codigo b31.g español

8/10/2019 codigo b31.g Español

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Manual para determinar el esfuerzoremanente de líneas corroídas

Un Suplemento del Código ASME B 31 paratuberías a Presión.

ASME B 31 G - 1991(REVISION DE ANSI / ASME B 31 G -1984)



La edición 1991 de este manual fue revisada con los comentarios del público olas necesidades del comité para la nueva edición, o podrá ser revisada yreafirmada en 5 años a partir de la fecha de aprobación de esta edición. No seagrega ninguna interpretación en la edición actual.

Este código o norma se desarrollo bajo procedimientos acreditados como seencuentra en los criterios de las Normas Nacionales americanas. El consensodel Comité aprobó el código o la norma evaluado para asegurar que losindividuos competentes o de intereses comunes tuvieran oportunidad departicipar. El código propuesto o norma estuvo disponible para la revisión alpúblico y comentario los cuales estipularan una oportunidad para una entradapública adicional de la industria, academia, organismos de control, y el públicoen general.

ASME no aprueba, en parte o total cualquier elemento, construcción,dispositivo del propietario o actividad.

ASME no toma posición alguna con respecto a la validez de los derechos depatente con respecto a cualquier artículo mencionado en este documento y noes responsable por la utilización de esta norma contra la infracción literal, niasume alguna obligación. Los usuarios de un código o norma sonexpresamente advertido que la determinación de la validez de cualquierderecho de patente, y el riesgo de infringir tales derechos, es responsabilidaddel propietario.

La participación de las agencias federales o personas relacionadas con laindustria no será interpretada como ley o respaldo de la industria de estecódigo o norma.

ASME acepta la responsabilidad sólo por estas interpretaciones emitidas deacuerdo con los procedimientos de ASME y sus políticas.



PRÓLOGO(Este Prólogo no es una parte de ASME B31G-1991.)

Las compañías reconocen que algunas secciones de las líneas de alta presión,particularmente aquéllas que se instalaron hace varios años, han experimentadocorrosión. Donde se encuentra la corrosión, los operadores de las líneas han estadoprofundamente interesados sobre la necesidad de un método para determinar laresistencia remanente de estas áreas corroídas. ¿Si la corrosión no penetra la pareddel tubo, qué es la capacidad del material remanente de la pared del tubo paracontener la presión, en términos de esta habilidad para continuar operando conseguridad en la presión máxima de operación (MAOP) del sistema de tuberías? Así,una de las necesidades de la industria de líneas ha sido contar con un procedimientoque ayude a los operadores, particularmente al personal de campo, sobre la toma dedecisiones en líneas existentes, a cerca de sí las áreas corroídas pueden dejar fuerade servicio o si es necesario una reparación o reemplazo. Tales decisiones deben serbasadas en la investigación y pruebas para proporcionar seguridad y conservar laslíneas sobre las cuales se basen las decisiones de campo. El Manual proporciona losprocedimientos para ayudar en esta determinación.

Las Partes 2, 3 y 4 son basado en los Apéndices G-6, G-7 y G-8 de la Guía de ASMEpara los sistemas de ductos para la transmisión y Distribución de Gas, edición 1983.Ellas están incluidas en este Manual para el uso por operadores de campo paradeterminar la resistencia remanente de las áreas corroída de la línea. La tecnologíaesta basada sobre investigación hecha en el laboratorio Columbus del el InstitutoConmemorativo Battelle; específicamente, el informe de Investigación para laresistencia remanente de áreas corroídas en líneas de conducción, 10 de julio de1971.

Una revisión a la edición 1984 del Manual fue realizada en 1989. La revisión incluye un

número aclaraciones y correcciones. El programa de ordenador presentado en el Apéndice B y empleado para generar una tabla impresa de longitudes máximas decorrosión aceptables para un diámetro de tubería, y más diez espesores de pared deese diámetro, fueron agregados y actualizados.

Este Manual fue aprobado por ASME y como consecuentemente por el Instituto de lasNormas Nacionales americanas el 20 de mayo de 1991.



PARTE 1

INTRODUCCIÓN

1.1 ALCANCEEl alcance de este Manual incluye todos las líneas dentro del alcance de los códigosdel líneas que forman parte del Código ASME B31 para tuberías de Presión, ejemplo, ASME B31.4, sistemas de transporte de líquidos para los hidrocarburos, gas depetróleo líquido (LP), amoníaco anhidro y alcoholes; ASME B31.8, sistemas detuberías de transmisión y distribución de gas; y ASME B31.11, sistemas de tuberías deTransporte de mezclas líquidas. Las partes 2, 3 y 4 son basados en material incluidoen la Guía de ASME para los sistemas Transmisión y Distribución de gas, edición1983.Este Manual no es aplicable a construcciones nueva cubierta bajo las Secciones delCódigo B31. Es decir, no debe entenderse que este manual se use para establecer losestándares de aceptación para tuberías o ductos que puedan tener corrosión antes odurante la fabricación y/o instalación.El propósito de este Manual solo es de proveer la información que guíe al diseñador /el dueño / operador. Así, el uso específico de este Manual es responsabilidad deldiseñador / el dueño / operador.

1.2 LIMITACIONES

a) Este Manual se limita a corrosión sobre tubería soldable de aceroscategorizados como aceros al carbono o aceros de alto esfuerzo de bajaaleación. Típico de estos materiales son aquéllos descritos en ASTM A 53, A106 y A 381 son y API 5L. (El API 5L actual incluye todos los gradosformalmente establecidos en API 5LX y 5LS).

b) Este Manual sólo aplica a los defectos en el cuerpo de la línea que tienencontornos relativamente suaves y causen baja concentración de esfuerzos (porejemplo, corrosión electrolítica o galvánica, pérdida de espesor de la pareddebido a erosión).

c) Este procedimiento no debe usarse para evaluar esfuerzos remanentes desoldaduras de campo o longitudinales o zonas afectadas por el calorrelacionadas, defectos causados por daño del mecánico, como hendiduras yranuras, y los defectos inducidos durante la construcción de la placa o la línea,tales como costuras, traslapes, extremos rolados, escamas o de laminaciones.

d) El criterio para el remanente de tuberías corroídas en servicio presentado eneste Manual sólo es basado en la capacidad de la tubería para mantener laintegridad estructural bajo presión interna. No debe ser el solo criterio cuandola tubería esta sujeta a esfuerzos secundarios (ejemplo, extremos curvos),particularmente si la corrosión tiene un componente transverso significante.

e) Este procedimiento no predice fugas o fallas por ruptura.

1.3 DESARROLLO INICIAL

A fines de 1960s, la mayor compañía de tuberías de transmisión de gas en

conjunto con el instituto Conmemorativo Battelle en Colombus, Ohio, empezaronun esfuerzo de investigación para examinar el comportamiento de iniciación de



fractura de varios tipos de defectos de corrosión en tubería de línea. Esto incluyó ladeterminación de la relación entre el tamaño de un defecto y el nivel de presión internaque haría que el defecto fugara o rompiera. Las pruebas por la compañía de líneas degas y Battelle demostraron que había una posibilidad de desarrollar metodologías yprocedimientos para analizar grados variantes de corrosión de líneas existentes. Apartir de esto, un operador podría hacer una determinación válida acerca de si losconductos pudieran permanecer en servicio con seguridad o podrían repararse oreemplazarse. Como el conocimiento de este programa de investigación creció,otras compañías de la transmisión empezaron a expresar considerable interés. A principios de los 1970s, el comité de investigación de la Asociación Americana deGas (AGA) asumió la responsabilidad para esta actividad y empezó a desarrollar losmétodos para predecir el esfuerzo por presión de las tuberías de línea conteniendovarios tamaños de defectos por corrosión.El objetivo sobre todo de estos experimentos era examinar el comportamiento deiniciación de fractura de varios tamaños de defectos de corrosión para determinar larelación entre el tamaño de un defecto y el nivel de presión interna que causaría unafuga o ruptura.

1.4 METODOLOGÍA Y PROCEDIMIENTOS DE INVESTIGACIÓN

El procedimiento contenido en este Manual esta basado en la presión actual de latubería corroída efectiva para fallo en una serie extensa de pruebas a escala real.Desde que estuvieron disponibles tuberías que tuvieron que ser removidas de servicioy que sufrieron daños por corrosión, parecía más lógico probar éstos en tamaño real,especimenes de campo reales, u otros en su lugar de tamaños mayores, pruebas aescala, en lugar de basar estas en puramente ensayos de laboratorio que usan losdefectos maquinados. Varios centenares de pruebas de tubería a escala fuerondirigidas, de todo tipo de defectos para establecer el comportamiento general deldefecto. Se desarrollaron varias expresiones matemáticas para calcular el esfuerzo dela presión tuberías corroídas en base a estas pruebas extensas. Estas expresionesmatemáticas, aunque semi-empíricas, se fundaron en los principios bien establecidosde mecánica de fractura. El principio básico de la mecánica de fractura es que laresistencia del material al fracturar es inestable en la presencia de un defecto y estarelacionado con el tamaño del defecto y una propiedad del metal inherente llamadodureza. El material más duro, el defecto más grande que se puede tolerar antes deque la falla pueda ocurrir. Además, el defecto más grande, la presión menor a lacual una fuga o la ruptura ocurrirá. Estas dos características pueden parecer obvias,pero forman la base de la mecánica de fractura para determinar el esfuerzo real de latubería que contiene los defectos.

Durante 1970 y 1971, 47 pruebas de presión se realizaron sobre varios tamaños detuberías para evaluar la efectividad de las expresiones matemáticas determinando elesfuerzo de áreas corroídas. El diámetro de la tubería examinado fue en el rango de16 pulg. hasta 30 pulg. y el rango de los espesores pared varió de 0.312 pulg. a 0.375pulg. Los materiales de tubería fue en una rango de esfuerzo a la cedencia de 25,000psi para API 5L grado A-25 a aproximadamente 52,000 psi para 5LX Calidad X-52.

Las expresiones matemáticas desarrolladas de los anteriores experimentos tuvieronque ser modificadas más tarde basado en los resultados de las últimas pruebas yahora han provisto estimaciones más confiables en la determinación de los esfuerzosde fallas para defectos de corrosión sobre el rango de materiales cubierto en este

estudio. Los experimentos en tubería corroída indican que los aceros de tubería delínea tienen la dureza adecuada y que la dureza no es un factor significante. La falla



de defectos de corrosión obtusos es determinado por su tamaño y el flujo de esfuerzo(concentración de esfuerzos) o esfuerzo a la cedencia del material.

- Figure 1-1 muestra la relación entre el tamaño de la falla y el criterio para laaceptación de picaduras de corrosión en tubería de línea. El criterio es que resistiránuna presión igual a un nivel de esfuerzo del 100% del esfuerzo a la cedencia mínimoespecificado (SMYS).La Figura es basada en un perfil parabólico seguro de las regiones corroídas ypresenta la profundidad de corrosión máxima, dividido por el espesor de la pared de latubería, trazado contra la longitud de corrosión, dividido por la raíz cuadrada del radiolas veces del radio de la tubería y el espesor de la pared. Cada uno de los puntos dedatos trazados representa un experimento de tubería de tamaño real en tuberíascorroídas y el número al lado del punto de los datos representa el esfuerzo a la presiónde falla expresada como por ciento de SMYS. Hay sólo 3 puntos de datos(experimentos) que fallaron a niveles de presión debajo de 100% de SMYS, indicandola falta de severidad de defectos de defectos de corrosión en general (observe que lostres serían rechazados por este criterio). La línea sólida mostrada en la Figura es la

línea que identifica las presiones de falla de menos de 100% de SMYS. Hay variospuntos de datos que están debajo de esta línea, pero todos ellos representan fallassobre 100% de SMYS. El hecho que éstos están sobre 100% de SMYS simplementeindica que el criterio es muy conservador.

La región aceptable en el trazo es la región sombreada debajo y a la izquierda de lalínea sólida. Las tablas en la parte 3 están basadas sobre las profundidades decorrosión y longitudes determinadas por esta línea sólida. Picaduras de corrosión quetienen profundidades y longitudes de falla sobre la curva no son aceptables, deacuerdo con el criterio presentado aquí, y la presión de operación o tiene que serreducida o la corrosión removida o reparada.

1.5 CÓMO USAR EL MANUAL Parte 2, Determinación de la longitud máxima permitida de Corrosión, por las cuatroecuaciones establecidas adelante para determinar la severidad de las áreas corroídas.Estas dicen al operador cómo medir la dimensión longitudinal y la profundidad máximade las áreas corroídas. Uno puede usar entonces la ecuación (2) de la Parte 2 paradeterminar si el área corroída es seria.Sin embargo, está reconocido que más operadores de campo preferirán un métodomás simple de evaluar una área corroída. Por consiguiente, la parte 3, Tablas paraLímites de Corrosión, evalúa Ecuación (2) y coloca los resultados en forma tabular.Esto le permite al operador de campo tomar las decisiones simplemente yendo a unatabla después de medir la magnitud longitudinal y la profundidad máxima del áreacorroída y haciendo una selección.Localice la tabla apropiada para el diámetro exterior (O.D.) de la tubería y el espesorde pared. Busque en la columna izquierda y encuentre la profundidad de corrosiónque es igual al siguiente número más grande que la profundidad máxima medidadel área corroída. Lea el cruce con la columna encabezada por el espesor de la paredo el siguiente número más bajo que el espesor de la pared nominal de la tubería paradeterminar la máxima magnitud longitudinal permitida del área corroída para laprofundidad de corrosión. Si la extensión longitudinal medida del área corroída es iguala o menor de la magnitud máxima longitudinal permitida del área corroída determinadade la tabla, el esfuerzo de la tubería es apropiado para la MAOP actual y es capaz decontener una presión de prueba que producirá un esfuerzo de 100% del SMYS delmaterial de la tubería.

1. Como es usado en este manual, el término MAOP representará el estado seguro de presión de operación máxima paratuberías dentro del alcance de ASME B31.4 y ASME B31.11 y la máxima presión de operación permitida para tuberíasdentro del alcance de ASME B31.8.



M á x i m a p r o f u n d i d a d

d e c o r r o s i ó n / e s p e s o r

d e p a r e

d , d / t

Los números adyacente a los puntosde los datos expresan la presión defalla en términos de % de SMYS

Longitud de corrosión/(radio de la tubería x el espesor de pared) 1/2

Figura 1-1. Criterio parabólico para la clasificación de defectos de corrosión deacuerdo a la predicción de fallas por esfuerzo

Las tablas producen resultados que pueden ser más conservadores que la ecuación (2) de la Parte 2. Las tablas podrían mostrar que el área corroída es impropia para elMAOP actual, pero la ecuación (2) puede mostrar que no lo es. Por consiguiente, esposible que la región corroída sea rechazada por las tablas, pero encontrarla aceptadausando la ecuación (2).Si las tablas y la ecuación (2) ambas muestran que la región corroída puede ser noapropiada, todavía puede ser posible establecer la conveniencia por uno de losmétodos mencionado en el párrafo 1.7. Otra alternativa sería bajar la MAOP de lalínea, si las condiciones del operador lo permiten. La parte 4 pueden usarse paradeterminar una MAOP más baja que tiene el mismo factor de seguridad proporcionadoa través de las Partes 2 y 3.Sin tener en cuenta que alternativa es escogida, en todos los casos dónde la regióncorroída sea dejar en servicio la línea, las medidas deben tomarse para detener lacorrosión extensa. Tales medidas deben incluir el recubrimiento de la región corroíday, se indicará, si se requiere aumentar el nivel de la protección catódica.Figure 1-2, Procedimiento para Análisis del esfuerzo de tubería Corroída, muestra lospasos necesario para proceder a través de la evaluación de un área corroída en unalínea para determinar si algún efecto correctivo es necesario. Los pasos mostrados enlas bloques con línea punteada son medios válidos de determinar una presión deoperación segura (o MAOP), pero los procedimientos para dirigir estos pasos o losniveles de aceptación no están en este Manual.

1.6 EL SIGNIFICADO DE ACEPTACIÓN

a) Cualquier región corroída indicada como aceptable por el criterio de esteManual para el servicio establecido en la MAOP es capaz de resistir unapresión de prueba hidrostática que producirá un esfuerzo del 100% del SMYSde la tubería.



b) Cualquier región corroída indicada como aceptable para el servicio a un MAOPreducida es capaz de resistir una prueba de presión hidrostática a unaproporción sobre la MAOP igual a la proporción de un 100% SMYS probada a72% de la SMYS de operación (1.39:1). Si una proporción más grande sedesea, la MAOP reducida puede ajustarse de acuerdo con la necesidad.

1.7 OTROS MEDIOS DE DETERMINAR LA PRESIÓN DE OPERACIÓN SEGURA DE LALÍNEA

a) El operador puede hacer un análisis más riguroso del área corroída paradeterminar el esfuerzo remanente realizando un análisis de mecánica defractura basado en los principios establecidos y las prácticas que usando elperfil efectivo de la región corroída.

b) El operador puede reestablecer la MAOP por una prueba de la presiónhidrostática completa que produce un esfuerzo mínimo de 100% de SMYS oestablecer uno más bajo que la MAOP basado en la presión de una pruebaexitosa dirigida a una presión menor.

c) Los procedimientos y criterios de aceptación para dirigir estas alternativas depruebas de aceptación, cualquier análisis de mecánicas de fractura o pruebashidrostáticas, no están incluido en este Manual.

1.8 PROGRAMAS DE ORDENADOR

El apéndice A es un programa de ordenador en BÁSIC, CRVL.BAS, desarrollado porSr. Richard L. Seifert y es basado en las ecuaciones en las Partes 2 y 4. Puede usarsepara facilitar el procedimiento del avaluación. Se muestran varios ejemplos de la salidadel programa.



Profundidad máxima medida(d) del área corroída y se

compara con el espesor de pared nominal ( t)

Reparar oreemplazar

Detenerla

corrosióny volver

alservicio

Mayorque 80%

10% omenor

Entre 10 y80%

La longitud medida del áreacorroída ( Lm) se compara con lalongitud máxima permisible ( L)de la tabla apropiada de la Parte3 o de las formulas siguientes:

Si lalongitud

medida esmayor quela longitud permisible

Lm > L

Si lalongitud

medida esmenor quela longitud permisible

Lm < L

Parte 4 compare MAOP con la presión máxima P’ calculada por la

ecuación

Si es menor a 4

,

Si A es mayor de 4

MAOP lamisma omenor

MAOPmayor

Opción para desarrollarun análisis de mecánicade fractura más riguroso

Pasa

Falla

Elegir Reducir MAOPParte 4

Prueba de presión

Confirmar oreducir MOP basado sobre

prueba

Figura 1-2. Procedimiento para el análisis de esfuerzos de áreas corroídas.



El apéndice B es un programa de ordenador BÁSIC, CRLGTHU.BAS por Sr. Seifert, elcual es una actualización de CRLGTH.BAS, el cual se encuentra incluído en la primeraimpresión de este Manual. CRLGTH.BAS fue usado para producir algunas de lastablas en la parte 3. Requirió que el programa BÁSIC se modificara ligeramente cadavez que fue usado. El nuevo programa CRLGTHU.BAS no requiere modificación.Producirá una tabla impresa de longitudes de corrosión aceptables máximas para undiámetro de tubería dado y diez espesores de pared de ese diámetro. Un ejemplo deuna tabla impresa por este programa esta incluida al final del Apéndice B.

Ambos CRVL.BAS y CRLGTHU.BAS fueron escrito en BASIC para una combinaciónde computadora / impresora específica y pueden ser utilizados por la mayoría de losmicroprocesadores. Sin embargo, modificaciones menores pueden ser necesariaspara el uso en otro equipo o para otros propósitos.

Estos programas de ordenador están reproducidos aquí solamente para laconveniencia del usuario del Manual, y ASME y los autores no hacen ninguna

declaración acerca de su exactitud o efectividad.



PARTE 2DETERMINACIÓN DE LA LONGITUD MÁXIMA PERMITIDA DE CORROSIÓN

La profundidad de una picadura de corrosión puede expresarse como un porcentajedel espesor de la pared nominal de la tubería por:

% de prof. De picadura = l00 d / t (1)

donde

d = profundidad máxima medida del área corroída, en pulgadas, como se muestraen la Fig. 2-1t = espesor de pared nominal de la tubería, en pulgadas. El espesor de paredadicional requerido por cargas externas coexistentes no deben ser incluidas en elcálculo.

Un área corroída próxima que tiene una profundidad máxima de más de 10% pero

menor del 80% del espesor de pared nominal de la tubería no debe extenderse enlongitud del eje longitudinal de la tubería para una distancia mayor que la calculadapor:

_L = 1.12B √Dt

(2)

(L también puede determinarse de tabla 3-1 a través de 3-12 en la parte 3.)

Donde

L = máxima magnitud longitudinal permitida del área corroída, en., colineal con LM enla figura 2-1.D = diámetro exterior nominal de la tubería, en pulgadas.B = un valor que puede determinarse de la curva en la Figura 2-2 o de:

_B = √((d/t)/(1.1d/t – 0.15) 2 – 1)

sólo que B no puede exceder el valor de 4. Si la profundidad de corrosión está entre10% y el 17.5%, use B = 4.0 en la ecuación (2).

PROPIEDAD INTELECTUAL la sociedad americana de os mecánicos



Autorizado por información que se

up

Longitud medida del áreacorroída

Máxima profundidad medidade corrosión

Figura 2-1. Parámetros usados de la corrosión en el análisis .a de servicios

Figura 2-2 Curva para determinar el valor de B



PARTE 3TABLAS PARA LÍMITES DE CORROSIÓN

Las tablas en esta Parte están calculadas de las ecuaciones en la parte 2. Ellasproveen una referencia rápida de longitudes de corrosión máximas para una variedadde diámetros de tubería, espesores de pared y profundidades de picadura. Estastablas pueden ser usadas para determinar la máxima la magnitud longitudinalpermitida de un área próxima de corrosión como se da en la parte 2.(a) El área corroída debe estar limpia a metal descubierto. Debe tomarse cuidadocuando se estén limpiando áreas corroídas de una línea presurizada.(b) Medir la profundidad máxima del área corroída d y la magnitud longitudinal del áreacorroída como se muestra en la Fig. 2-1.(c) Determine el tamaño (NPS) de la tubería y el espesor de pared nominal.(d) Volver a la página en la tabla que corresponde al tamaño (NPS) de la tubería.(e) Localicé el renglón que muestra la profundidad igual a la profundidad máximamedida del área corroída. Si el valor medido exacto no esta en la lista, selecciona el

renglón de PRÓXIMA PROFUNDIDAD MAYOR.f) Busque la intersección con la columna que muestra el espesor de la pared de latubería. Si el espesor de pared nominal no esta en lista, use la columna para elESPESOR DE PARED PRÓXIMO MENOR. El valor de L encontrado en laintersección de la columna de espesor de pared y el renglón de profundidad es lamáxima magnitud longitudinal permitida de tal área corroída.(g) Las tablas en la parte 3 producen resultados los cuales pueden ser másconservadores que aquéllos obtenidos de las ecuaciones de la parte 2. Porconsiguiente, las tablas podrían mostrar que un área corroída dada es inaceptablepara la MAOP actual, pero el uso de las ecuaciones en la parte 2 pueden mostrar quees aceptable.

TABLA 3.1. Valores de L para tubería de tamaño ≥ NPS 2 y < 6



TABLA 3-2 Valores de L para tubería de tamaño ≥ NPS 6 y < NPS 10

Prof. d, enpulg.

Es esor de ared t, en ul adas



TABLA 3-3. Valores de L para tubería de tamaño ≥ NPS 10 y < NPS 16Prof. d, en

pulg.Espesor de pared t, en pulgadas



TABLA 3-4. Valores de L para tubería de tamaño ≥ NPS 16 y < NPS 20Espesor de pared t, en pulgadasProf. d, en

pulg.



TABLA 3-5. Valores de L para tubería de tamaño ≥ NPS 20 y < NPS 24



TABLA 3-9. Valores de L para tubería de tamaño ≥ NPS 42 y < NPS 48 (Continua)



TABLA 3-10. Valores de L para tubería de tamaño ≥ NPS 48 y < NPS 52 (continua)



PARTE 4

EL AVALUACION DE LA MAOP EN ÁREAS CORROÍDAS

4.1 CALCULO DE A

Si la profundidad máxima medida del área corroída es mayor que 10% del espesor dela pared nominal pero menor del 80% del espesor de pared nominal y la magnitudlongitudinal medida del área corroída es mayor que el valor determinado por laecuación (2) de la Parte 2, calcule

_ A = 0.893 ( L m / √(Dt) )

dondeLm = longitudinal medida del área corroída, en pulgadas. D = diámetro exterior nominal de la tubería, en pulgadas.

t = espesor de pared nominal de la tubería, en pulgadas. El espesor de la paredadicional requerido por cargas externas coexistentes no deben ser incluidas en loscálculos.

4.2 CALCULO DE P'

(a) Para Valores de A menores o iguales a 4.0. A y d/t determinan un único punto sobreFig. 4-1 que corresponden a un nivel de presión aceptable P’. P’ es obtenido porinterpolación entre las curvas P, 0.95P, 0.90P, 0.85P, 0.80P, 0.75P, 0.70P, 0.65P,0.60P.

d = profundidad máxima medida de área corroída, en pulgadas. P = la presión máxima segura para el área corroída. Las curvas para varios valores de Pestán dados en la Fig. 4-1 por

_P’ = 1.1P ( (1 – (2/3) (d/t) ) /(1 – (2/3) ( d/(t √(A2 + 1) ) )

sólo que P’ no puede exceder P.

P = la presión mayor o la MAOP establecida o

P = 2StFT/D

Donde

S = esfuerzo a la cadencia mínimo especificado (SMYS), en psi PROPIEDAD INTELECTUAL la sociedad americana de ingenieros mecánicos

Autorizado por información que se ocupa de servicios



Exce to ue P’ no uede exceder P

FIGURA 4-1 CURVA PARA OBTENER P’ COMO FUNCION DE d/t PARA VALORESDE A MENORES O IGUALES A 4.0



FIGURA 4-2. P’ COMO UNA FUNCION DE d/t PARA VALORES DE A MAYORESQUE 4.0

F = factor del diseño apropiado de ASME B31.4, ASME B31.8 o ASME31.11 T = factor de corrección por temperatura del Código de B31apropiado (si no estaen las listas, T=1) D = diámetro exterior nominal de la tubería, en pulgadas.t = espesor de pared nominal de la tubería, en pulgadas. El Espesor de la paredadicional requerido para cargas externas coexistentes no será incluido en los cálculos.

(b) Para Valores de A Mayores que 4.0 P´ = la presión máxima segura para el área corroída. Las curvas para los variosvalores deP´ se dan en la Figura. 4-2 por

P´ = 1.1P [1 – d/t]



Sólo que P´ no puede exceder P.

4.3 MAOP Y P´

Si la MAOP establecida es igual o menor de P´, la región corroída puede usarse parael servicio a esa MAOP. Si es mayor que P´, entonces la MAOP será establecida másdebajo de modo que a no exceda P', o la región corroída debe ser reparada oreemplazada.PROPIEDAD INTELECTUAL la sociedad americana de ingenieros mecánicos

Autorizado por información que se ocupa de servicios



APÉNDICE APrograma de ordenador BÁSIC, CRVL.BAS, para determinar la longi tud

permit ida L (parte 2) o la máxima presión de operación alternativapermit ida (parte 4)

Introduzca el programa y entradas como esta indicado. Los ejemplos deben usarsepara verificar la entrada correcta del programa.PROPIEDAD INTELECTUAL la sociedad americana de ingenieros mecánicos

Autorizado por información q

u



e se ocupade servicios



APÉNDICE BPrograma de ordenador BÁSIC, CRLGTHU.BAS, usado en la generación de

tablas como aquéllas que están en impresas en la parte 3

Siguiendo este programa de ordenador BÁSIC CRLGTHU.BAS cuyo precursor,CRLGTH.BAS, fue usado para generar algunas de las tablas en la parte 3 con elmismo equipo informático que se usa en el Apéndice A. Esta versión actualizada,CRLGTHU.BAS, no exige modificar el programa BÁSIC con cada uso como la versiónanterior, CRLGTH.BAS fue empleado en las impresiones anteriores de este manual.

Teclee el programa BASIC el cual se lista en las siguientes paginas en la computadoray verifica su operación ejecutándolo y escribiendo los datos siguientes como se indica:diámetro de la tubería = 20; la profundidad de picadura = .03; los espesores de paredcomo sigue: .406, .438, .469, .5, .562, .625, .688, .750, .812 y .875, La impresión debeduplicar el ejemplo que está impreso al final de este Apéndice. (Los comandos deimpresión en este programa son para las series Epson FX y las impresoras

compatibles, y podría producir formatos extraños en otras impresoras.)



CODIGO ASME PARA TUBERIA A PRESIÓN, B31

Tuberías de Potencia.................................................................... B31.1-1989Plantas químicas y tubería de refinerías de petróleo..................... B31. 3.1990

Sistemas de transporte para hidrocarburos líquidos.Gas de petróleo líquido. Amoníaco anhidroy Alcoholes ..................................................................................... B31. 4.1989Tuberías de refrigeración................................................................ B31. 5.1987Sistemas de transmisión y distribución de gas............................... B31.8 .1989Construcción de tubería de servicio................................................ B31. 9.1988Sistemas de tubería de transporte de desechos............................. B31.11-1989

Manual para la determinación de esfuerzos remanentes de tuberías corroídas:Un suplemento del código ASME B31 para tubería de presión….... B31G-1991

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