso de la radiografía. Escaneo de las zonas con UT es también
una buena técnica y se debe utilizar si la línea es
más grande que NPS 12.
5.5.9 Inyección Punto de Inspección
Puntos de inyección son a veces sujetos a corrosión acelerada o localizada del
funcionamiento normal o anormal
condiciones. Los que son pueden ser tratados como circuitos de inspección
independientes, y estas áreas necesitan ser inspeccionados
a fondo en un horario regular.
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API 570
Cuando se designa un circuito de punto de inyección para los fines de
inspección, el límite aguas arriba de la recomendada
circuito de punto de inyección es un mínimo de 12 pulg. (300 mm) o tres
diámetros de tubería aguas arriba del punto de inyección,
lo que sea mayor. El límite recomendado aguas abajo del circuito de punto de
inyección es el segundo cambio en el flujo
dirección más allá del punto de inyección, o 25 pies (7,6 m) más allá del
primer cambio en la dirección del flujo, lo que sea menor. En algunos
casos, pueden ser más apropiados para extender este circuito a la siguiente
pieza de equipos a presión, como se muestra en la Figura 1.
La selección de los puntos de medición de espesores (TMLS) dentro de los
circuitos de punto de inyección sujetas a corrosión localizada
debe ser de acuerdo con las siguientes pautas:
a) establecer TMLS sobre los accesorios apropiados dentro del circuito de
punto de inyección,
b) establecer TMLS en la pared de la tubería en el lugar del esperado choque
pared de la tubería de fluido inyectado,
c) establecer TMLS en puntos intermedios a lo largo de la tubería recta ya
dentro del circuito de punto de inyección puede ser
requerido,
d) establecer TMLS tanto a los límites anteriores y posteriores del circuito de
punto de inyección.
Figura 1-Inyección Típico Point Piping Circuito
o 12 in.minimum
lo que sea mayor
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Los métodos preferidos de la inspección de los puntos de inyección son la
radiografía y / o UT, según proceda, para establecer la
espesor mínimo en cada TML. Cerrar mediciones ultrasónicas rejilla o de
exploración se pueden utilizar, siempre y cuando
temperaturas son apropiadas.
Para algunas aplicaciones, es beneficioso para eliminar carretes de tuberías
para facilitar una inspección visual de la superficie interior.
Sin embargo, todavía se requerirán las mediciones de espesores para
determinar el espesor restante.
Durante las inspecciones periódicas programadas, más extensa inspección
debe ser aplicado a un área que comienza el 12 de.
(300 mm) aguas arriba de la boquilla de inyección y continuando durante al
menos diez diámetros de tubería aguas abajo de la inyección
punto. Además, medir y registrar el espesor en todos los TMLS dentro del
circuito punto de inyección.
5.6 CMLs
5.6.1 Generalidades
CMLs son áreas específicas a lo largo del circuito de tuberías donde las
inspecciones se van a realizar. La naturaleza de la CML varía
de acuerdo con su ubicación en el sistema de tuberías. La selección de CMLs
considerará la posibilidad de localizada
la corrosión y específico del servicio a la corrosión como se describe en API
574 y API 571. Ejemplos de diferentes tipos de CMLs
incluir localizaciones para la medición de espesores, ubicaciones de
agrietamiento por tensión exámenes, lugares para CUI y
lugares para alta temperatura exámenes de ataque por hidrógeno.
5.6.2 LMC Monitoreo
Cada sistema de tuberías se controlará al CML. Circuitos de tuberías con altas
consecuencias potenciales de fallo debe
ocurrir y los que están sujetos a mayores velocidades de corrosión o corrosión
localizada normalmente tendrá más CMLs y estar
monitoreado más frecuentemente. CMLs deben distribuirse adecuadamente a
través de cada circuito de tuberías. CMLs pueden estar
elimina o se reduce el número bajo ciertas circunstancias, tales como planta de
olefinas lado frío tuberías, anhidro
tuberías de amoníaco, producto de hidrocarburos no corrosivo limpio, o la
tubería de alta aleación para la pureza del producto. En circunstancias
donde CMLs se reducen o eliminan sustancialmente, personas con
conocimientos en la corrosión deben ser consultados.
El espesor mínimo en cada CML puede ser localizado por la exploración
ultrasónica o la radiografía. Electromagnética
técnicas también pueden utilizarse para identificar las áreas delgadas que
pueden entonces ser medidos por UT o la radiografía. Cuando
logrado con UT, la exploración consiste en tomar varias mediciones de
espesor en la LMC en busca de
adelgazamiento localizado. La lectura más fina o un promedio de varias
lecturas de medición tomada dentro del área de un
punto de inspección se registrará y se utiliza para calcular las tasas de
corrosión, vida restante, y la próxima fecha de inspección
de conformidad con la Sección 7.
En su caso, la medición de espesores deberían incluir mediciones en cada uno
de los cuatro cuadrantes de la tubería
y accesorios, con especial atención a la radio interior y el exterior de los codos
y tees donde la corrosión / erosión podría
aumentar las tasas de corrosión. Como mínimo, se deben registrar la lectura
más delgado y su ubicación. La velocidad de corrosión /
el daño se determinará a partir de mediciones sucesivas y el siguiente
intervalo de inspección adecuada
establecida. Las tasas de corrosión, los intervalos de la vida y la próxima
inspección restantes deben calcularse para determinar la
limitando componente de cada circuito de tuberías.
CMLs deben establecer para las zonas con CUI continua, la corrosión en las
interfaces S / A, o en otros lugares de potencial
localizada a la corrosión, así como para, la corrosión uniforme general.
CMLs deben ser marcados en los planos de inspección y en el sistema de
tuberías para permitir mediciones repetitivas en el
mismas CMLs. Este procedimiento de grabación proporciona datos para la
determinación de la velocidad de corrosión más precisa. La tasa de
corrosión / daños se determinará a partir de mediciones sucesivas y el
siguiente intervalo de inspección adecuada
establecido sobre la base de la vida útil restante o el análisis de RBI.
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API 570
5.6.3 LMC Selección
Al seleccionar o ajustar el número y la ubicación de CML, el inspector debe
tener en cuenta los patrones de
la corrosión que se espera y se han experimentado en la unidad de proceso. La
decisión sobre el tipo, número y
ubicación de los CMLs debe considerar los resultados de inspecciones
anteriores, los patrones de la corrosión y los daños que son
esperado y la posible consecuencia de la pérdida de contención. CMLs deben
distribuirse apropiadamente durante el
sistema de tuberías para proporcionar la cobertura de un seguimiento
adecuado de los componentes principales y boquillas. Las mediciones de
espesores
en CMLs están destinadas a establecer las velocidades de corrosión generales
y localizados en diferentes secciones de los circuitos de tuberías. LA
número mínimo de CML son aceptables cuando la velocidad de corrosión
establecido es baja y la corrosión no está traducido.
Un número de procesos de corrosión comunes a las unidades de refino y
petroquímica son relativamente uniformes en la naturaleza,
resultando en una tasa bastante constante de la reducción de pared de la
tubería independiente de la ubicación dentro del circuito de tuberías, ya sea
axialmente o
circunferencialmente. Ejemplos de tales fenómenos de corrosión incluyen la
corrosión de azufre de alta temperatura y el agua agria
corrosión (siempre que las velocidades no son tan altos como para causar
corrosión local / erosión de los codos, tees, y otros similares
artículos). En estas situaciones, el número de CMLs necesarios para
supervisar un circuito será menos de los necesarios para
circuitos monitores sujetos a la pérdida de metal más localizada. En teoría, un
circuito sujeto a la corrosión podría ser perfectamente uniforme
supervisado adecuadamente con una sola LMC. En realidad, la corrosión no
es verdaderamente uniforme y, de hecho, puede ser muy localizada,
por lo que se pueden requerir CMLs adicionales. Los inspectores deben
utilizar sus conocimientos (y la de otros) de la unidad de proceso para
optimizar la selección CML para cada circuito, equilibrar el esfuerzo de
recopilar los datos con los beneficios proporcionados por el
datos.
Más CMLs deben seleccionarse para sistemas de tuberías con cualquiera de
las siguientes características:
a) un mayor potencial para la creación de una seguridad o emergencia
ambiental en el caso de una fuga;
b) las tasas de corrosión más alta esperados o experimentado;
c) mayor potencial de corrosión localizada;
d) una mayor complejidad en cuanto a accesorios, ramas, deadlegs, puntos de
inyección, y otros artículos similares;
e) mayor potencial de CUI.
Menos CMLs se pueden seleccionar para sistemas de tuberías con cualquiera
de las tres características siguientes:
a) bajo potencial para la creación de una seguridad o emergencia ambiental en
el caso de una fuga;
b) los sistemas de tuberías relativamente no corrosivos;
c) de largo, de destilación directa los sistemas de tuberías.
CMLs pueden ser eliminados para sistemas de tuberías con cualquiera de las
siguientes características:
a) muy bajo potencial para la creación de una seguridad o emergencia
ambiental en el caso de una fuga;
b) Los sistemas no corrosivos, como lo demuestra la historia o servicio
similar; y
c) los sistemas que no están sujetas a los cambios que podrían causar la
corrosión, como lo demuestra la historia y / o exámenes periódicos.
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Cada CML debe tener al menos uno o más puntos de examen
identificados. Ejemplos incluyen:
- Lugares marcados en la tubería sin aislamiento utilizando plantillas de
pintura, plantillas de metal, o pegatinas;
- Agujeros en el aislamiento y tapados con tapas;
- Aislamiento temporal cubre de grifería boquillas, etc .;
- Isométricos o documentos que muestran CMLs;
- Los dispositivos de identificación por radiofrecuencia (RFID).
La identificación cuidadosa de los puntos CMLs y de examen son necesarios
para mejorar la exactitud y repetibilidad de la
datos.
Especialistas de corrosión deben ser consultados acerca de la colocación
apropiada y el número de CML para sistemas de tuberías
susceptibles a la corrosión o formación de grietas localizada, o en
circunstancias en CMLs se reducirá sustancialmente o
eliminado.
5.7 Métodos de monitoreo de condición
5.7.1 UT y RT
ASME BPVC Sección V, artículo 23, y la Sección SE-797 proporcionan una
guía para la realización de espesor por ultrasonidos
mediciones. Se prefieren las técnicas radiográficas perfil para diámetros de
tubería de NPS 1 y más pequeño. Ultrasonidos
mediciones de espesor tomadas en pequeño tubo diámetro más pequeño (NPS
2 y por debajo) pueden requerir equipo especializado
(por ejemplo, transductores miniatura y / o zapatos curvas, así como bloques
de calibración específica diámetro). Perfil radiográfica
técnicas pueden ser utilizadas para la localización de las zonas que han de
medirse, particularmente en sistemas aislados o donde no uniforme o
se sospecha la corrosión localizada. Cuando sea práctico, UT entonces se
puede usar para obtener el espesor real de las áreas a
grabar. Tras las lecturas ultrasónicas en CML, la reparación adecuada de
aislamiento y el aislamiento de revestimiento clima es
recomendada para reducir el potencial de CUI. Técnicas perfil radiográficos,
que no requieren la eliminación
aislamiento, se puede considerar como una alternativa. Ver API 574 para
obtener información adicional sobre el seguimiento de espesor
métodos para tuberías.
Cuando la corrosión en un sistema de tuberías no es uniforme o el espesor
restante se está acercando requiere el mínimo
de espesor, se puede requerir de medición de espesor adicional. Radiografía o
escáner de ultrasonidos son los preferidos
métodos en tales casos.
Cuando las mediciones ultrasónicas se toman por encima de 150 ° F (65 ° C),
instrumentos, acopladores y procedimientos deben ser
utilizado que se traducirá en mediciones exactas a las temperaturas más
altas. Si el procedimiento no compensa
temperaturas más altas, las mediciones deben ser ajustados por el factor de
corrección de la temperatura apropiada.
Los inspectores deben ser conscientes de las posibles fuentes de errores de
medición y hacer todo lo posible para eliminar su
ocurrencia. Como regla general, cada una de las técnicas NDE tendrá límites
prácticos con respecto a la precisión. Factores
que pueden contribuir a la reducción de precisión de las mediciones
ultrasónicas incluyen lo siguiente:
a) la calibración del instrumento inadecuado;
b) revestimientos o escala externas;
c) la rugosidad superficial significativa;
d) de oscilación de la sonda (en la superficie curvada);
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e) defectos de material del subsuelo, tales como laminaciones;
f) efectos de la temperatura [a temperaturas superiores a 150 ° F (65 ° C)];
g) La resolución inadecuada en las pantallas del detector;
h) espesores de menos de
1
/
8
en (3,2 mm) para medidores típicos de espesor digitales.;
i) de acoplamiento incorrecto de la sonda a la superficie (demasiado o
demasiado poco acoplante).
Además, debe tenerse en cuenta que el patrón de la corrosión puede ser no
uniforme. Para las determinaciones de la tasa de corrosión
para ser válido, es importante que las mediciones en el punto más delgado
repetirse lo más estrechamente posible a la misma
localización. Por otra parte, la lectura mínima o un promedio de varias
lecturas en un punto de examen pueden ser
considerado.
Cuando los sistemas de tuberías están fuera de servicio, las mediciones de
espesores se pueden tomar a través de aberturas usando calibres.
Los calibradores son útiles para determinar espesores aproximados de
fundición, forja, y cuerpos de válvulas, así como a cielo
aproximaciones profundidad de CUI en el tubo.
Dispositivos de medición de profundidad de la picadura también se pueden
usar para determinar la profundidad de la pérdida de metal localizado.
5.7.2 Otras técnicas de END para Piping Systems
Además de la supervisión de espesor, otras técnicas de examen pueden ser
apropiados para identificar o monitor para otra
determinados tipos de mecanismos de daño. En la selección de la técnica (s)
para utilizar durante la inspección de tuberías, la posible
tipos de daño para cada circuito de tuberías deben ser tomados en
consideración. El inspector debe consultar con un
especialista en corrosión o un ingeniero para ayudar a definir el tipo de daño,
la técnica ECM y el alcance de su examen.
API 571
[5]
También contiene algunas orientaciones generales sobre técnicas de
inspección que sean apropiados para diferentes daños
mecanismos. Ejemplos de técnicas de END que pueden ser de utilidad son los
siguientes.
a) el examen de partículas magnéticas en busca de grietas y otras
discontinuidades lineales que se extienden a la superficie del material
en materiales ferromagnéticos. ASME BPVC, Sección V, Artículo 7
[8]
, Proporciona orientación sobre la realización de MT
examen.
b) el examen penetrante líquido para grietas, porosidad, que describen o
agujeros de los pasadores que se extienden a la superficie del material
y para delinear otras imperfecciones de la superficie, especialmente en
materiales no magnéticos. ASME BPVC, Sección V, Artículo
6
[8]
, Proporciona orientación sobre la realización de un examen PT.
c) RT para la detección de imperfecciones internas tales como la porosidad,
inclusiones de escoria de soldadura, grietas, y el grosor de
componentes. ASME BPVC, Sección V
[8]
, El artículo 2, proporciona orientación sobre la realización de RT.
d) la detección de defectos por ultrasonidos para detectar grietas de rotura
internos y superficiales y otras discontinuidades alargadas.
ASME BPVC, Sección V, artículo 4, del artículo 5, y el artículo 23
[8]
, Proporcionar orientación sobre la realización de UT.
e) La alternancia técnica de examen pérdida de flujo de corriente para detectar
grietas sin precedentes de la superficie y alargada
discontinuidades.
f) Eddy examen actual para detectar la pérdida localizada de metal, grietas y
discontinuidades alargadas. ASME BPVC,
Sección V, Artículo 8
[8]
, Proporciona orientación sobre la realización de un examen de corrientes
parásitas.
g) El campo de replicación metalográfico para la identificación de cambios
metalúrgicos.
h) el examen de emisión acústica para detectar defectos estructurales
significativos. ASME BPVC, Sección V, Artículo 11
y el artículo 12
[8]
, Proporciona orientación sobre la realización de un examen de emisión
acústica.
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i) La termografía para determinar la temperatura de los componentes.
j) de fugas de pruebas para la detección de defectos a través de
espesor. ASME BPVC Sección V, Artículo 10
[8]
, Proporciona orientación sobre
la realización de pruebas de fugas.
k) UT de largo alcance para la detección de la pérdida de metal.
5.7.3 Preparación de la superficie de ECM
Preparación de la superficie adecuada es importante para el examen visual
adecuada y para la aplicación satisfactoria de la mayoría
métodos de examen, tales como los mencionados anteriormente. El tipo de
preparación de la superficie requerida depende de la
circunstancias individuales y técnica ECM, pero las preparaciones de
superficie, tales como cepillo de alambre, explosiones, astillado,
molienda, o una combinación de estas preparaciones puede ser requerido.
El asesoramiento de especialistas NDE puede ser necesaria con el fin de
seleccionar y aplicar la preparación de la superficie adecuada para cada
técnica ECM individual.
5.7.4 UT Shear Wave Examinadores
El propietario / usuario deberá especificar cizalla UT examinadores de onda
de la industria calificada cuando el propietario / usuario requiere el
siguiendo:
a) detección de la superficie interior (ID) romper al inspeccionar defectos de
la superficie exterior (OD); o
b) la detección, caracterización, y / o a través de la pared dimensionamiento
de defectos.
Ejemplos de aplicación para el uso de cizalla UT examinadores de onda de la
industria calificada incluyen la detección y dimensionamiento cepilladora
defectos de la superficie externa y la recopilación de datos para las
evaluaciones de aptitud para el servicio.
Prueba 5.8 Presión de Piping Systems General
Las pruebas de presión normalmente no se llevan a cabo como parte de una
inspección de rutina (véase 8.2.6 para los requisitos de las pruebas de presión
para reparaciones, alteraciones y re-calificación). Las excepciones a esto son
los requisitos de la Guardia Costera de Estados Unidos desde hace más de
agua
tuberías y los requisitos de las jurisdicciones locales, después de soldar
alteraciones o cuando especificado por el inspector o tuberías
ingeniero. Cuando se llevan a cabo, las pruebas de presión se llevarán a cabo
de conformidad con los requisitos de ASME
B31.3. Consideraciones adicionales para la prueba de presión se proporcionan
en API 574, API quinientos setenta y nueve-uno / ASME FFS-1 y ASME
PCC-2. Pruebas de presión más baja, que se utilizan solamente para la
estanqueidad de los sistemas de tuberías, pueden llevarse a cabo a presiones
designado por el propietario / usuario.
Las pruebas de presión se realizan normalmente en un circuito de tuberías
entero. Sin embargo, en su práctica, pruebas de presión de
componentes individuales / secciones se pueden realizar en lugar de la
totalidad de circuito (por ejemplo, una sección de reemplazo de la tubería). Un
ingeniero debe ser consultado cuando una prueba de presión de tuberías
componentes / secciones se va a realizar (incluyendo el uso
de los dispositivos de aislamiento) para asegurarse de que es adecuado para el
propósito previsto.
Cuando se requiere una prueba de presión, que se llevará a cabo después de
cualquier tratamiento térmico.
Antes de aplicar una prueba hidrostática, la estructuras y bases de apoyo de
diseño debe ser revisada por una
ingeniero para asegurar que sean adecuados para la carga hidrostática.
NOTA
El propietario / usuario es advertido para evitar exceder el 90% de los SMYS
para el material a la temperatura de ensayo y en especial para
los equipos utilizados en el servicio de temperatura elevada.
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API 570
Fluid 5.8.1 Prueba
El fluido de ensayo debe ser agua a menos que exista la posibilidad de daño
debido a la congelación u otros efectos adversos de
agua en el sistema de tuberías o el proceso o menos que el agua de ensayo se
contaminará y su eliminación se
presentan problemas ambientales. En cualquier caso, se puede utilizar otro
líquido no tóxico adecuado. Si el líquido es
inflamable, su punto de inflamación deberá ser de al menos 120 ° F (49 ° C) o
más, y se tendrá en cuenta a los efectos de
el entorno de prueba en el fluido de ensayo.
Tubería fabricada o que tienen componentes de acero inoxidable de la serie
300 se debe hydrotested con una solución hecha
de agua potable (ver nota), el agua o el vapor / desmineralizada condensado
de-ionizada con un cloruro total
concentración (no concentración de cloro libre) de menos de 50 ppm.
NOTA
El agua potable en este contexto sigue a practicar, con 250 partes por millón
de cloruro de máxima, desinfectada con cloro o
ozono.
Para sensibilizado austenítico tuberías de acero inoxidable sujeta al
agrietamiento por corrosión bajo tensión polythionic, se debe
la posibilidad de utilizar una solución de agua alcalina para las pruebas de
presión (véase NACE RP 0170).
Si una prueba de presión se ha de mantener durante un período de tiempo y el
fluido de ensayo en el sistema está sujeto a térmica
expansión, se tomará precauciones para evitar la acumulación de presión más
allá de la especificada.
Una vez finalizada la prueba, la tubería debe ser drenado a fondo (todos los
respiraderos de alto punto deben estar abiertos durante
drenaje), aire soplado, o de otra forma seca. Si el agua potable no está
disponible o si el drenaje inmediato y secado no es
posible, el agua tiene un nivel de cloruro de muy baja, pH más alto (> 10), y la
adición inhibidor pueden ser consideradas para reducir
el riesgo de picaduras y corrosión inducida microbiológicamente.
5.8.2 Pruebas de presión neumática
Un neumático (o hidroneumático) prueba de presión se pueden usar cuando es
impracticable debido a la prueba hidrostática
temperatura, limitaciones estructurales o de proceso. Sin embargo, los
posibles riesgos para el personal y los bienes de neumático
prueba se considerará la hora de realizar dicha prueba. Como mínimo, las
precauciones de inspección contenidas en
ASME B31.3 se aplicará en cualquier prueba neumática.
5.8.3 Temperatura Prueba y Consideraciones fractura frágil
A temperatura ambiente, carbono, de baja aleación y otros aceros, incluidos
aceros de alta aleación fragilizada por servicio
la exposición, puede ser susceptible de rotura frágil. Una serie de fallos se han
atribuido a la rotura frágil de los aceros
que fueron expuestos a temperaturas por debajo de su temperatura de
transición y para presiones superiores a 25% de la
presión de prueba hidrostática requerida u 8 ksi de estrés, lo que sea
menor. La mayoría de las fracturas frágiles, sin embargo, se han producido
en la primera aplicación de un nivel de estrés elevado (la primera prueba
hidráulica o sobrecarga). El potencial de una rotura frágil será
evaluado por un ingeniero antes de la prueba hidrostática o especialmente
antes de la prueba neumática debido a la mayor
energía potencial involucrado. Especial atención se debe dar al probar aceros
de baja aleación, especialmente 2
1
/
4
Cr-1Mo,
ya que pueden ser propensos a templar fragilización.
Para reducir al mínimo el riesgo de fractura frágil durante una prueba de
presión, la temperatura del metal debe mantenerse al menos
30 ° F (17 ° C) por encima del MDMT para la tubería que tiene más de 2 pulg.
(5 cm) de espesor y 10 ° F (6 ° C) por encima del MDMT para
tuberías que tienen un espesor de 2 pulg. (5 cm) o menos. La temperatura de
ensayo no tiene que exceder de 120 ° F (50 ° C) a menos que haya
es información sobre las características frágiles del material de construcción
de canalizaciones que indican una temperatura de ensayo superior es
necesario.
5.8.4 Precauciones y Procedimientos
Durante una prueba de presión, donde la presión de prueba será superior a la
presión de tarado de la válvula de aliviar la presión en una tubería
sistema, la válvula de alivio de presión o válvulas deben ser removidos o
blanqueó para la duración de la prueba. Como
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alternativa, cada disco de la válvula se celebrarán por una pinza de prueba
diseñada adecuadamente. La aplicación de una carga adicional
el muelle de la válvula girando el tornillo de ajuste está prohibido. Otros
accesorios que son incapaces de
soportar la presión de prueba, tales como gafas de Gage, medidores de
presión, juntas de expansión, y discos de ruptura, debe ser
eliminado o borrado. Líneas que contienen juntas de expansión que no se
pueden quitar o aisladas pueden ser probados en una
presión reducida de acuerdo con los principios de la ASME B31.3. Si se
utilizan válvulas de bloqueo para aislar una tubería
sistema para una prueba de presión, se debe tener precaución para no exceder
la presión permisible del asiento como se describe en ASME
Datos del fabricante de la válvula B16.34 o aplicables.
Al término de la prueba de presión, dispositivos de alivio de presión de los
ajustes adecuados y otros accesorios
retirado o hecho inoperante durante la prueba de presión será reinstalado o
reactivado.
Antes de aplicar una prueba de presión, las precauciones y procedimientos
apropiados deben ser tenidos en cuenta para asegurar la
la seguridad del personal que participa en la prueba de presión. Una
inspección visual de cerca de componentes de tuberías no debe ser
realiza hasta que la presión equipo es igual o inferior a la PSMA. Esta opinión
es especialmente importante en el servicio
tuberías.
5.8.5 Presión de Pruebas Alternativas
Apropiada ECM se especificará y llevó a cabo cuando una prueba de presión
no se realiza después de una reparación mayor o
alteración. Sustituyendo procedimientos ECM para una prueba de presión
después de una alteración sólo se permite después de que el ingeniero y
inspector de haber aprobado la sustitución.
Para los casos en que se sustituye UT para la inspección radiográfica, el
propietario / usuario deberá especificar UT-industria calificada
esquilar examinadores de onda o la aplicación de ASME B31 Código
Caso 179/181, según corresponda, para soldaduras de cierre que
no han sido probados presión y para la soldadura de las reparaciones
identificadas por el ingeniero o inspector.
5.9 Material de Verificación y Trazabilidad
Durante las reparaciones o alteraciones de los sistemas de tuberías de material
de aleación, donde se requiere el material de aleación para mantener la presión
la contención, el inspector deberá comprobar que la instalación de nuevos
materiales es consistente con el seleccionado o especificado
materiales de construcción. Este programa de verificación de material debe ser
compatible con la API de 578. El uso de la evaluación de riesgos
procedimientos, el propietario / usuario puede hacer esta evaluación en un
100% la verificación, pruebas de PMI en ciertas situaciones críticas,
o mediante el muestreo de un porcentaje de los materiales. Pruebas de PMI se
puede lograr por el inspector o el examinador con
el uso de métodos adecuados como se describe en API 578.
Si un componente del sistema de tuberías debe fallar porque un material
incorrecto fue sustituido de forma inadvertida para el correcto
material de la tubería, el inspector deberá considerar la necesidad de una
mayor verificación de los materiales de las tuberías existentes. El grado de
mayor verificación dependerá de circunstancias como las consecuencias del
fracaso y la probabilidad de una mayor
errores materiales.
El propietario / usuario deberá evaluar la necesidad y el alcance de la
aplicación de un programa de verificación de material consistente con
API 578 frente a la sustitución de materiales inadvertida en sistemas de
tuberías de aleación existentes. Un programa de verificación de material
consistente con API 578 puede incluir procedimientos para el establecimiento
de prioridades y el riesgo ranking de circuitos de tuberías. Esa evaluación
puede conducir a retroactiva pruebas PMI, como se describe en API 578, para
confirmar que los materiales instalados son consistentes con
el servicio previsto. Componentes identificados durante esta verificación que
no cumplen con los criterios de aceptación del PMI
programa de pruebas (como en API 578, Sección 6) estaría destinada a la
sustitución. El propietario / usuario y autorizada
inspector de la tubería, en consulta con un especialista en corrosión,
establecerá un calendario para la sustitución de los
componentes. El inspector autorizado deberá utilizar periódica ECM, según
sea necesario, en los componentes identificados hasta que el
reemplazo.
5.10 Inspección de Válvulas
Normalmente, las mediciones de espesores no se toman rutinariamente en las
válvulas en los circuitos de tuberías. El cuerpo de una válvula es normalmente
más grueso que otros componentes de tuberías, por razones de diseño. Sin
embargo, cuando las válvulas son desmantelados para mantenimiento y
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reparación, el personal de la tienda debe examinar visualmente los
componentes de la válvula para cualquier patrón de corrosión inusuales o
adelgazamiento y, cuando se observó, reportar esa información para el
inspector. Cuerpos de válvulas que están expuestos a importantes
ciclos de temperatura (por ejemplo, reformado catalítico unidad de
regeneración y limpieza a vapor) deben ser examinados
periódicamente para agrietamiento por fatiga térmica.
Si se conocen las válvulas de compuerta a ser o son sospechosos de estar
expuesto a graves o inusual a la corrosión de la erosión, el grosor
lecturas deben llevarse a cabo en el cuerpo entre los asientos, ya que esta es
una zona de alta turbulencia y alta
estrés.
Las válvulas de control u otras válvulas de estrangulamiento, en particular en
los servicios de extracción e-lechada de alta presión, pueden ser susceptibles a
la corrosión / erosión del cuerpo aguas abajo del orificio localizado. Si se
sospecha que dicha pérdida de metal, la válvula debe ser
retirado de la línea para la inspección interna. El interior de la brida de
acoplamiento y la tubería aguas abajo debe ser también
inspeccionados por la pérdida de metal local.
Cuando se realizan pruebas de cuerpo de válvula y / o la presión de cierre
después de un mantenimiento, deben llevarse a cabo en
acuerdo con API 598.
Válvulas de retención críticos deben ser inspeccionados visualmente e
internamente para garantizar que se dejarán de reversiones de flujos. Un
ejemplo de una válvula de retención crítico puede ser la válvula de retención
situado en la salida de una de múltiples etapas, de alta cabeza
bomba de carga de hidrotratamiento. El fallo de una válvula de retención
como para que funcione correctamente podría dar lugar a la sobrepresión
tuberías durante una inversión del flujo. El método de inspección visual
normal debe incluir los siguientes elementos.
a) Comprobación para asegurar que la aleta es libre de moverse, según sea
necesario, sin flojedad allá de la tolerancia debido al desgaste.
b) La parada de trampa no debe tener un desgaste más allá de la
tolerancia. Esto reducirá al mínimo la probabilidad de que la aleta se
mover más allá de la posición central muerto superior y permanecer en una
posición abierta cuando la válvula de retención está montado en una
posición vertical.
c) La tuerca de aleta debe ser asegurada al perno de charnela para evitar dar
marcha atrás en el servicio.
Normalmente no requieren controles de fugas de válvulas de retención de
críticos, pero pueden ser considerados para circunstancias especiales.
5,11 en el servicio de inspección de soldaduras
Inspección para la calidad de la soldadura de tuberías se realiza normalmente
como parte de los requisitos para la nueva construcción, reparación,
o alteraciones. Sin embargo, las soldaduras a menudo se inspeccionaron en
busca de la corrosión como parte de una inspección radiográfica perfil o como
parte
de inspección interna. Cuando se observa la corrosión de la soldadura
preferencial, soldaduras adicionales en el mismo circuito o sistema debería
ser examinado por la corrosión. API 577
[12]
proporciona orientación adicional sobre la inspección de soldaduras.
Debido a las diferentes capacidades y características de los diversos métodos
ECM para encontrar defectos, utilizando un método que NDE
es diferente de la empleada durante la fabricación original puede revelar
defectos pre-existentes que no fueron causadas por in-
la exposición de servicios (por ejemplo, la aplicación de UT y MT para la
inspección en servicio, cuando sólo RT se aplicó durante la fabricación).
Por esta razón, a menudo es una buena práctica para especificar los tipos de
ECM durante la fabricación original que el propietario-usuario
tiene previsto aplicar durante las inspecciones en servicio.
En ocasiones, los exámenes perfil radiográficos de soldaduras que han estado
en servicio pueden revelar un defecto en la soldadura. Si
imperfecciones de grietas como se detectan mientras que el sistema de
tuberías está en funcionamiento, la inspección adicional con calidad de la
soldadura
radiografía y / o UT deben utilizarse para evaluar la magnitud de la
imperfección. Además, el inspector debe
hacer un esfuerzo para determinar si las imperfecciones crack como son de
fabricación de soldadura original o puede ser de una
mecanismo de agrietamiento ambiental.
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Defectos de grietas similares y agrietamiento ambiental serán evaluadas por
un ingeniero de acuerdo con API 579 a 1 / ASME
FFS-1 y / o especialista corrosión. La corrosión de la soldadura preferencial
será evaluada por el inspector. Cuestiones a tener en cuenta
la hora de evaluar la calidad de las soldaduras existentes incluir lo siguiente:
a) los criterios del método de inspección de fabricación original y aceptación;
b) extensión, magnitud y orientación de imperfecciones;
c) la duración del tiempo de servicio;
d) que funcionan contra las condiciones de diseño;
e) presencia de tensiones residuales de tuberías secundarias (y térmicas);
f) potencial para cargas de fatiga (mecánica y térmica);
g) sistema de tuberías primaria o secundaria;
h) potencial de impacto o cargas transitorias;
i) potencial de agrietamiento ambiental;
j) la reparación y el tratamiento térmico de la historia;
k) la dureza de la soldadura.
Para soldaduras de tuberías en servicio, puede que no sea adecuado utilizar el
código de la radiografía construcción original
criterios de aceptación para la calidad de la soldadura en ASME B31.3. Los
criterios de aceptación B31.3 se pretende aplicar a los nuevos
la construcción de una muestra de soldaduras, no sólo las soldaduras examinó,
con el fin de evaluar la calidad probable de todas las soldaduras
(o soldadores) en el sistema. Pueden existir algunas soldaduras que no va a
cumplir con estos criterios, pero todavía un rendimiento satisfactorio in-
servicio después de ser probado hidrostáticamente. Esto es especialmente
cierto en las conexiones pequeña rama que normalmente no son
examinada durante la nueva construcción.
El propietario / usuario deberá especificar cizalla UT examinadores de onda
de la industria calificada cuando el propietario / usuario requiere cualquiera de
los
los siguientes elementos.
a) Detección de la superficie interior (ID) romper defectos planares al
inspeccionar desde la superficie externa (OD).
b) En caso de detección, se requiere dimensionamiento caracterización, y / o a
través de la pared de defectos planares. Ejemplos de aplicación
para el uso de este tipo de corte UT examinadores de onda de la industria
calificada incluyen la obtención de las dimensiones de defectos de Fitness-
por-
Servicio de evaluación y seguimiento de los defectos conocidos.
5.12 Inspección de uniones embridadas
Uniones con bridas deben ser examinados para pruebas de fuga, tales como
manchas, depósitos, o goteos. Las fugas del proceso Onto
sujetadores de bridas y elementos de fijación del bonete de la válvula puede
resultar en corrosión o agrietamiento ambiental. Este examen
debe incluir esas pestañas cerradas con brida o splash-and-aspersión
guardias. Uniones embridadas que han sido
sujeta y se bombea con sellador debe comprobarse si hay fugas en los
pernos. Sujetadores sometidos a dicha fuga
puede corroer o crack (por ejemplo, agrietamiento cáustica). Si se contempla
rebombeo, sujetadores afectadas deben renovarse
primero.
Caras de la brida accesibles deben ser examinados por la distorsión y para
determinar la condición de las superficies de junta de asientos.
Si bridas están doblados o distorsionados significativamente, sus marcas y
espesores deben ser revisados contra la ingeniería
requisitos antes de tomar acciones correctivas.
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Sujetadores de bridas se deben examinar visualmente para detectar la
corrosión y el compromiso hilo. Los sujetadores deben ser plenamente
comprometido. Cualquier cierre de no hacerlo se considera aceptable
comprometida si la falta de compromiso no es completa
más de un hilo.
Las marcas en una muestra representativa de los sujetadores y juntas recién
instalados deben ser examinados para determinar
si cumplen con las especificaciones del material. Las marcas se identifican en
la ASME y ASTM aplicable
normas. Sujetadores cuestionables deben ser verificados o renovados.
Orientación adicional sobre la inspección de uniones embridadas se puede
encontrar en ASME PCC-1
[13]
.
5.13 Inspección Organización Auditorías
Cada organización propietario / usuario debe ser auditado periódicamente para
determinar si el organismo de control autorizado es
el cumplimiento de los requisitos de este código inspección. El equipo de
auditoría debe consistir en personas con experiencia y
competente en la aplicación de este código. El equipo de auditoría
generalmente debe ser de otro sitio de la planta / usuario propietario o
de una tercera organización experimentada y competente en la refinación y / o
inspección petroquímica planta de proceso
programas o una combinación de terceros y otros sitios de propietario /
usuario.
El equipo de auditoría, como mínimo, deberá determinar que:
a) se cumplen los requisitos y principios de este código de inspección;
b) todas las responsabilidades por el propietario de los usuarios están siendo
dados de alta correctamente;
c) documentar los planes de inspección están en su lugar para sistemas de
tuberías cubiertas;
d) los intervalos y el alcance de las inspecciones sean adecuados para los
sistemas de tuberías cubiertas;
e) todos los tipos generales de inspección y vigilancia se están aplicando
adecuadamente;
f) análisis de los datos de inspección, evaluación y registro son adecuados;
g) todas las reparaciones, reratings y alteraciones cumplen con este código.
El propietario / usuario recibirá un informe de los resultados del equipo de
auditoría. Cuando no conformidades se encuentran el propietario / usuario
organismo de control autorizado deberá adoptar las medidas correctivas
necesarias. Cada organización debe establecer un
sistema de seguimiento y finalización de los hallazgos de auditoría. La
resolución de los resultados de la auditoría debería ponerse a disposición de
el equipo de auditoría para su revisión. Esta información también debe ser
revisado durante las auditorías posteriores.
6 Intervalo / frecuencia y extensión de Inspección
6.1 Generalidades
Para garantizar la integridad de los equipos, todos los sistemas de tuberías y
dispositivos de alivio de presión deberán ser inspeccionados en los intervalos /
frecuencias previstas en esta sección. Inspecciones programadas se llevarán a
cabo en o antes de su fecha de vencimiento o ser
considerada atrasada para su inspección. Las inspecciones que se han
evaluado los riesgos, de acuerdo con API 580, y que se encuentran
tener riesgo aceptable para una extensión de la fecha de vencimiento no se
consideran vencidos hasta el final de la documentada
período de prórroga. Ver 7.10 para obtener más información y los requisitos
de las inspecciones vencidas, aplazamientos de inspección y
las revisiones de intervalos de inspección.
La inspección adecuada deberá proporcionar la información necesaria para
determinar que todas las secciones esenciales o
componentes de los equipos son seguros para operar hasta la próxima
inspección programada. Los riesgos asociados con
parada operativa y la puesta en marcha y la posibilidad de un aumento de la
corrosión debido a la exposición de las superficies del equipo
al aire y la humedad durante el apagado debe ser evaluado cuando se está
planeando una inspección interna.
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Este código se basa en el seguimiento de una muestra representativa de los
lugares de inspección de tuberías seleccionada con específica
intención de revelar una evaluación razonablemente precisa de la condición de
la tubería.
6.2 Inspección durante la instalación y cambios de servicio
6.2.1 Instalación de Tuberías
Las tuberías serán inspeccionados de acuerdo con el código de requisitos de
construcción en el momento de la instalación. los
propósito de la inspección de instalación es para comprobar que la tubería esté
limpia y segura para la operación, y para iniciar la planta
los registros de inspección de los sistemas de tuberías. La inspección mínima
de instalación debe incluir los siguientes elementos:
a) la verificación de que las tuberías se ha instalado correctamente, los
soportes son adecuados y asegurado, accesorios exteriores, como
soportes, zapatos, perchas están asegurados, el aislamiento se ha instalado
correctamente, con bridas y otras conexiones mecánicas
son correctamente montado y la tubería esté limpia y seca;
b) la verificación de los dispositivos de alivio de presión cumplen los
requisitos de diseño (dispositivo correcto y la presión de ajuste correcto) y
estén correctamente instalados.
Esta inspección la instalación debe documentar las mediciones de espesores
de línea de base que se utilizará como espesor inicial
lecturas para los cálculos de la tasa de corrosión en lugar de los datos espesor
nominal y mínima en las especificaciones y el diseño
hojas de datos / dibujos. Esto también facilitará la creación de un cálculo de la
velocidad de corrosión exacta después de la primera in-
se registran las mediciones de espesores de servicio.
6.2.2 Las tuberías de cambio de servicio
Si se cambian las condiciones de servicio del sistema de tuberías, es decir,
superará el sobre de funcionamiento actual (por ejemplo,
contenidos de proceso, la presión máxima de operación, y la temperatura
máxima y mínima de funcionamiento), la inspección
intervalos se establecerán para las nuevas condiciones de servicio.
Si tanto la propiedad y la ubicación de la tubería se cambian, las tuberías
deberán ser inspeccionados antes de ser reutilizado.
Además, las condiciones de servicio admisibles y el intervalo de inspección se
establecerán para el nuevo servicio.
6.3 Tuberías Planificación Inspección
6.3.1 Generalidades
La frecuencia y el alcance de la inspección en los circuitos de tuberías ya sea
por encima o por debajo del suelo dependen de las formas de
la degradación que puede afectar a la tubería y la consecuencia de una falla de
la tubería. Las diversas formas de degradación que pueden
proceso de afectar a los circuitos de tuberías se describen en la Tabla 1 y API
571 en más detalle. Una clasificación simplificada de tuberías
basado en la consecuencia del fracaso se define en 6.3.4. Como se describe en
5.1, estrategia de inspección basado en la probabilidad
y la consecuencia del fracaso se conoce como RBI.
El esquema de clasificación de tuberías simplificada en 6.3.4 se basa en la
consecuencia de un fallo. La clasificación es
utilizado para establecer la frecuencia y el alcance de la inspección. El
propietario / usuario puede diseñar una más extensa clasificación
esquema que evalúa con mayor precisión consecuencia para ciertos circuitos
de tuberías. La evaluación de las consecuencias sería
considerar la posibilidad de explosión, incendio, toxicidad, impacto ambiental,
y otros efectos potenciales asociados con un
fracaso.
Después se lleva a cabo una evaluación eficaz, los resultados pueden ser
utilizados para establecer una estrategia de inspección circuito de tuberías
y defina lo siguiente:
a) los métodos apropiados de inspección, el alcance, herramientas y técnicas
para ser utilizado basan en las formas previstas de
la degradación;
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b) la frecuencia de inspección apropiado;
c) la necesidad de pruebas de presión después de haber sufrido daños o
después de reparación o modificación han sido
completado; y
d) la prevención y las medidas de mitigación que podrían reducir la
probabilidad y consecuencia de una falla de la tubería.
6.3.2 RBI para la Planificación de Inspección
Una evaluación RBI se puede utilizar para aumentar o disminuir los límites de
inspección descritos en la Tabla 2. De manera similar, la extensión de la
inspección puede ser aumentado o disminuido más allá de los objetivos en la
Tabla 3, de una evaluación de RBI. Cuando utilizado para aumentar
inspección límites del intervalo o el alcance de la inspección, las evaluaciones
RBI se llevarán a cabo a intervalos
que no exceda de los límites respectivos de la Tabla 2, o con mayor frecuencia
si se justifica por el proceso, el equipo, o consecuencia
cambios. Estas evaluaciones RBI deberán ser revisados y aprobados por un
ingeniero de la tubería y la tubería autorizado
inspector en intervalos que no excedan de los límites respectivos de la Tabla
2, o con mayor frecuencia si se justifica por el proceso, el equipo,
o cambios de consecuencia.
6.3.3 Intervalos de inspección
Si RBI no se está utilizando, se establece y se mantiene mediante el intervalo
entre las inspecciones de tuberías
siguientes criterios:
a) la velocidad de corrosión y los cálculos de vida restante;
b) la clasificación de servicio de tuberías (véase 6.3.4);
c) los requisitos jurídicos aplicables;
d) El juicio del inspector, el ingeniero de la tubería, el supervisor ingeniero de
la tubería, o un especialista en materiales, basados en condiciones de
funcionamiento, previa inspección de la historia, resultados de inspección
actuales, y las condiciones que pueden justificar inspecciones suplementarias
cubiertos en 5.5.6.
El propietario / usuario o el inspector deberán establecer intervalos de
inspección para la medición de espesores y visual externa inspecciones y, en
su caso, para las inspecciones internas y suplementarios.(Pregunta de
esxamen)
Las mediciones de espesores deben programarse en intervalos que no excedan
el menor de la mitad de la vida restante determinado a partir de las tasas de
corrosión indicados en 7.1.1.1 o los intervalos máximos recomendados en la
Tabla 2. Shorter intervalos pueden ser apropiados en determinadas
circunstancias. Antes de usar la Tabla 2, las tasas de corrosión se calcularán
de acuerdo con 7.1.1.1. Tabla 2 contiene recomienda intervalos máximos de
inspección para las clases 1, 2 y 3 de los servicios descritos en tuberías
6.3.4, así como los intervalos recomendados para los puntos de inyección y las
interfaces S / A. Intervalos máximos de tuberías de Clase 4
se dejan a la determinación del propietario / usuario dependiendo de las
necesidades de fiabilidad y de negocios.
El intervalo de inspección deberá ser revisado y ajustarse según sea necesario
después de cada inspección o cambio significativo en
condiciones de operación. La corrosión general, corrosión localizada,
picaduras, agrietamiento ambiental, y otra aplicable
formas de deterioro se ha mencionado en la Sección 5 se considerará la hora
de establecer los diferentes intervalos de inspección.
6.3.4 Clases de servicios de Tuberías
6.3.4.1 general
Todos los sistemas de tuberías de proceso se pueden clasificar en diferentes
clases de tuberías. Tal sistema de clasificación permite adicional
los esfuerzos de inspección que se centró en los sistemas de tuberías que
puedan tener los más altos posibles consecuencias si falla o pérdida
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debe ocurrir de contención. En general, los sistemas más alto de anuncios
requieren más extensa inspección en más corto
intervalos para afirmar su integridad para un funcionamiento
seguro. Clasificaciones deben basarse en el potencial
seguridad y efectos ambientales que se produzca una fuga.
Propietario / usuarios deberán mantener un registro de los fluidos de tuberías
de procesos manejados, incluyendo sus clasificaciones. API 750 y
NFPA 704 proporcionan información que puede ser útil en la clasificación de
los sistemas de tuberías de acuerdo a los riesgos potenciales de
los fluidos de proceso que contienen.
Se recomiendan las cuatro clases enumeradas a continuación en 6.3.4.2 a
través 6.3.4.5.
6.3.4.2 Clase 1
Servicios con mayor potencial de resultar en una emergencia inmediata en
caso de fuga se hubiere producido en la clase 1. Tal
una emergencia puede ser la seguridad o el medio ambiente en la
naturaleza. Ejemplos de Clase 1 de tuberías incluyen, pero no son
necesariamente
limitado a aquellos que contienen lo siguiente.
a) Servicios inflamables que pueden autorefrigerate y conducir a la rotura
frágil.
b) servicios que puedan vaporizan rápido durante la liberación, vapores crean
que pueden reunir y formar una presurizado
mezcla explosiva, tales como C2, C3, C4 y corrientes. Los fluidos que puede
vaporizar rápidamente son los que tienen atmosférica
temperaturas de ebullición por debajo de 50 ° F (10 ° C) o en el punto de
ebullición atmosférica es inferior a la de funcionamiento
temperatura (normalmente una preocupación con los servicios de alta
temperatura).
c) El sulfuro de hidrógeno (mayor que 3% en peso) en una corriente gaseosa.
d) cloruro de hidrógeno anhidro.
e) El ácido fluorhídrico.
f) Tubería sobre o junto al agua y tuberías sobre las vías principales públicos
(consulte Departamento de Transportación y
Reglamentos de la Guardia Costera de Estados Unidos para la inspección de
más de tuberías de agua).
g) Servicios inflamables que operan por encima de su temperatura de ignición.
6.3.4.3 Clase 2
Los servicios no comprendidos en otras clases incluirán en la clase 2. Esta
clasificación incluye la mayoría de las tuberías de proceso del equipo
y seleccionados tuberías fuera del sitio. Ejemplos típicos de estos servicios
incluyen, pero no se limitan necesariamente a aquellos
que contiene lo siguiente:
a) en el lugar de los hidrocarburos, que vaporizan lentamente durante la
liberación, como los que operan por debajo del punto de inflamación,
b) hidrógeno, gas combustible y el gas natural,
c) en el lugar de los ácidos y cáusticos fuertes.
6.3.4.4 Clase 3
Servicios que son inflamables, pero no se vaporizan de manera significativa
cuando se escapan y no están ubicados en zonas de alta actividad
en la clase 3. Servicios que son potencialmente dañinos para el tejido humano,
pero se encuentran en zonas remotas pueden ser incluidos
en esta clase. Ejemplos de la clase 3 servicios incluyen, pero no están
necesariamente limitados a los que contiene lo siguiente:
a) en el lugar de los hidrocarburos que no vaporizar significativamente
durante la liberación, como los que operan debajo del flash
punto;
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b) destilados y líneas de productos desde y hacia el almacenamiento y carga;
c) las tuberías patio de tanques;
d) fuera de las instalaciones ácidos y cáusticos.
6.3.4.5 Clase 4
Servicios que son esencialmente no inflamable y no tóxico en la clase 4, al
igual que la mayoría de los servicios públicos. Inspección de
Clase 4 tubería es opcional y por lo general basado en las necesidades de
fiabilidad e impactos de negocio en lugar de la seguridad o
impacto ambiental. Ejemplos de Clase 4 servicio incluyen, pero no se limitan
necesariamente a los que contienen el
siguiendo:
a) de vapor y vapor de agua condensado;
b) aire;
c) de nitrógeno;
d) agua, incluida el agua de alimentación de calderas, despojado de aguas
ácidas;
e) de aceite lubricante, aceite de foca;
f) ASME B31.3, los servicios de la categoría D;
g) las tuberías y cloacas.
6.4 Extensión de Visual Exteriores y CUI Inspecciones
Inspecciones visuales externos, incluidas las inspecciones para CUI, deben
llevarse a cabo en intervalos máximos que figuran en la Tabla 2
para evaluar los artículos tales como los de API 574. Alternativamente, los
intervalos de inspección visuales externas pueden ser establecidos por
mediante una evaluación RBI válida realizada de acuerdo con API 580. Esta
inspección visual externa para el potencial CUI
también para evaluar la condición de aislamiento y se llevarán a cabo en todos
los sistemas de tuberías susceptibles de CUI enumerados en API
574. Los resultados de la inspección visual deben documentarse para facilitar
las inspecciones de seguimiento.
Tras la inspección visual externa de sistemas susceptibles, se requiere un
examen adicional para la inspección
de CUI. El alcance y el tipo de la inspección adicional CUI se enumeran en la
Tabla 3. Aislamiento dañado a mayor
elevaciones pueden resultar en CUI en zonas más bajas a distancia de los
daños. Inspección ECM para CUI también debe ser
llevado a cabo como se indica en la Tabla 3 en lugares sospechosos que
satisfacen los criterios de temperatura enumerados en el API 574. RT o de
aislamiento
la eliminación y la inspección visual normalmente se requiere para esta
inspección en lugares dañados o sospechosos. Otros ECM
los métodos de evaluación se pueden usar donde sea aplicable. Si la
inspección de las zonas dañadas o sospechosas ha localizado
CUI significativa, áreas adicionales debe ser inspeccionado y, cuando se
justifique, hasta el 100 por ciento del circuito debe ser
inspeccionado.
La amplitud del programa de CUI describe en la Tabla 3 se debe considerar
como niveles objetivo para los sistemas de tuberías y
lugares sin experiencia inspección CUI. Se reconoce que varios factores
pueden afectar a la probabilidad de que CUI
incluir:
a) las condiciones climáticas locales,
b) El diseño de aislamiento y mantenimiento,
c) la calidad del revestimiento,
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d) las condiciones de servicio.
Instalaciones con experiencia inspección CUI pueden aumentar o reducir los
objetivos de inspección CUI de la Tabla 3. Un exacta
No se requiere la contabilidad de los objetivos de inspección CUI. El
propietario / usuario puede confirmar los objetivos de inspección con
historia operativa u otra documentación.
Los sistemas de tuberías que se sabe que tienen una vida útil restante de más
de 10 años o que están protegidas adecuadamente contra
la corrosión externa no necesita ser incluido para la inspección NDE
recomendada en la Tabla 3. Sin embargo, la condición de
el sistema de aislamiento o el revestimiento exterior, como una cáscara de caja
fría, se deben observar periódicamente por operativo o
otro personal. Si se observa el deterioro, se debe informar al inspector. Los
siguientes son ejemplos de éstos
sistemas:
a) los sistemas de tuberías aisladas eficazmente para impedir la entrada de
humedad,
b) con camisa sistemas de tuberías criogénicas,
c) sistemas de tuberías instalados en una caja de frío en el que la atmósfera se
purga con un gas inerte,
d) los sistemas de tuberías en el que se mantiene la temperatura es lo
suficientemente baja o suficientemente alta para evitar la
presencia de agua.
La inspección visual externa de la tubería al descubierto es evaluar el estado
de los sistemas de pintura y revestimiento, para comprobar si hay
corrosión externa, y para comprobar si hay otras formas de deterioro.
6.5 Alcance de la medición de espesores de Inspección
Para satisfacer los requisitos de intervalos de inspección, cada inspección
medición de espesores debe obtener lecturas de espesor
en una muestra representativa de CML en cada circuito (ver 5.6). Este
muestreo representativo debe incluir datos para
todos los diversos tipos de componentes y orientaciones (horizontal y vertical)
encontrado en cada circuito. Este muestreo también
incluirá CMLs con la fecha de renovación más temprana a partir de la
inspección anterior. Los más CMLs medidos para cada
circuito, el más precisión la próxima fecha de inspección se proyectará. Por lo
tanto, la inspección programada de circuitos
debe obtener el máximo de medidas que sean necesarias.
El alcance de la inspección de los puntos de inyección se cubre en API 574.
6.6 Alcance de calibre pequeño, tuberías auxiliares y roscados conexiones
Inspecciones
6.6.1 PAS Inspección
PAS que es tuberías de proceso primario debe ser inspeccionado de acuerdo
con todos los requisitos de este documento.
PAS que es tuberías de proceso secundario tiene diferentes requisitos
mínimos, dependiendo de la clasificación de servicio.
Clase 1 PAS secundaria deberán ser inspeccionados a los mismos requisitos
que las tuberías de proceso primario. La inspección de la Clase 2
y Clase 3 SBP secundaria es opcional. Deadlegs PAS (tales como bridas de
nivel) en la Clase 2 y Clase 3 sistemas deberían
ser inspeccionados donde la corrosión se ha experimentado o está previsto.
Deadlegs con CMLs deben ser rastreados en un circuito de tuberías separadas
de la tubería de la línea principal. Estos deadlegs o baja
puntos normalmente se identifican y documentan en el acta de inspección por
el inspector. Deadlegs se pueden combinar
en un circuito si sus tasas de corrosión esperados son similares. Las
inspecciones deben incluir una radiografía de perfil en pequeño
deadlegs diámetro, tales como respiraderos y desagües, y UT o RT en
deadlegs de mayor diámetro.
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6.6.2 Auxiliar de tuberías Inspección
La inspección de la PAS auxiliar asociado con los instrumentos y la
maquinaria es opcional y la necesidad de que lo haría
suelen ser determinado por la evaluación de riesgos. Criterios a considerar en
la determinación de si la PAS auxiliar necesitará algún
forma de inspección incluye lo siguiente:
a) Clasificación,
b) potencial de agrietamiento del medio ambiente o la fatiga,
c) potencial de corrosión basado en la experiencia con los sistemas primarios
adyacentes,
d) posibilidad de CUI.
6.6.3 conexiones roscadas de Inspección
La inspección de las conexiones roscadas será de acuerdo a los requisitos
enumerados anteriormente para pequeño calibre y auxiliares
tuberías. Al seleccionar CMLs en conexiones roscadas, incluir sólo aquellos
que pueden ser radiografiado durante
inspecciones programadas.
Las conexiones roscadas asociados con la maquinaria y sujetos a daños por
fatiga deben ser evaluados periódicamente y
considerada para su posible renovación con una pared más gruesa o actualizar
a componentes soldados. El horario para tales
renovación dependerá de varios temas, entre ellos los siguientes:
a) la clasificación de la tubería,
b) la magnitud y la frecuencia de vibración,
c) cantidad de peso sin apoyo,
d) grosor de la pared de tubería actual,
e) si el sistema se puede mantener en funcionamiento,
f) la velocidad de corrosión,
g) servicio intermitente.
6.7 Inspección y mantenimiento de los dispositivos de alivio de presión
(PRD)
6.7.1 general
PRD deberán ser probados y reparados por una organización de reparación de
experiencia en mantenimiento de la válvula de alivio. PRD deben estar
inspeccionado, probado y mantenido de acuerdo con API 576
[19]
.
6.7.2 Proceso de Aseguramiento de la Calidad para el PRD
Cada organización de reparación de equipo deberá contar con un sistema de
garantía de calidad totalmente documentado. Como mínimo, la
siguiente se incluirá en el manual de garantía de calidad:
a) página del título;
b) registro de revisiones;
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c) La página de contenidos;
d) Declaración de la autoridad y la responsabilidad;
e) el organigrama;
f) ámbito de trabajo;
g) dibujos y controles de especificación;
h) los requisitos para el control de materiales y parte;
i) programa de reparación e inspección;
j) Los requisitos para la soldadura, ECM, y el tratamiento térmico;
k) requisitos para la prueba de la válvula, configuración, pruebas de fugas, y
sellado;
l) ejemplo general de la placa de identificación de reparación de la válvula;
m) requisitos para la calibración de medición y prueba calibres;
n) los requisitos para la actualización y el control de las copias del manual de
control de calidad;
Tabla 2 recomendado por intervalos máximos de inspección
Tipo de Circuito
Las mediciones de espesores
Visual externa
Clase 1
Cinco años
Cinco años
Clase 2
10 años
Cinco años
Clase 3
10 años
10 años
Clase 4
Optativo
Optativo
Puntos de inyección
la
Tres años
Por clase
S / A
b
-
Por clase
Las mediciones de espesores NOTA aplican a los sistemas para los que CMLs
han sido establecidos de conformidad con 5.6.
la
Los intervalos de inspección para los puntos de inyección / mezcla
potencialmente corrosivos también pueden ser establecidos por un análisis
RBI válida
acuerdo con API 580.
b
Ver API RP 574 para más información sobre las interfaces S / A.
Extensión Tabla 3-Recomendado de Inspección CUI Siguiendo
Inspección Visual
Clase Pipe
Aproximado Cantidad de Seguimiento Examen
con ECM o levantamiento de aislamiento en las zonas con
Aislamiento Dañado
Aproximado Cantidad de Inspección CUI por
ECM en zonas sospechosas en Piping Systems
dentro de los rangos de temperatura Susceptibles como
se indica en API 574
1
75%
50%
2
50%
33%
3
25%
10%
4
Optativo
Optativo
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API 570
o) formularios de muestra;
) formación y cualificación p requerido para personal de reparación;
) Requisitos de q para el manejo de las no conformidades.
Cada organización de reparación tendrá, además, un programa de capacitación
totalmente documentada que haya seguridad de que el personal de reparación
están calificados en el ámbito de las reparaciones.
6.7.3 Pruebas de PRD y de inspección Intervalos
6.7.3.1 general
Dispositivos de alivio de presión deberán ser probados e inspeccionados a
intervalos que son lo suficientemente frecuentes para verificar que las válvulas
realizar de forma fiable en las condiciones de servicio particulares. Otros
dispositivos de alivio de presión (por ejemplo, discos de ruptura y de vacío
válvulas rompedoras) deberán ser inspeccionados a intervalos basados en las
condiciones de servicio. El intervalo de inspección para todos a la presión
dispositivos aliviar viene determinada tanto por el inspector, ingeniero, u otra
persona calificada por el propietario / usuario
sistema de aseguramiento de la calidad.
6.7.3.2 A menos experiencia documentada y / o una evaluación RBI indica
que un intervalo más largo es aceptable,
intervalos de prueba e inspección de los dispositivos de alivio de presión en
servicios de procesos típicos no debe exceder de:
a) cinco años para los servicios típicos de proceso, y
b) 10 años para limpieza (nonfouling) y servicios corrosivos.
Cuando un dispositivo de alivio de presión se encuentra para ser muy sucia o
pegada, la inspección y las pruebas de intervalo será
redujo a menos que una revisión muestra que el dispositivo funcionará de
forma fiable en el intervalo actual. La revisión debe
determinar la causa de las incrustaciones o las razones para el dispositivo de
alivio de presión no funciona correctamente.
7 Evaluación de datos de inspección, análisis y grabación
7.1 Corrosión Tasa Determinación
7.1.1 El resto de los cálculos de la Vida
La vida restante del sistema de tuberías se calculará de la siguiente fórmula:
(1)
dónde
t
real
es el espesor real, en milímetros (pulgadas), medido en el momento de la
inspección de un lugar determinado o
componente como se especifica en 5.6.
t
necesario
es el espesor requerido, en milímetros (pulgadas), en el mismo lugar o
componente como el táctil
la medición calculada por las fórmulas de diseño (por ejemplo, presión y
estructurales) antes de la corrosión
se añaden subsidio y la tolerancia del fabricante.
La velocidad de corrosión LT de circuitos de tuberías se calculará de la
siguiente fórmula:
(2)
Vida restante (años)
t
real
t
necesario
-
velocidad de corrosión [pulgadas (mm) por año]
-------------------------------------------------- ---------------------------------------
=
Tasa Corrosioon (LT)
t
inicial
t
real
-
tiempo (años) entre t
inicial
y t
real
-------------------------------------------------- --------------------------------------
=
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La velocidad de corrosión ST de circuitos de tuberías se calculará de la
siguiente fórmula:
dónde
t
inicial
es el espesor, en milímetros (pulgadas), en el mismo lugar como táctil medido
durante la instalación inicial o
al comienzo de un nuevo entorno velocidad de corrosión;
t
anterior
es el espesor, en milímetros (pulgadas), en la misma ubicación que táctiles
medida durante uno o más
inspecciones anteriores.
Las fórmulas anteriores se pueden aplicar en un enfoque estadístico para
evaluar las tasas de corrosión y vida restante
cálculos para el sistema de tuberías. Se debe tener cuidado para asegurar que
el tratamiento estadístico de los resultados de los datos refleja
la condición real de los diversos componentes de tubería. El análisis
estadístico empleando mediciones de puntos no es
aplicable a los sistemas de tuberías con mecanismos de corrosión
impredecibles localizados significativos.
LT y ST tasas de corrosión se deben comparar para ver lo que resulta en la
vida útil restante más corto como parte de los datos
evaluación. El inspector autorizado, en consulta con un especialista en
corrosión, seleccionará la velocidad de corrosión que
mejor refleja el actual proceso (véase 6.3.3 para la determinación de intervalo
de inspección).
7.1.2 acaba de instalar sistemas de tuberías o cambios en el servicio
Para los nuevos sistemas de tuberías y sistemas de tuberías para el que se
están cambiando las condiciones de servicio, uno de los siguientes
métodos se emplean para determinar la tasa probable de la corrosión de la que
el espesor de la pared restante en el
hora de la próxima inspección se puede estimar.
a) Una velocidad de corrosión para un circuito de tuberías puede calcularse a
partir de los datos recogidos por el propietario / usuario en los sistemas de
tuberías de
material similar en el servicio comparable y condiciones de funcionamiento
comparables.
b) Si los datos para el mismo o similar servicio no están disponibles, una tasa
de corrosión para un circuito de tuberías puede estimarse a partir de
la experiencia del propietario / usuario o de los datos publicados en los
sistemas de tuberías en servicio comparable.
c) Si la velocidad de corrosión probable no se puede determinar por cualquiera
de los métodos enumerados en el punto a) o el artículo b), el inicial
determinaciones de medición de espesores se hicieron después de no más de
tres meses de servicio mediante el uso de
la medición de espesores no destructivos del sistema de tuberías. Dispositivos
de monitorización de la corrosión, tales como corrosión
cupones o sondas de la corrosión, pueden ser útiles en el establecimiento de la
sincronización de estas mediciones de espesor.
Mediciones posteriores se efectuarán después de intervalos apropiados hasta
que se establezca la velocidad de corrosión.
7.1.3 Sistemas de tuberías existentes
Las tasas de corrosión se calcularán ya sea en un corto plazo o una base LT.
Si los cálculos indican que se ha supuesto una tasa inexacta de la corrosión, la
tasa que se utilizará para el siguiente período
se ajustará de acuerdo con la tasa real encontrado.
Determinación 7,2 PSMA
El PSMA para el uso continuo de los sistemas de tuberías se establecerá
utilizando el código aplicable. Cálculos
puede estar hecho de materiales conocidos si todos los siguientes detalles
esenciales son conocidos para cumplir con los principios de la
código aplicables:
a) los límites de temperatura superiores y / o inferiores para materiales
específicos,
Tasa Corrosioon (ST)
t
anterior
t
real
-
tiempo (años) entre t
anterior
y t
real
-------------------------------------------------- ------------------------------------------
=
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API 570
b) la calidad de los materiales y mano de obra,
c) los requisitos de inspección,
d) el refuerzo de las aberturas,
e) los requisitos de servicios cíclicos.
Para materiales desconocidos, los cálculos pueden realizarse asumiendo el
material de grado más bajo y la eficiencia conjunta en el
código aplicable. Cuando se vuelve a calcular la PSMA, el espesor de pared
utilizado en estos cálculos será el real
espesor determinado por la inspección menos el doble de la pérdida estimada
de corrosión antes de la fecha de la próxima inspección
(ver 6.3.3). Deberá tenerse para las otras cargas, de acuerdo con el código
aplicable. La aplicables
asignaciones de código para presión y temperatura variaciones de la PSMA
están permitidos siempre todos los asociados
criterios de código están satisfechos.
Tabla 4 contiene dos ejemplos de cálculos de PSMA que ilustran el uso de la
corrosión concepto de vida media.
7.3 Requerido Determinación Espesor
El espesor requerido de una tubería será el mayor entre el espesor de diseño de
presión o el mínimo estructural
de espesor. Para los servicios de alto riesgo, el ingeniero de la tubería debe
considerar aumentar el espesor requerido para
prever cargas imprevistas o desconocidas, o la pérdida de metal sin
descubrir. Ver API 574 para obtener información sobre el diseño
y espesores mínimos estructurales.
7.4 Evaluación de resultados de la inspección
Presión contiene componentes encontró que la degradación que podrían
afectar a su capacidad de carga [Presión
cargas y otras cargas aplicables (por ejemplo, el peso, el viento, etc., por API
579 a 1 / ASME FFS-1)] deberá ser evaluado por
la continuidad del servicio. Fitness-por-servicio técnicas, como los
documentados en la API de 579 a 1 / ASME FFS-1, Segunda
Edition, puede ser utilizado para esta evaluación. Las técnicas de aptitud para
el servicio utilizados deberán ser aplicables a la específica
degradación observada. Las siguientes técnicas pueden usarse según sea
aplicable.
a) Evaluar la pérdida de metal en exceso de la tolerancia de corrosión, se
puede realizar una evaluación de aptitud para el servicio
de acuerdo con una de las siguientes secciones de API 579 a 1 / ASME FFS-
1. Esta evaluación requiere el uso de
una asignación futura corrosión, que se establecerá, en base a 7,1.
1) Evaluación del general metal Pérdida-API 579-1 / ASME FFS-1, Sección
4.
2) Evaluación de metal Local Pérdida-API 579 a 1 / ASME FFS-1, Sección 5.
3) Evaluación de la corrosión por picadura-API 579-1 / ASME FFS-1,
Sección 6.
b) Evaluar las ampollas y laminaciones, una evaluación de aptitud para el
servicio se debe realizar de acuerdo con
API 579-1 / ASME FFS-1, Sección 7. En algunos casos, esta evaluación
requerirá el uso de una corrosión futuro
subsidio, que se establecerá, en base a 7,1.
c) Evaluar desalineación y concha distorsiones de soldadura, una evaluación
de aptitud para el servicio debe realizarse en
acuerdo con API 579 a 1 / ASME FFS-1, Sección 8.
d) Evaluar los defectos crack como, una evaluación de aptitud para el servicio
se debe realizar de acuerdo con API 579-
1 / ASME FFS-1, Sección 9.
e) Evaluar los efectos de daño de fuego, una evaluación de aptitud para el
servicio se debe realizar de acuerdo con
API 579-1 / ASME FFS-1, Sección 11.
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Análisis de tensión 7.5 Tuberías
Las tuberías se deben soportado y guiado de manera que:
a) su peso se realiza de forma segura,
b) tiene suficiente flexibilidad para la expansión o contracción térmica, y
c) que no vibra en exceso.
Flexibilidad de tuberías es de creciente preocupación mayor es el diámetro de
la tubería y mayor es la diferencia entre
las condiciones ambientales y la temperatura de funcionamiento.
Tubería análisis de tensión para evaluar la flexibilidad del sistema y la
adecuación de soporte normalmente no se lleva a cabo como parte de una
tubería
inspección. Sin embargo, muchos sistemas de tuberías existentes se analizaron
como parte de su diseño original o como parte de un re-
calificación o modificación, y los resultados de estos análisis pueden ser útiles
en el desarrollo de planes de inspección. Cuando
se observa un movimiento inesperado de un sistema de tuberías, tales como
durante una inspección visual externa (véase 5.4.3), el
inspector debe discutir estas observaciones con el ingeniero de la tubería y
evaluar la necesidad de la realización de una tubería
Análisis de estrés.
Tabla 4-Dos ejemplos del cálculo de PSMA que ilustra el uso del concepto
de la corrosión de media vida
Ejemplo 1
Presión de diseño / temperatura
500 psig / 400 ° F (3,447 kPa / 204 ° C)
Descripción Pipe
NPS 16, peso estándar, A 106-B
Diámetro exterior de la tubería,
D
16 pulg. (406 mm)
Estrés permitido
20.000 psi (137,900 kPa)
La eficiencia de soldadura longitudinal,
E
1.0
Espesor determina a partir de la inspección
0,32 pulg. (8,13 mm)
Velocidad de corrosión observada (ver 7.1.1)
0.01 pulg. / Año (0.254 mm / año)
Inspección Siguiente planificada
5 años
Pérdida de la corrosión estimado por la fecha de la próxima inspección
= 5 0.01 = 0.05 pulg. (5 0,254 = 1,27 mm)
PSMA en nosotros consuetudinarios (USC) unidades
= 2
SEt
/
D
= 550 psig
En las unidades del SI
= 3747 kPa
Conclusión: OK
Ejemplo 2
Inspección Siguiente planificada
7 años
Pérdida de la corrosión estimado por la fecha de la próxima inspección
= 7 0,01 = 0,07 pulg. (7 0.254 = 1.78mm)
PSMA En unidades USC
= 2
SEt
/
D
= 450 psig
En las unidades del SI
= 3104 kPa
Conclusión: hay que reducir intervalo de inspección o determinar que la
presión normal de operación no excederá este nuevo PSMA durante
el séptimo año, o renovar la tubería antes de que el séptimo año.
NOTA 1 psig = libras por pulgada cuadrada; psi = libras por pulgada
cuadrada.
NOTA 2 La fórmula para PSMA es de ASME B31.3, la ecuación 3b, donde
t
= Espesor corroído.
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API 570
Ver API 574 para obtener más información sobre el diseño de presión,
espesores mínimos requeridos mínimos y estructurales,
incluyendo fórmulas, problemas de ejemplo y tablas predeterminadas de
mínimos sugeridas.
Tubería análisis de tensión puede identificar los componentes más sometidos a
grandes esfuerzos en un sistema de tuberías y predecir la térmica
movimiento del sistema cuando se coloca en funcionamiento. Esta
información se puede utilizar para concentrar los esfuerzos de inspección
en los lugares más propensos a daños por fatiga de expansión térmica
(calentamiento y enfriamiento) ciclos y / o fluencia
daños en las tuberías de alta temperatura. Comparando los movimientos
térmicos previstos con los movimientos observados puede ayudar
identificar la ocurrencia de condiciones de funcionamiento inesperados y
deterioro de las guías y soportes. Consulta
con el ingeniero de la tubería que sean necesarias para explicar las
desviaciones observadas de las predicciones de análisis, sobre todo
para sistemas complejos que implican múltiples soportes y guías entre los
puntos finales.
Análisis de estrés de tuberías también puede ser empleado para ayudar a
resolver los problemas de vibración tuberías observados. Lo natural
frecuencias en la que un sistema de tuberías vibrará pueden predecirse por el
análisis. Los efectos de la guía adicional puede ser
evaluado para evaluar su capacidad de controlar la vibración mediante el
aumento de las frecuencias naturales del sistema más allá de la frecuencia
de fuerzas de excitación, tales como la velocidad de rotación de la
máquina. Es importante determinar que los guías añadido al control de la
vibración
no restringir adversamente la expansión térmica.
7.6 Informes y Registros para Tuberías Sistema de Inspección
7.6.1 permanentes y progresivos Registros
Los propietarios de sistemas de tuberías y los usuarios deberán llevar registros
permanentes y progresivas de sus sistemas de tuberías y
la presión para aliviar dispositivos. Los registros permanentes se mantendrán
durante toda la vida útil de cada sistema de tuberías.
Como parte de estos registros, registros de inspección y mantenimiento
progresistas se actualizará periódicamente para incluir nueva
la información pertinente a la historia operación, inspección y mantenimiento
del sistema de tuberías. Ver también API 574 para
más información de los registros del sistema de tuberías.
7.6.2 Tipos de tuberías Registros
Sistema de tuberías y registros de dispositivos de alivio de presión deberán
contener cuatro tipos de información pertinentes para mecánica
la integridad de la siguiente manera.
a) La fabricación, Construcción y Diseño de la Información en la medida
disponible-Por ejemplo, MDR, MTR, soldadura
mapas, WPS / PQR, datos de especificación de diseño, cálculos de diseño de
tuberías, registros NDE, los registros de tratamiento térmico,
para aliviar la presión cálculos de dimensionamiento de dispositivos y los
planos de construcción.
b) Historia Para Inspección ejemplo, los informes de inspección y datos para
cada tipo de inspección llevada a cabo (por ejemplo, internos,
, mediciones externas de espesor), y las recomendaciones de inspección para
la reparación. Los informes de inspección deberá
documentar la fecha de cada inspección y / o el examen, la fecha de la
próxima inspección programada, el nombre (o
iniciales) de la persona que realizó la inspección y / o el examen, el número de
serie u otro identificador del
equipo inspeccionado, una descripción de la inspección y / o el examen
realizado, y los resultados de la
inspección y / o examen. Registros Piping RBI deben estar de acuerdo con
API 580.
c) Servicios de reparación, alteración, y re-rating información -por ejemplo:
1) las formas de reparación y alteración si preparadas;
2) los informes que indican que los sistemas de tuberías todavía en servicio,
ya sea con las deficiencias observadas, reparaciones temporales o
recomendaciones para la reparación, son adecuados para el servicio continuo
hasta que las reparaciones pueden ser completadas; y
3) Documentación recalificación (incluyendo cálculos recalificación y las
nuevas condiciones de diseño.
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d) Evaluación de aptitud para el servicio Requisitos de documentación se
describen en API 579 hasta 1 / ASME FFS-1-
Requisitos de documentación específicos para el tipo de defecto están
evaluando se proporcionan en la parte apropiada de
API 579-1 / ASME FFS-1.
7.6.3 Operación y Mantenimiento de Registros
Registros de operaciones y mantenimiento del sitio, tales como las
condiciones de operación, incluyendo alteraciones en el proceso que puedan
afectar
integridad mecánica, cambios en el servicio, el daño mecánico de
mantenimiento debe también estar disponible para el
inspector.
7.6.4 Los registros informáticos
El uso de un sistema basado en computadora para almacenar, calcular, y
analizar los datos debe ser considerado en vista de la
volumen de datos que se generará como parte de un programa de inspección
de tuberías. Los programas de ordenador son particularmente
útil para lo siguiente:
a) el almacenamiento y el análisis de las lecturas de espesor reales;
b) el cálculo de las tasas de corto y largo plazo de la corrosión, fechas de
jubilación, PSMA, y los intervalos de reinspección en un
grabación de puntos de base de registro de punto;
c) poner de relieve las áreas de altas velocidades de corrosión, circuitos de
tuberías atrasados para la inspección, las tuberías cerca de la jubilación
de espesor, y otra información.
7.6.5 Tuberías Circuito Registros
La siguiente información debe ser registrada para cada circuito de tuberías en
el que se encuentran CMLs:
a) los materiales de las especificaciones de construcción / tuberías;
b) las presiones de funcionamiento y diseño y las temperaturas;
c) Valoración de brida ANSI;
d) los fluidos de proceso;
e) si el circuito es un deadleg, punto de inyección, servicio intermitente, u otro
circuito especial;
f) la velocidad de corrosión y una vida útil restante de, al menos, el punto de
examen limitativo en el circuito;
g) intervalo máximo para la inspección externa;
h) intervalo máximo para la inspección de la medición de espesores;
i) cualquier modo la corrosión inusual o localizada que requeriría técnicas
especializadas de inspección;
j) particulares características de circuitos que podrían someter a los rápidos
incrementos de corrosión en el caso de un proceso de malestar o pérdida de
flujo de fluido de inyección.
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7.6.6 Inspección isométricos Dibujos (ISOs)
El propósito principal de ISOs de inspección es identificar la ubicación de
CML y para identificar la ubicación de cualquier
mantenimiento recomendada. Inspección ISOs se recomiendan y deben
contener lo siguiente:
a) todos los componentes importantes de los circuitos de tubería (por ejemplo,
todas las válvulas, codos, tees, ramas, etc.);
b) toda la tubería secundaria para la clase 1 (o alta RBI consecuencia)
circuitos de tuberías;
c) la tubería secundaria hasta la válvula de bloqueo que se utiliza normalmente
para la Clase 2 (o consecuencia RBI apropiado) unidad
tubería;
d) todas las CMLs con información apropiada para localizar los CMLs;
e) la orientación y la escala adecuada para proporcionar detalle legibles;
f) los números de la tubería de circuito y los cambios;
g) continuación los números de dibujo;
h) la identificación de las reparaciones temporales.
Inspección ISOs se recomiendan para todas las tuberías de la unidad y toda
clase 1 (o alta consecuencia RBI) rack de tuberías tuberías en
que CMLs se han definido para la medición de espesores. Métodos
alternativos para tuberías rack de tuberías que
describe adecuadamente el sistema sin ISOs puede ser utilizado.
Inspección ISOs se recomiendan para la Clase 2 (o consecuencia RBI
apropiado) tuberías rack con CML, excepto que
dibujos de tipo rejilla se pueden usar si todos los otros detalles se muestran. El
uso de datos locales o isométricos locales es aceptable
para mostrar la ubicación de CML en dibujos de rejilla.
Inspección ISOs no necesita ser dibujado a escala o mostrar las dimensiones
menos que sea necesario para localizar CMLs.
7.7 Recomendaciones de inspección para reparación o sustitución
Una lista de recomendaciones de reparación o reemplazo (incluye
recomendaciones para las no conformidades) que la tubería de impacto
Se requiere integridad y se mantendrá vigente. El sistema de seguimiento de la
recomendación deberá incluir:
a) recomienda las medidas correctivas o de reparación y la fecha,
b) la prioridad o fecha límite para la acción recomendada,
c) identificador de sistema de tubería (por ejemplo, sistema de tuberías o
número de circuito) que la recomendación afecta.
Se requiere un sistema de gestión para el seguimiento y la revisión de las
recomendaciones pendientes en forma periódica.
7.8 Registros de Inspección de las inspecciones externas
Resultados de las inspecciones del sistema de tuberías externas deberán
documentarse. Se recomienda un formato narrativo o lista de control
al documentar resultados de la inspección. La ubicación de las inspecciones
CUI, ya sea por el aislamiento remoción o ECM, debe ser
identificados. La ubicación puede ser identificado mediante el establecimiento
de una CML en la norma ISO inspección adecuada o con marcada-up
ISOs de construcción e informes narrativos.
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7.9 Tuberías El fracaso e informes de fugas
Las fugas y fallas en las tuberías que se producen como resultado de la
corrosión, fisuras o daños mecánicos deberán notificarse, y
registrado al propietario por el usuario. Al igual que con otras fallas de
tuberías, fugas y fallas en los sistemas de tuberías deben ser investigadas a
identificar y corregir la causa de la falla. Reparaciones temporales a los
sistemas de tuberías deberán documentarse en la inspección
registros.
7.10 Inspección Aplazamiento o Intervalo de revisión
Cualquier circuito de tuberías no haya sido inspeccionado dentro del intervalo
establecido se considera atrasada para su inspección, a menos que un
plan de inspección alternativa aceptable es establecida por un proceso de
aplazamiento o el intervalo de inspección se revisa con
análisis apropiado.
Un aplazamiento es apropiado cuando intervalo actual del circuito de tuberías
todavía se considera que es correcta dado el disponibles
datos, sino una extensión de la fecha de inspección basado en un proceso de
análisis de riesgos documentado es aceptable para la
inspector. Aplazamientos son de una sola vez, extensiones temporales de
inspección de tuberías fechas de vencimiento y no se considerarán
las revisiones de intervalos de inspección.
Una revisión intervalo de inspección es apropiado cuando la revisión de la
condición de la tubería y la historia indica que la corriente
intervalo de inspección fue demasiado conservadora o liberal. Requisitos
básicos para las revisiones de intervalo son:
a) la historia y la condición de las tuberías serán revisados por el inspector;
b) las revisiones de intervalo deben ser documentadas por el inspector y deben
incluir la base técnica de apoyo al
revisión de intervalo;
c) el inspector deberá aprobar una revisión al intervalo o aplazamiento.
NOTA
Si hay potencialmente cualquier tipo inusual de la degradación que participan
en la inspección de los sistemas de tuberías, el inspector es
aconsejó buscar la orientación del especialista ingeniero de tuberías o la
corrosión antes de aprobar cambios de intervalo.
8 reparaciones, reformas, y la recalificación de los sistemas de tuberías
8.1 Reparaciones y Alteraciones
8.1.1 general
Los principios de la ASME B31.3 o el código para la que el sistema de
tuberías se construyó se seguirán en la medida
práctica para reparaciones en servicio. ASME B31.3 está escrito para el
diseño y construcción de sistemas de tuberías. Sin embargo, la mayoría
de los requisitos técnicos de diseño, soldadura, el examen y materiales
también se pueden aplicar en la inspección, re-
calificación, reparación y alteración de los sistemas de tuberías de
funcionamiento. Cuando ASME B31.3 no puede ser seguido por su nueva
la cobertura de la construcción (como revisadas o nuevas especificaciones de
los materiales, los requisitos de inspección, seguro de calor
tratamientos y pruebas de presión), el ingeniero de la tubería o inspector se
guiarán por API 570 en lugar de la estricta conformidad
a ASME B31.3. Como ejemplo de la intención, la frase "principios de ASME
B31.3" se ha empleado en API 570,
en lugar de "de acuerdo con ASME B31.3."
Los principios y prácticas de la API RP 577 también se deben seguir para
todas las reparaciones y modificaciones soldadas.
8.1.2 Autorización
Toda reparación y alteración obra se hará por una organización de reparación
como se define en la Sección 3 y deberá ser autorizada por
el inspector antes de su comienzo. Autorización para Trabajos de
transformación de un sistema de tuberías que no se puede dar sin
previa consulta con, y aprobación por el ingeniero de tuberías. El inspector
designará los puntos de retención de inspección
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API 570
requerido durante la secuencia de reparación o alteración. El inspector podrá
dar autorización general previa limitada o
reparaciones y procedimientos de rutina, siempre que el inspector está
satisfecho con la competencia de la organización de reparación.
8.1.3 Aprobación
Todos los métodos propuestos de diseño, ejecución, materiales,
procedimientos de soldadura, la exploración y las pruebas serán
aprobado por el inspector o por el ingeniero de la tubería, según
corresponda. La aprobación del propietario / usuario en operación de
soldadura es
requerido.
Soldadura reparaciones de grietas que se produjeron en el servicio no debe
intentarse sin consulta previa con la tubería
ingeniero con el fin de identificar y corregir la causa del
agrietamiento. Ejemplos son grietas sospechosos de estar causado
por la vibración, ciclos térmicos, los problemas de expansión térmica, y
agrietamiento ambiental.
El inspector deberá aprobar todas las reparaciones y la alteración de trabajo en
puntos de espera designados y después de las reparaciones y
alteraciones se han completado satisfactoriamente de acuerdo con los
requisitos de API 570.
8.1.4 Las reparaciones de soldadura (Incluyendo on-stream)
8.1.4.1 Las reparaciones temporales
Para las reparaciones temporales, incluyendo en funcionamiento, un cerco
completo soldada recinto manga o de tipo caja dividida diseñada por
el ingeniero de la tubería se puede aplicar sobre el área dañada o corroída. Ver
ASME PCC-2 para más información sobre
reparaciones temporales a los sistemas de tuberías. Grietas longitudinales no
deberán ser reparadas de esta manera a menos que la tubería
ingeniero ha determinado que no se espera que las grietas se propaguen de
debajo de la manga. En algunos casos, el
ingeniero de la tubería deberá consultar con un analista de la fractura. El
diseño de los recintos temporales y reparaciones será
aprobado por el ingeniero de la tubería.
Si el área de reparación se localiza (por ejemplo, picaduras o agujeros) y el
SMYS del tubo no es superior a 40.000 psi
(275,800 kPa), y un análisis de aptitud para el servicio muestra es aceptable,
una reparación temporal puede ser hecha por el filete
soldar un acoplamiento dividida adecuadamente diseñado o parche placa
sobre la zona sin hueso o localmente adelgazada (ver 8.2.3 para el diseño
consideraciones y el Anexo C para un ejemplo). El material para la reparación
deberá coincidir con el metal base menos que sea aprobado
por el ingeniero de la tubería. Un parche filete soldado no debe instalarse en la
parte superior de un parche filete soldada existente. Cuando
la instalación de un parche filete-soldada adyacente a un filete de parche
soldada existente, la distancia mínima entre la punta de la
soldadura de filete no deberá ser inferior a:
dónde
D
es el diámetro interior en pulgadas (milímetros);
t
es el espesor mínimo requerido del parche filete soldadas en pulgadas
(milímetros).
Para fugas menores, recintos diseñados adecuadamente pueden soldarse sobre
la fuga, mientras que el sistema de tuberías está en servicio,
siempre que el inspector está satisfecho de que sigue siendo un espesor
suficiente en la zona de la soldadura y las tuberías
componente puede soportar la soldadura sin la probabilidad de un mayor daño
material, tal como del servicio cáustica.
Reparaciones temporales deben ser removidos y reemplazados con una
reparación permanente adecuada en la próxima disponibles
oportunidad mantenimiento. Reparaciones temporales pueden permanecer en
su lugar por un período más largo de tiempo sólo si aprobado y
documentado por el ingeniero de la tubería.
Dt
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8.1.4.2 Reparaciones Permanentes
Las reparaciones de defectos encontrados en componentes de tubería pueden
realizarse mediante la preparación de una ranura de soldadura que elimina
completamente
el defecto y luego llenar la ranura con el metal de soldadura depositado de
acuerdo con 8.2.
Áreas corroídas pueden restaurarse con el metal de soldadura depositado de
acuerdo con 8.2. Las irregularidades de superficie y
la contaminación, se retira antes de la soldadura. NDE métodos apropiados se
aplicarán después de la finalización de la
soldadura.
Si es factible tomar el sistema de tuberías fuera de servicio, el área defectuosa
puede ser retirado cortando una cilíndrico
sección y su sustitución por un componente de tubería que cumpla con el
código aplicable.
Parches Insertar (parches ras) se pueden usar para reparar las zonas dañadas o
corroídas si los siguientes requisitos son
reunió:
a) soldaduras de ranura de penetración completa se proporcionan;
b) para los sistemas de clase 1 y clase 2 de tuberías, las soldaduras deberán ser
100% radiografiado o ultrasonidos prueba utilizando ECM
procedimientos que son aprobados por el inspector;
c) los parches pueden ser de cualquier forma, pero deberán tener las esquinas
redondeadas [1 pulg. (25 mm) radio mínimo].
Ver ASME PCC-2 para más información sobre reparaciones soldadas a los
sistemas de tuberías.
8.1.5 Reparaciones Nonwelding (on-stream)
Reparaciones temporales de secciones adelgazadas localmente o defectos
circunferenciales lineales se pueden hacer en funcionamiento mediante la
instalación de un
envolturas recinto aplicada (por ejemplo, de fijación atornillada, abrigo
compuesto no metálico, metálicos y epoxi adecuadamente diseñado y,
u otro no soldada aplica reparación temporal). El diseño deberá incluir el
control de cargas de empuje axial Si la tubería
componente que se adjunta es (o puede ser) insuficiente para controlar el
empuje de presión. El efecto de encerrar
(trituración) fuerzas en el componente también se considerarán. Ver ASME
PCC-2 para obtener más información sobre la no metálica
métodos de reparación envoltura compuestos.
Durante plazos de entrega u otras oportunidades apropiadas, sellado de fugas
temporales y dispositivos de fugas de disiparse, incluyendo
válvulas, se extraerá y acciones apropiadas tomadas para restaurar la
integridad original del sistema de tuberías. los
inspector y / o ingeniero de tuberías deben participar en la determinación de
los métodos y procedimientos de reparación. Fuga temporal
sellado y fuga disipar dispositivos pueden permanecer en el lugar durante un
período de tiempo más largo si aprobado y documentado
por el ingeniero de la tubería.
Procedimientos que incluyen sellado de fluidos ("bombeo") para tuberías de
proceso de fugas deben ser revisados a la aceptación de la
inspector o ingeniero de la tubería. La revisión debe tener en cuenta la
compatibilidad del sellador con el
material de fugas; la presión de bombeo en la abrazadera (especialmente
cuando se re-bombeo) y cualesquiera fuerzas de aplastamiento resultantes;
y; el riesgo de sellador que afecta a los medidores de flujo aguas abajo,
válvulas de alivio, o maquinaria; el riesgo de fuga subsiguiente
en roscas de los pernos que causan corrosión o corrosión bajo tensión de los
tornillos; y el número de veces que el área del sello es
repumped.
Ver ASME PCC-2 para más información sobre reparaciones temporales no
soldadas para sistemas de tuberías.
8.2 Soldadura y Hot Tapping
8.2.1 general
Toda reparación y alteración de soldadura se hará de conformidad con los
principios de ASME B31.3 o el código para que
el sistema de tuberías se construyó.
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API 570
Cualquier soldadura realizada sobre componentes de tuberías en operación se
hará de acuerdo con API 2201. El inspector
deberá utilizar como mínimo el "sugerido Hot Tap Lista de comprobación"
que figura en el API de 2 201 para hot tapping realizado en tuberías
componentes. Ver API 577 para obtener más instrucciones sobre hot tapping y
soldadura en servicio.
8.2.2 Los procedimientos, requisitos y Registros
La organización de reparación deberá utilizar soldadores y procedimientos de
soldadura calificado de acuerdo con ASME B31.3 o al
código para la que se construyó la tubería. Ver API 577 para obtener
orientación sobre los procedimientos de soldadura y cualificaciones.
La organización de reparación deberá mantener registros de los
procedimientos de soldadura y las calificaciones de desempeño del
soldador. Estas
registros estarán a disposición del inspector antes del inicio de la soldadura.
8.2.3 Precalentamiento y PWHT
8.2.3.1 general
Consulte la API 577 para obtener orientación sobre el precalentamiento y
PWHT.
8.2.3.2 El precalentamiento
Temperatura de precalentamiento se utiliza en la fabricación de las
reparaciones de soldadura se hará de conformidad con el código aplicable y
cualificado
procedimiento de soldadura. Excepciones para reparaciones temporales
deberán ser aprobadas por el ingeniero de la tubería.
El precalentamiento a no menos de puede ser considerado como una
alternativa a PWHT para alteraciones o reparaciones de 300 ° F (150 ° C)
sistemas de tuberías PWHT inicialmente como un requisito del código (ver
nota). Esto se aplica a la tubería construida de los aceros P-1
enumerados en ASME B31.3. P-3 aceros, con la excepción de los aceros Mn-
Mo, también pueden recibir el 300 ° F (150 ° C) como mínimo
alternativa de precalentamiento cuando la temperatura de funcionamiento del
sistema de tuberías es suficiente para proporcionar la resistencia razonable alta
y cuando no hay peligro de identificación asociada con la prueba de presión,
apagado y arranque. El inspector
debe determinar que la temperatura mínima de precalentamiento se mide y se
mantiene. Después de la soldadura, la articulación debe
inmediatamente ser cubiertos con aislamiento para ralentizar la velocidad de
enfriamiento.
NOTA
El precalentamiento no se puede considerar como una alternativa a la
prevención de agrietamiento ambiental.
Los sistemas de tuberías construidas con otros aceros requieren inicialmente
PWHT normalmente son térmico después del soldeo tratarse si las
alteraciones o
se llevan a cabo las reparaciones que implican soldadura de retención de
presión. El uso de la alternativa de precalentamiento requiere la consulta
con el ingeniero de la tubería que se debe considerar la posibilidad de
agrietamiento ambiental y si la soldadura
procedimiento proporcionará la resistencia necesaria. Ejemplos de situaciones
en las que esta alternativa podría ser considerado
incluir las soldaduras de sellado, la acumulación de metal de soldadura de las
áreas delgadas y clips de apoyo soldadura.
8.2.3.3 PWHT
PWHT de reparaciones del sistema de tuberías o alteraciones se debe hacer
uso de los requisitos aplicables de ASME B31.3 o
el código para la que se construyó la tubería. Ver 8.2.2.2 para un
procedimiento de precalentamiento alternativa para algunos PWHT
requisitos. Excepciones para reparaciones temporales deberán ser aprobadas
por el ingeniero de la tubería.
PWHT local puede ser sustituido por 360 ° de anillamiento en reparaciones
locales en todos los materiales, siempre las siguientes precauciones
y se aplican los requisitos.
a) La solicitud es revisada y un procedimiento desarrollado por el ingeniero de
la tubería.
b) En la evaluación de la idoneidad de un procedimiento, se tendrá en cuenta a
los factores aplicables, tales como metal común
espesor, gradientes térmicos, las propiedades del material, los cambios
resultantes de PWHT, la necesidad de penetración completa
soldaduras y superficie y exámenes volumétricos después PWHT. Además,
las cepas globales y locales y
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distorsiones resultantes del calentamiento de una zona restringida local de la
pared de la tubería se considerarán en el desarrollo
y la evaluación de los procedimientos PWHT.
c) Un precalentamiento de 150 ° C (300 ° F), o superior según lo especificado
por los procedimientos de soldadura específicos, se mantiene mientras se
suelda.
d) La temperatura PWHT requerida deberá mantenerse a una distancia de no
menos de dos veces el metal común
espesor medido de la soldadura. La temperatura PWHT será supervisada por
un número adecuado de
termopares (un mínimo de dos) en función del tamaño y la forma del calor
zona a tratar.
e) el calor controlado se aplicará también a cualquier conexión sucursal u otro
archivo adjunto dentro del área PWHT.
f) El PWHT se lleva a cabo para el cumplimiento del código y no para
resistencia al agrietamiento ambiental.
8.2.4 Diseño
Las juntas a tope serán soldaduras de ranura de penetración completa.
Componentes de tuberías se sustituyen cuando es probable que sea inadecuada
reparación. Nuevas conexiones y reemplazos deberán
ser diseñadas y fabricadas de acuerdo con los principios del código
aplicable. El diseño de los recintos temporales
y las reparaciones deberán ser aprobados por el ingeniero de la tubería.
Nuevas conexiones pueden ser instalados en los sistemas de tuberías siempre
el diseño, ubicación y método de fijación
ajustarse a los principios del código aplicable.
Parches Filete soldadas requieren consideraciones de diseño especiales, sobre
todo en relación con la eficiencia y la grieta-junta de soldadura
la corrosión. Parches Filete soldadas deberán ser diseñados por el ingeniero de
la tubería. Un parche puede ser aplicado a la externa
superficies de la tubería, siempre que esté de acuerdo con 8.1.3 y cumple con
cualquiera de los siguientes requisitos:
a) el parche propuesto proporciona resistencia de diseño equivalente a una
abertura reforzada diseñada de acuerdo con la
código aplicable;
b) el parche propuesto está diseñado para absorber la tensión de la membrana
de la parte de una manera que está de acuerdo con
los principios del código de su caso, si se cumplen los siguientes criterios:
1) la tensión de la membrana permisible no se exceda en la parte de tubería o
el parche,
2) la cepa en el parche no da lugar a tensiones de soldadura de filete excedan
tensiones admisibles para estas soldaduras,
3) un parche superposición tendrá esquinas redondeadas (véase el anexo C).
Diferentes componentes en el mismo sistema de tuberías o circuito pueden
tener diferentes temperaturas de diseño. Al establecer el
temperatura de diseño, se dará cuenta de procesar temperaturas de fluidos, la
temperatura ambiente, la calefacción y la
refrigeración temperaturas medios de comunicación y el aislamiento.
8.2.5 Materiales
Los materiales utilizados en la fabricación de reparación o modificación serán
de reconocida calidad soldables, deberán ajustarse a la aplicable
código y deberá ser compatible con el material original. Para conocer los
requisitos de verificación de materiales, véase 5.8.
8.2.6 ECM
La aceptación de una reparación o alteración soldada incluirá ECM de
acuerdo con el código aplicable y el propietario /
las especificaciones del usuario, a menos que se especifique lo contrario en el
API 570. Los principios y prácticas del API 577 también será
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seguido. Cuando se requieren exámenes superficiales y volumétricas, deberán
estar de acuerdo con ASME BPVC
Sección V (o equivalente).
Prueba 8.2.7 Presión
Una vez finalizada la soldadura, se realizará una prueba de presión de acuerdo
con 5.8 si es práctico y que se considere
necesaria por el inspector. Las pruebas de presión que normalmente se
requieren después de alteraciones y reparaciones mayores. Ver ASME PCC-
2 para obtener más información sobre la realización de pruebas de
presión. Cuando una prueba de presión no es necesario ni práctico, ECM será
utilizada en lugar de una prueba de presión. Sustituyendo procedimientos
ECM apropiados para una prueba de presión después de una alteración, re-
calificación, o la reparación pueden llevar a cabo sólo después de consultar
con el inspector y el ingeniero de tuberías. Para aislamiento existente
líneas que se están probando la presión después de las reparaciones, re-
calificación, o alteraciones, no es necesario quitar el aislamiento en todos los
soldaduras existentes. Las pruebas de presión con tiempos y observaciones de
los indicadores de presión de retención más largos pueden ser sustituidos por
aislamiento pelar cuando los riesgos asociados a la fuga debajo del
aislamiento son aceptables.
Cuando no es práctico realizar una prueba de presión de una soldadura de
cierre final que se une a una sección nueva o de reemplazo de
tuberías a un sistema existente, todos los siguientes requisitos quedará
satisfecho.
a) La tubería nueva o de reemplazo se prueba la presión y examinada de
acuerdo con el código aplicable
rige el diseño del sistema de tuberías, o si no es práctico, soldaduras se
examinó con Nde apropiado, como
especificada por el inspector de tuberías autorizado.
b) La soldadura de cierre es una penetración total extremo-soldadura entre
cualquier tubería o componente de tubería estándar de igual diámetro
y espesor, alineados axialmente (no corte a inglete), y de materiales
equivalentes. Alternativas aceptables son:
1) slip-on bridas para casos de diseño hasta la clase 150 y 500 ° F (260 ° C); y
2) racores soldados bridas o racores soldados sindicatos para los tamaños NPS
2 o menos y casos de diseño de hasta Clase 150 y
500 ° F (260 ° C).
Un espaciador diseñado para la soldadura socket o algún otro medio se
utilizará para establecer un mínimo
1
/
16
in. (1,6 mm)
brecha. Soldaduras de corriente debe estar por ASME B31.3 y deberán tener
un mínimo de dos pases.
c) Cualquier cierre de extremo-soldadura final será del 100% RT; o la
detección de fallas por ultrasonido ángulo de haz se puede utilizar, siempre
Se han establecido los criterios de aceptación pertinentes.
d) MT o PT se llevarán a cabo en la pasada de raíz y de la soldadura
terminada para empalmar-soldaduras y en la soldadura terminada
de filete-soldaduras.
El propietario / usuario deberá especificar cizalla UT examinadores de onda
de la industria cualificado para soldaduras de cierre que no han sido
prueba de presión y para las reparaciones de soldadura identificados por el
ingeniero de la tubería o tuberías inspector autorizado.
8.3 Re-calificación
Re-calificación de los sistemas de tuberías cambiando el grado de la
temperatura o de la PSMA puede hacerse sólo después de todo lo siguiente
se cumplen los requisitos.
a) Los cálculos se realizan por el ingeniero de la tubería o el inspector.
b) Todos los re-clasificaciones se establecerán de acuerdo con los requisitos
del código para que el sistema de tuberías era
construido o por cálculo utilizando los métodos apropiados en la última
edición del código aplicable.
c) los registros de inspección actuales verificar que el sistema de tuberías es
satisfactorio para las condiciones de servicio propuestas y que
Se proporciona la tolerancia de corrosión apropiado.
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d) los sistemas de tuberías Rerated se prueba para detectar fugas de acuerdo
con el código a la que se construyó el sistema de tuberías o
la última edición del código aplicable para las nuevas condiciones de servicio,
a menos que los registros documentados indican una
prueba de fuga anterior se llevó a cabo en mayor que o igual a la presión de
prueba para la nueva condición. Un aumento en
la temperatura de calificación que no afecta a la tensión de tracción permisible
no requiere una prueba de fugas.
e) El sistema de tuberías está marcada para afirmar que los dispositivos de
alivio de la presión requerida están presentes, se establecen en el
presión adecuada, y tiene la capacidad adecuada a la presión establecida.
f) El sistema de tuberías de re-calificación es aceptable para el inspector o
tuberías ingeniero.
g) Todos los componentes de tuberías en el sistema (tales como válvulas,
bridas, tornillos, juntas, embalaje y juntas de dilatación) son
adecuada para la nueva combinación de presión y temperatura.
h) la flexibilidad de tuberías es adecuado para los cambios de temperatura de
diseño.
i) los registros técnicos apropiados se actualizan.
j) Una disminución de la temperatura mínima de funcionamiento se justifica
por los resultados de pruebas de impacto, si es requerido por el código
aplicable.
9 Inspección de tuberías enterradas
9.1 Generalidades
La inspección de tuberías de proceso enterrado (no regulados por el
Departamento de Transporte de Estados Unidos) es diferente de la otra
inspección de tuberías de proceso, porque el deterioro externo significativo
puede ser causada por las condiciones del suelo y corrosivos
la inspección puede verse obstaculizado por la falta de acceso a las zonas
afectadas de la tubería. Importante, no obligatorio
referencias para la inspección de tuberías subterráneas son API 574 y los
siguientes documentos: NACE RP0169, RP0274,
y RP 0275; y API 651.
9.2 Tipos y métodos de inspección
9.2.1 Por encima de grado Vigilancia Visual
Indicaciones de fugas en tuberías enterradas pueden incluir un cambio en el
contorno de la superficie de la tierra, la decoloración de la
suelo, reblandecimiento del asfalto pavimentación, la formación de la piscina,
los charcos de agua burbujeante, u olor perceptible. Topografía de la ruta de
tuberías enterradas es un método para identificar las áreas problemáticas.
9.2.2 Encuesta Potencial Primer intervalo
La encuesta potencial primer intervalo se realiza a nivel del suelo sobre la
tubería enterrada se puede utilizar para localizar activos
puntos de corrosión en la superficie de la tubería.
Células de corrosión pueden formar tanto en la tubería desnuda y recubierta
donde los contactos de acero desnudo el suelo. Dado que el potencial en
el área de la corrosión será sensiblemente diferente de un área adyacente en la
tubería, la ubicación de la corrosión
actividad puede determinarse por esta técnica de encuesta.
9.2.3 Tubería de revestimiento Encuesta de vacaciones
La encuesta vacaciones revestimiento de la tubería se puede utilizar para
localizar defectos de recubrimiento en los tubos recubiertos enterrados, y se
puede utilizar en
de nueva construcción, sistemas de tuberías para asegurar que el revestimiento
está intacto y-vacaciones gratis. Más a menudo se utiliza para evaluar
de servicio de revestimiento para tuberías enterradas que ha estado en servicio
durante un período prolongado de tiempo.
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API 570
A partir de datos de la encuesta, la efectividad de recubrimiento y la velocidad
de deterioro de recubrimiento se puede determinar. Esta información es
utilizado tanto para la predicción de la actividad de la corrosión en un área
específica y para la sustitución de la previsión del recubrimiento para
control de la corrosión.
Resistividad del Suelo 9.2.4
La corrosión de las tuberías al descubierto o mal revestido es a menudo
causada por una mezcla de diferentes suelos en contacto con el tubo
superficie. La corrosividad de los suelos puede ser determinado por una
medición de la resistividad del suelo. Los niveles más bajos de
resistividad son relativamente más corrosivo que los niveles más altos,
especialmente en áreas donde la tubería está expuesta a importantes
cambios en la resistividad del terreno.
Las mediciones de resistividad del terreno deben realizarse utilizando el
método Wenner de cuatro pines de acuerdo con ASTM
G57. En los casos de tubos paralelos o en las zonas de intersección de
tuberías, puede ser necesario utilizar el Single-Pin Método
para medir con precisión la resistividad del suelo. Para medir la resistividad de
las muestras de suelo de los agujeros de barrena o excavaciones, un
caja de suelo sirve como un medio conveniente para la obtención de
resultados precisos.
La profundidad de la tubería deberá ser considerado en la selección del
método a utilizar y la ubicación de las muestras. los
prueba y evaluación de los resultados deben ser realizados por personal
capacitado y con experiencia en las pruebas de resistencia del suelo.
Monitoreo 9.2.5 Protección catódica
Catódicamente tuberías enterradas protegida debe controlarse regularmente
para asegurar niveles adecuados de protección.
El monitoreo debe incluir la medición periódica y análisis de potenciales tubo-
suelo por personal capacitado y
experimentado en el funcionamiento del sistema de protección catódica. Un
control más frecuente de la protección catódica crítica
componentes, tales como rectificadores de corriente impresa, es necesario
para garantizar el funcionamiento del sistema fiable.
Consulte NACE RP0169 y la Sección 11 del API 651 para la orientación
aplicable a la inspección y el mantenimiento catódica
los sistemas de protección de tuberías enterradas.
9.2.6 Métodos de inspección
Un número de técnicas de examen directos métodos disponibles que puede
aplicarse a las tuberías y una más enterrados
extensa guía para éstos se pueden encontrar en la API de 574. Algunos
métodos pueden indicar la condición externa o pared de la
tuberías, mientras que otros métodos sólo indican la condición
interna. Ejemplos son los siguientes.
a) Dentro de la línea de inspección (ILI) herramientas comúnmente referidos
como "inteligente" o "pigging inteligente". Este método implica la
inserción y desplazamiento de un dispositivo (pig) a través de la tubería ya sea
mientras está en servicio o después de que se ha eliminado
del servicio. Una amplia gama de dispositivos están disponibles empleando
diferentes métodos de inspección utilizando magnética
pérdida de flujo (MFL, UT, óptica, láser y técnicas electromagnéticas). La
cola para ser evaluado debe ser libre
de las restricciones que sería hacer que el dispositivo se pega dentro de la
línea. El grado y el número de curvas en una línea
pueden restringir la aplicación de algunas tecnologías. La línea debe también
tienen instalaciones para el lanzamiento y la recuperación
los cerdos o tienen un acceso que permite la adición de lanzamiento temporal /
recepción de capacidades.
b) cámaras de vídeo cámaras-Televisión están disponibles que se pueden
insertar en la tubería. Estas cámaras pueden
proporcionar información inspección visual de la condición interna de la línea.
c) Excavación-En muchos casos, el único método de inspección disponibles
que se pueden realizar está desenterrando la tubería
con el fin de inspeccionar visualmente la condición externa de la tubería y
para evaluar su espesor y condición interna
usando los métodos descritos en 5.5.5. Se debe tener cuidado en la
eliminación de la suciedad de encima y alrededor de la
tuberías para evitar dañar la capa de línea o línea. Los últimos milímetros
(pulgadas) del suelo deben ser retirados
manualmente para evitar esta posibilidad. Si la excavación es lo
suficientemente profunda, los lados de la zanja deben ser adecuadamente
apuntalado para evitar su colapso, de acuerdo con las regulaciones de OSHA,
en su caso. Si el recubrimiento o
envoltura se deteriora o daña, debe ser eliminado en esa zona para
inspeccionar el estado del subyacente
metal.
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d) aplicar externamente técnicas de cribado.
Una serie de tecnologías ya están disponibles que se pueden aplicar
externamente a la tubería en un lugar y la pantalla seleccione
zonas de esa posición. Estas técnicas pueden requerir alguna excavación
considerable pero menos de un acceso completo
descrito anteriormente. Típico de estas técnicas se LR UT refiere a menudo
como onda guiada UT. Estas tecnologías permiten
15 pies o distancias más largas para ser examinados desde una instalación para
proporcionar una evaluación de selección de la tubería.
La distancia recorrida y el grado de detección / precisión es una función de la
tecnología aplicada y las condiciones de tuberías
incluyendo grado de corrosiones, revestimientos externos e internos y las
condiciones del suelo.
Otras tecnologías que emplean ultrasonidos se pueden usar para cribar varios
pies de un lugar y son útiles para
evaluación de los daños en lugares como suelo para interfaces aéreas.
9.3 Frecuencia y Amplitud de Inspección
9.3.1 Por encima de grado Vigilancia Visual
El propietario / usuario debe, a intervalos de aproximadamente seis meses
inspeccionar las condiciones de la superficie de y adyacente a cada
ruta tubería (ver 9.2.1).
9.3.2-Pipe-al suelo Encuesta Potencial
Una encuesta potencial de cerca de intervalo en una línea de protección
catódica se puede usar para verificar que la tubería enterrada tiene una
potencial de protección en toda su longitud. Para tuberías mal revestidos
donde los potenciales de protección catódica son
inconsistente, la encuesta puede realizarse a intervalos de cinco años para la
verificación de control de la corrosión continua.
Para tuberías sin protección catódica o en zonas donde se han producido fugas
debido a la corrosión externa, un suelo tubería-to-
encuesta potencial puede llevar a cabo a lo largo de la ruta de la tubería. La
tubería se debe excavar en los sitios donde activas
células de corrosión han sido localizados para determinar la extensión del
daño a la corrosión. Un perfil de potencial continua o una
reconocimiento minucioso intervalo puede ser necesaria para localizar las
células de corrosión activos.
9.3.3 Tubería de revestimiento Encuesta de vacaciones
La frecuencia de las encuestas de vacaciones de revestimiento de tubería
generalmente se basa en indicios de que otras formas de control de la
corrosión son
ineficaz. Por ejemplo, en un tubo revestido donde hay pérdida gradual de los
potenciales de protección catódica o una externa
fuga de la corrosión se produce en un defecto de revestimiento, una encuesta
vacaciones revestimiento de la tubería puede ser utilizado para evaluar el
revestimiento.
Corrosividad 9.3.4 Suelo
Para tuberías enterradas en longitudes superiores a 100 pies (30 m) y no
catódicamente protegidas, las evaluaciones de la corrosividad del suelo
debe realizarse en intervalos de cinco años. Mediciones de resistividad del
suelo se pueden usar para la clasificación relativa de la
corrosividad del suelo (véase 9.1.4). Otros factores que pueden justificar la
consideración son los cambios en la química del suelo y
los análisis de la resistencia a la polarización de la interfaz del suelo y la
tubería.
9.3.5 Protección catódica
Si la tubería está protegido catódicamente, el sistema debe ser monitoreado a
intervalos de conformidad con la Sección 10 del
NACE RP0169 o API 651.
9.3.6 Intervalos externos e Inspección Interna
Si se espera que la corrosión interna de la tubería enterrada, como resultado de
la inspección en la parte de grado por encima de la línea,
intervalos y métodos para la parte enterrada de inspección se deben ajustar en
consecuencia. El inspector debe ser
conocer y estudiar la posibilidad de acelerar la corrosión interna en deadlegs.
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API 570
La condición externa de la tubería enterrada que no está protegido
catódicamente debe determinarse por cualquiera de rascado,
que puede medir el espesor de pared, o mediante la excavación de acuerdo con
la frecuencia dada en la Tabla 5. Significativo externa
la corrosión detectada por rascado o por otros medios puede requerir la
excavación y la evaluación, incluso si la tubería es
protección catódica.
Las tuberías inspeccionadas periódicamente por la excavación deberán ser
inspeccionados en longitudes de 6 pies 8 pies (2,0 ma 2,5 m) en una o más
ubicaciones juzgados ser más susceptibles a la corrosión. Tuberías excavado
debe ser inspeccionado circunferencia completa para el
tipo y extensión de la corrosión (picaduras o general) y la condición del
revestimiento.
Si la inspección revela recubrimiento dañado o tuberías corroídas, tubería
adicional se excavó hasta la extensión de la
condición se identifica. Si el espesor medio de la pared es igual o menor
grosor de la jubilación, el mismo será reparado o reemplazado.
Si la tubería está contenida dentro de una cañería de la cubierta, la condición
de la carcasa debe ser inspeccionado para determinar si el agua
y / o el suelo ha entrado en la carcasa. El inspector debe verificar lo siguiente:
a) ambos extremos de la carcasa se extienden más allá de la línea de tierra,
b) los extremos de la carcasa están selladas si la carcasa no es auto-drenaje, y
c) la tubería de presión-libros es adecuadamente recubierto y envuelto.
9.3.7 Prueba de fugas Intervalos
Una alternativa o complemento a la inspección es la prueba de fugas de
líquido a una presión de al menos 10% mayor que el máximo
presión de funcionamiento a intervalos de un medio de la longitud de los que
se muestran en la Tabla 5 para las tuberías no protegida catódicamente y
en los mismos intervalos, como se muestra en la Tabla 5 para tuberías con
protección catódica. La prueba de fugas se debe mantener durante un
período de 8 horas. Cuatro horas después de la presurización inicial del
sistema de tuberías, la presión debe tenerse en cuenta y, si
necesario, la línea a presurizar a la presión de prueba original y aislado de la
fuente de presión. Si, durante el
resto del período de prueba, la presión disminuye más del 5%, la tubería debe
ser inspeccionado visualmente
externamente y / o inspeccionados internamente para encontrar la fuga y
evaluar el grado de corrosión. Mediciones de Sonic pueden estar
útil en la localización de fugas durante la prueba de fugas.
Tuberías enterradas también puede ser una encuesta para la integridad
utilizando volumétricos o presión métodos de prueba de temperatura
corregida.
Otros métodos de ensayo de fugas alternativa implican examen de emisión
acústica y la adición de un fluido trazador a la
línea de presión (como el helio o hexafloride azufre). Si el trazador se añade al
líquido de servicio, el propietario / usuario deberá
confirmar la idoneidad para el proceso y el producto.
9.4 Las reparaciones de sistemas de tuberías enterradas
9.4.1 Las reparaciones de revestimientos
Cualquier recubrimiento eliminado inspección será renovado e inspeccionado
adecuadamente. Para las reparaciones de revestimiento, el inspector
debe estar seguro de que el recubrimiento cumple con los siguientes criterios:
a) que tiene una adhesión suficiente a la tubería para evitar la migración de la
humedad debajo de la película,
Tabla 5-Frecuencia de la Inspección de tuberías enterradas Sin eficaz
protección catódica
Resistividad del suelo (ohm-cm)
Inspección Intervalo (años)
<2000
de cinco
2.000 a 10.000
10
> 10000
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C
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yo
NSPECCIÓN
, R
CIONES
, R
Epair
,
Y
LA
LTERATION DE
P
Iping
S
ISTEMAS
61
b) es lo suficientemente dúctil para resistir el agrietamiento,
c) que es libre de huecos y vacíos en el revestimiento (vacaciones),
d) tiene una resistencia suficiente para resistir el daño debido a la
manipulación y el estrés del suelo,
e) que puede soportar ningún tipo de protección catódica complementaria.
Además, la reparación de revestimiento pueden ser probados utilizando un
detector de vacaciones de alto voltaje. La tensión de detector será
ajustado al valor apropiado para el material de recubrimiento y el
espesor. Cualquier vacaciones encontradas serán reparados y
repetir la prueba.
9.4.2 Reparaciones Clamp
Si las fugas de tuberías se sujetan y enterrados de nuevo, la ubicación de la
pinza se registra en el registro de inspección y mayo
ser la superficie marcada. Tanto el marcador y el registro se tenga en cuenta la
fecha de instalación y la ubicación de la abrazadera. Todas
abrazaderas se consideran temporales. La tubería debe ser reparado de forma
permanente en la primera oportunidad.
9.4.3 Las reparaciones soldadas
Reparaciones soldadas se harán de acuerdo en el punto 8.2.
9.5 Registros
Sistemas de registro para tuberías enterradas deben ser mantenidos de acuerdo
con 7.6. Además, un registro de la ubicación
y se mantendrá la fecha de instalación de abrazaderas temporales.
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Anexo A
(informativo)
Certificación de Inspector
Examen A.1
Un examen escrito para certificar inspectores en el ámbito del API 570 se basa
en la API actual 570
organismo de certificación inspector del conocimiento como una publicación
de la API.
Certificación A.2
Se emitirá una API 570 autorizada tuberías certificación inspector cuando un
solicitante ha superado con éxito la API
570 examen de certificación y satisface los criterios para la experiencia y la
educación. La educación y la experiencia, cuando
combinado, será igual a al menos uno de los siguientes:
a) una licenciatura en ciencias en ingeniería o la tecnología, además de un año
de experiencia en la supervisión de
actividades de inspección o la realización de actividades de inspección como
se describe en API 570;
b) un grado de dos años o certificado en ingeniería o la tecnología, además de
dos años de experiencia en el diseño,
construcción, reparación, inspección, o el funcionamiento de los sistemas de
tuberías, de los cuales un año debe estar en la supervisión de
actividades de inspección o la realización de actividades de inspección como
se describe en API 570;
c) un diploma de escuela secundaria o su equivalente, más tres años de
experiencia en el diseño, construcción, reparación, inspección,
o el funcionamiento de los sistemas de tuberías, de los cuales un año debe
estar en la supervisión de las actividades de inspección o la realización de
actividades de inspección como se describe en API 570;
d) un mínimo de cinco años de experiencia en el diseño, construcción,
reparación, inspección, o el funcionamiento de la tubería
sistemas, de los cuales un año debe estar en la supervisión de las actividades
de inspección o ejecución de las actividades de inspección
como se describe en API 570.
Recertificación A.3
A.3.1 Recertificación se requiere tres años desde la fecha de emisión de la
API 570 autorizada inspector de tuberías
certificado. Recertificación por el examen escrito será requerido para los
inspectores de tuberías autorizadas que no han sido
participando activamente como inspectores de tuberías autorizados en la más
reciente período de certificación de tres años y para
inspectores de tuberías autorizadas que no han aprobado previamente el
examen. Exámenes se hará de acuerdo con todo
disposiciones contenidas en API 570.
A.3.2 "activamente comprometido como inspector tuberías autorizado" se
definirá como un mínimo del 20% del tiempo dedicado
la realización de las actividades de inspección o supervisión de las actividades
de inspección, o soporte de ingeniería de las actividades de inspección,
como se describe en la API 570, durante el más reciente período de
certificación de tres años.
NOTA
Las actividades de inspección comunes a otros documentos de inspección API
(ECM, el mantenimiento de registros, la revisión, de los documentos de
soldadura,
etc.) puede ser considerado aquí.
A.3.3 Una vez cada dos período de recertificación (cada seis años), los
inspectores participan activamente como tuberías autorizado
inspector deberá demostrar conocimiento de las revisiones a API 570 que
fueron instituidos durante los seis años anteriores. Esta
requisito será efectiva seis años desde la fecha de la certificación inicial del
inspector. Los inspectores que no han sido
participando activamente como inspector tuberías autorizado en la más
reciente período de certificación de tres años deberá recertificar
como se requiere en A.3.1.
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Anexo B
(informativo)
Las solicitudes de Interpretaciones
B.1 Introducción
API considerará las solicitudes por escrito para la interpretación de la API de
570. El personal de la API harán que tales interpretaciones por escrito después
consulta, si es necesario, con los oficiales de los comités apropiados y los
miembros del comité. El API
comité responsable de mantener API 570 se reúne regularmente para
considerar solicitudes escritas de interpretaciones y
revisiones, y desarrollar nuevos criterios según lo dictado por el desarrollo
tecnológico. Las actividades del comité en este
respecto son estrictamente limitados a las interpretaciones de la última edición
de API 570 o para el examen de las revisiones de la API
570 en base a los nuevos datos o tecnología.
Como cuestión de política, la API no aprueba, certifica, tasa, ni aprueba
cualquier artículo, la construcción, el dispositivo de propiedad, o
la actividad; y, en consecuencia, se devolverán las consultas que requieren tal
consideración. Por otra parte, API no actúa como una
consultor en problemas de ingeniería específicos o en la comprensión o la
aplicación de las normas generales. Si, sobre la base de
la información de investigación presentado, es la opinión del comité que el
investigador debe buscar la ingeniería o
la asistencia técnica, la investigación será devuelto con la recomendación de
que puede obtener este tipo de asistencia.
Se devolverán todas las investigaciones que no proporcionan la información
necesaria para la comprensión completa.
Formato mensaje B.2
Las preguntas se limitarán estrictamente a las solicitudes de interpretación de
la última edición de API 570 o para el examen de
revisiones a API 570 sobre la base de nuevos datos o de la tecnología. Las
preguntas se presentarán en el siguiente formato:
a) Alcance-La investigación deberá incluir un solo tema o temas
estrechamente relacionados. Una carta de investigación sobre
serán devueltos temas no relacionados.
b) de fondo La carta consulta deberá indicar el propósito de la investigación,
que será o bien para obtener una
interpretación del API 570 o proponer la consideración de una revisión de API
570. La carta deberá proporcionar de forma concisa el
la información necesaria para la completa comprensión de la investigación
(con bocetos, según sea necesario) e incluyen
referencias a los aplicables edición, revisión, párrafos, figuras y tablas.
c) Solicitud-La solicitud se hará constar en un formato de preguntas
condensado y preciso, omitiendo fondo superfluos
información y, en su caso, compuesto de tal manera que "sí" o "no" (tal vez
con salvedades) sería una
respuesta adecuada. Esta declaración de investigación debe ser técnica y
editorialmente correcta. El investigador deberá indicar lo que
o ella cree API 570 requiere. Si en opinión del investigador es necesaria una
revisión de API 570, el investigador deberá
proporcionar redacción recomendada.
Presentar la solicitud de interpretación a la solicitud del API para el sitio web
de Interpretación en: http://apiti.api.org.
Solicitud B.3 para Respuestas de interpretación
Las respuestas a la solicitud anterior para la interpretación se pueden
encontrar en el sitio web del CDE en http://mycommittees.api.org/
normas / reqint / default.aspx.
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Anexo C
(informativo)
Ejemplos de Reparaciones
Reparaciones C.1
La soldadura manual que utiliza el gas de metal-arco o procesos de metal-arco
protegido puede ser utilizado.
Cuando la temperatura está por debajo de 50 ° F (10 ° C), electrodos de bajo
hidrógeno, AWS E-XX16 o E-XX18, se utilizan cuando
materiales de soldadura que se ajusten a la norma ASTM A-53, los grados A y
B; A-106, los grados A y B; A-333; A-334; API 5L; y
otro material similar. Estos electrodos también se deben utilizar en los grados
más bajos de material cuando la temperatura de la
el material es inferior a 32 ° F (0 ° C). El ingeniero de la tubería debe ser
consultado para casos relacionados con diferentes materiales.
Cuando se utilizan AWS E-XX16 o E-XX18 electrodos de soldadura en los
números 2 y 3 (véase la Figura C.1 a continuación), las perlas deberá
se depositará comenzando en la parte inferior del ensamblaje y soldadura
hacia arriba. El diámetro de estos electrodos deben
no exceda
5
/
32
in. (4,0 mm). Los electrodos más grandes que
5
/
32
in. (4,0 mm) puede ser utilizado en soldadura número 1 (véase la Figura C.1),
pero el diámetro no debe exceder
3
/
16
pulg. (4,8 mm).
Las soldaduras longitudinales (número 1, Figura C.1) en el manguito de
refuerzo estarán provistos de una cinta adecuada o acero dulce
tira de soporte (ver nota) para evitar la fusión de la soldadura a la pared lateral
de la tubería.
NOTA
Si la tubería original junto soldadura número 1 se ha comprobado a fondo por
métodos ultrasónicos y es suficiente
espesor para la soldadura, una tira de soporte no es necesario.
Todos los procedimientos de reparación y soldadura para líneas de corriente
se ajustarán a la API de 2201.
Parches de reparación pequeñas C.2
El diámetro de los electrodos no debe exceder
5
/
32
in. (4,0 mm). Cuando la temperatura del material de base está por debajo de
32 ° F (0 ° C), se utilizará electrodos de bajo hidrógeno. Tejido de cordones de
soldadura depositados con electrodos de bajo hidrógeno
debería ser evitado.
Todos los procedimientos de reparación y soldadura para líneas de corriente
se ajustarán a la API de 2201.
Ejemplos de parches de reparación pequeños se muestran a continuación en la
Figura C.2.
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SERVICIO
yo
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, R
Epair
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Y
LA
LTERATION DE
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ISTEMAS
sesenta y cinco
Manga Reparación Figura C.1-Cerco
Parches de reparación Figura C.2-Small
1 pulg. (25 mm) radio mínimo
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Factura A
(❏ Marque aquí si es la misma "nave")
Nombre:
Título:
Compañía:
Departamento:
Dirección:
Ciudad:
Estado / Provincia:
Postal / Código Postal:
País:
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❏
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PO No. (Adjuntar copia)
❏
Cargue Mi Cuenta IHS No.
❏
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❏
Tarjeta MasterCard
❏
American Express
❏
Diners Club
❏
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Tarjeta de Crédito No .:
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Fecha de caducidad:
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Cantidad
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Cantidad
Total parcial
Impuesto sobre las ventas aplicable (véase más adelante)
Cuota de Rush Shipping (ver más abajo)
Envío y manipulación (ver más abajo)
Total (en dólares)
★
Para ser incluido en Orden Permanente para las ediciones futuras de esta
publicación, coloque una marca de verificación en la columna de la SO y
firmar aquí:
Precios y disponibilidad sujetos a cambio sin previo aviso.
Fecha:
SO
★
Precio unitario
❏
API miembro
(Compruebe si Sí)
Embarcar
(UPS no entregará a un apartado de correos)
Nombre:
Título:
Compañía:
Departamento:
Dirección:
Ciudad:
Estado / Provincia:
Postal / Código Postal:
País:
Teléfono:
Fax:
Email:
Órdenes de correo -
El pago por cheque o giro postal en dólares estadounidenses se requiere a
excepción de las cuentas establecidas. Los impuestos estatales y locales, hay
que añadir cuota de procesamiento de $ 10, y el envío del 5%.
Enviar los pedidos por correo a:
Publicaciones de la API, IHS, 15 Inverness Way Oriente, c / o ventas al por
menor, Englewood, CO 80112 hasta 5776, EE.UU..
Ordenes de compra -
Las órdenes de compra son aceptadas de cuentas establecidas. Factura incluirá
coste real de carga, un cargo de $ 10, más impuestos estatales y locales.
Pedidos telefónicos -
Si lo solicita por teléfono, se añadirán un cargo de $ 10 y los costos de flete
real a la orden.
Impuesto de venta -
Todas las compras de Estados Unidos deben incluir estatal aplicable y el
impuesto de ventas local. Los clientes que reclaman la exención de impuestos
deben proporcionar IHS con una copia de su certificado de exención.
(Órdenes de EE.UU.) Gastos de envío -
Las órdenes enviadas dentro de los EE.UU. se envían vía medios
detectables. La mayoría de las ordenes son enviadas el mismo
día. Actualizaciones de suscripción son enviados por correo de primera clase.
Otras opciones, como el servicio al día siguiente, el servicio de aire, y la
transmisión de fax están disponibles a un costo adicional. Llame 1-800-854-
7179 para más información.
Envío (Pedidos internacionales) -
Envío internacional estándar es por servicio de mensajería
aire. Actualizaciones de suscripción son enviados por World Mail. Expedición
normal es 3-4 días a partir de
fecha de envio.
Fiebre tarifa de envío -
Próximo día las órdenes de entrega de carga es de $ 20, además de los cargos
de transporte. Siguiente órdenes de entrega al día deben ser colocados antes de
las 2:00 pm MST para asegurar entrega al día siguiente.
Devoluciones -
Todas las devoluciones deben ser previamente aprobados llamando al
Departamento de Servicio al Cliente al 1-800-624-3974 IHS para obtener
información y asistencia. Puede haber una tasa de reposición del 15%.
Artículos especiales de orden, documentos electrónicos y materiales obsoletos
de edad no se pueden devolver.
El 1 de enero del 2009.
Miembros API reciben un descuento del 30% en su caso.
El descuento de miembro no se aplica a las compras realizadas con el
propósito de reventa
o para su incorporación en productos comerciales, cursos de formación,
talleres, u otros
empresas comerciales.
Disponible a través de IHS:
Pedidos telefónicos:
1-800-854-7179
(Llamada gratuita en los EE.UU. y Canadá)
303-397-7956
(Local e internacional)
Órdenes Fax:
303-397-2740
Pedidos en Línea:
global.ihs.com
2009
Publicaciones
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API 510, Presión Código inspección de navíos: Mantenimiento de Inspección,
Evaluación, reparación y alteración
API 574, Inspección de Prácticas para los componentes del sistema de tuberías
RP 578, Programa de Verificación de materiales nuevos y existentes sistemas
de tuberías de aleación
API 579-1 / ASME FFS-1, Fitness por servicio
Std 598, la válvula y pruebas Inspección
RP 651, Protección catódica de tanques de superficie de almacenamiento
$ 150.00
$ 146.00
$ 132.00
$ 118.00
$ 76.00
$ 102.00
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API proporciona recursos y programas adicionales para la industria del
petróleo y el gas natural, que son
basado en normas API. Para más información contacte:
MONOGRAMA API
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LICENCIAS
PROGRAMA
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202-682-8070
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REGISTRO DE CALIDAD API
(APIQR
®
)
> ISO Registro 9.001
> ISO / TS 29001 de Registro
> ISO 14001 de Registro
> API Spec Q1
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Registro
Teléfono: 202-962-4791
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202-682-8070
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DISEÑO PERFORADOR API
PROGRAMA DE INSCRIPCIÓN
Teléfono: 202-682-8490
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202-682-8070
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FORMACIÓN API PROVEEDOR
PROGRAMA DE CERTIFICACIÓN
(TPCP API
TM
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Teléfono: 202-682-8490
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INDIVIDUAL API CERTIFICACIÓN
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MOTOR API LICENCIAS DE PETRÓLEO Y
SISTEMA DE CERTIFICACIÓN (EOLCS)
Teléfono: 202-682-8516
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API PETROTEAM (FORMACIÓN,
EDUCACIÓN Y REUNIONES)
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202-682-8222
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API UNIVERSIDAD
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Canadá)
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EE.UU
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No para reventa, 09/26/2010 03:03:05 MDT
Queda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia
de IHS
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