RECOPILACION

SETTING THE STANDARD

/880 __ 2005

Mantenimiento, Inspección y

Reparación de Recipientes y

Tuberías a Presión

Ing. Rubén E.Rollino

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/880 __ 2005





-MMI::::'·~"-··:.:'Mantenimiento, Inspección y Reparación de Recipientes y Componentes a Presión

Parte 1: Introducción a Códigos aplicables en servicio R2

MANTENIMIENTO, INSPECCIÓN Y

REPARACIÓN DE RECIPIENTES Y TUBERIAS

A PRESIÓN.

PARTE 1:

INTRODUCCIÓN A CODIGOS y NORMAS

APLICABLES EN SERVICIO

INTRODUCCIÓN 2

Introducción a Códigos y Normas Aplicables a la Etapa de Operación y Mantenimiento 5INTRODUCCIÓN A NBIC y API-510 6

NATIONAL BOARD INSPECCIÓN CODE (NBIC) 7API 9Introducción a API-51 O lOINTRODUCCION A API-579 10

API 580 /1: Inspección Basada en Riesgo 11DOCUMENTOS ASME POST CONSTRUCCION 14

TERMINaS USADOS: 17

Ing. Rubén E Rollino rollinor@,Psme.org [email protected] Parte 1, Página 1

SETrJNG THE STANDARD

'880 200.1

06jeti'CJos:

Este curso introduce a los participantes a los requerimientos y guías, aplicables a inspección,reparación y alteración de componentes a presión en servicio, en particular de recipientes apresión.

Se describen actividades correspondientes a la etapa de mantenimiento de componentes apresión incluidas en varios Códigos y normas reconocidos internacionalmente. National BoardInspection Code y API51 Oson tratados en detalle. También se incluye una breve introducción alos conceptos de aptitud para el servicio de acuerdo a API 579 Y a las actividades del comité depos-construcción de ASME.

Se incluyen conceptos sobre que inspeccionar, inspección basada en riesgo, calculo de vidaremanente, periodos de inspección, criterios de evaluación de áreas corroídas, procedimientosde reparación por soldadura alternativos a PWHT, Extensión de END, pruebas de presión ydeterminación de MAWP.

Conteniáo:

• Introducción a códigos y estándares aplicables a la etapa de operación ymantenimiento y explicación de las responsabilidades de las partesinvolucradas.

• Requerimientos contenidos en el National Board Inspection Codeo

• Diferencias entre NBIC y API 510.

• Ejemplos de reparaciones y alteraciones.

• Tipos y frecuencias de inspección.

• Criterios de evaluación de áreas corroídas, vida remanente y determinaciónde MAWP

• Introducción a API 579.

• Procedimientos de evaluación nivel 1.

• Descripción de otros documentos aplicables a la etapa post-construcción

Ing Rubén Rollino [email protected] rJollino@:;Jlahoo.com

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Parte 1:Introducción a Códigos aplicables en servicio R2

INSPECCIÓN, REPARACIÓN, ALTERACIÓN EINTEGRIDAD DE RECIPIENTES Y OTROSCOMPONENTES A PRESIÓN.

Parte 1: INTRODUCCIÓN A CODIGOS y NORMAS APLICABLES ENSERVICIO

INTRODUCCiÓN.

Este curso cubre los requerimientos básicos y lineamientos aplicables a laInspección, Reparación, Alteración de Recipientes, Tuberías Calderas y otroscomponentes a Presión.

El propósito principal es explicar los Códigos y normas que contienen requerimientosy lineamientos generales para mantener la integridad de los ítems que retenganpresión después que ellos han sido colocados en servicio incluyendo las reglas parala inspección, reparación y alteración con la intención de que estos puedan continuarsiendo usados de una manera segura.

Durante el curso mayoritariamente se hará referencia a "Recipientes a Presión" I noobstante la mayoría de los requerimientos cubiertos son aplicables también a losotros componentes.

También se efectúa una introducción a los métodos de evaluación de aptitud para elservicio de estos tipos de componentes.

Como es conocido la mayoría de los Códigos de construcción más utilizadoscontiene requisitos aplicables hasta la finalización de la construcción.

Otros Códigos y normas incluyen requerimientos y lineamientos aplicables a la etapade Operación y Mantenimiento.

Loas documentos más recientes enfocan la temática de una forma diferente.

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• La mayoría de los Códigos ASME (excepto por ejemplo ASME 831.4, 8318 Y831.8 alcanzan solo a construcciones nuevas.

• Diferentes criterios de aceptación, en general menos conservadores, sonaplicados en la etapa de mantenimiento respecto de la de construcción.

• Se requiere implementar una efectiva inspección y estrategias de reparación.

• Se requiere establecer prioridades basadas en riesgo para aplicación derecursos escasos.

• Es necesario prolongar la vida útil de las instalaciones y mantener laseguridad y operatividad.

• Tiene impacto positivo la implementación de programas de gestión deintegridad.

Como ejemplO de esto se citan algunos de los Códigos y/o normas de construcciónque no poseen requerimientos aplicables a la etapa de Operación y Mantenimiento:

• ASME 8PVC, Sección 1: Calderas de Potencia

• ASME 8PVC Sección VIII: Recipientes a Presión

• ASME 831.3 Tuberías de Proceso de Refinerías, plantas químicas ypetroquímicas:

• API 620 Y 650: Tanques de almacenaje.

• La mayoría de los Códigos ASME (excepto ASME 831.4, 8318 Y 831.8aplican para construcciones nuevas.






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• La mayoría de los Códigos ASME (excepto por ejemplo ASME 831.4, 8318 Y831.8 alcanzan solo a construcciones nuevas.






Como ejemplo de esto se citan algunos de los Códigos y/o normas de construcciónque no poseen requerimientos aplicables a la etapa de Operación y Mantenimiento:

• ASME 8PVC, Sección 1: Calderas de Potencia

• ASME 8PVC Sección VIII: Recipientes a Presión

• ASME 831.3 Tuberías de Proceso de Refinerías, plantas químicas ypetroquímicas:

• API 620 Y 650: Tanques de almacenaje.

• La mayoría de los Códigos ASME (excepto ASME 831.4, 8318 Y 831.8aplican para construcciones nuevas.






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• Otros Códigos y normas establecen requerimientos y lineamientos que sonadoptados por las jurisdicciones y referidos a algunos de los siguientestemas:

• Inspección

• Reparación.

• Alteración

• Reconstrucción

• Confiabilidad o Aptitud para el servicio

• Inspección basada en riesgo.

• Ejemplo de estos Códigos y normas son:

• ANSI NB 23- Código de inspección del NB

• API 510: Código de inspección de Recipientes a Presión.

• API 570: Código de inspección de Tuberías a Presión.

• API 653: Inspección, reparación, alteración y reconstrucción detanques de almacenaje. Establecen requerimientos que son adoptadospor las jurisdicciones y referidos a algunos de los siguientes temas:

• API 579 Confiabilidad o aptitud para el servicio.

• API 580/581: Inspección basada en riesgo.

Además ASME está desarrollando Documentos Post Construcción PCC) enalgunos casos en conjunto con API y con la participación del NB y jurisdicciones.

• Subcomité de Planificación de lf1spección.

- Documento en preparación: Planificación de inspección.

• Subcomité de Reparación y Ensayo

- Documento en preparación PCC-2, Reparación de Equipos y tuberíasa presión.

• Grupo de trabajo en uniones bridadas:

Documento emitido: PCC-1 (2000), Lineamientos para unionesbridadas.


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De los Códigos y/o normas aplicables a la etapa de Operación y Mantenimiento, eneste curso se tratan:

• Los requerimientos los contenidos en el National Board Inspection Code y enAPI-510.

• Un resumen de las reglas referidas a la determinación de la aptitud para elservicio de componentes a presión contenidas en API-579 "Fitness for Service.1I(ASME posee un curso específico para este Código)

• La descripción de algunos procedimientos de evaluación nivel 1 para laevaluación de los defectos más comunes.

• Mención a documentos en preparación de documentos aplicables a la etapa depost-construcción que desarrolla ASME.

El material del curso fue preparado con la intención de facilitar la instrucción, Nodebe tomárselo como sustituto de Códigos ni normas.

Para la aplicación en la práctica es aconsejable el uso de los Códigos y normas,debido a que el material del curso no las reemplaza y además con el paso deltiempo puede quedar desactualizado por la aparición de adendas, revisiones ynuevas ediciones de documentos.

Dentro de este curso se tratan los siguientes puntos:

Introducción a Códigos y Normas Aplicables a la Etapa deOperación y Mantenimiento .

./ Introducción a las actividades post construcción .

./ National Board Inspection Code (NBIC)

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./ API-510

./ Introducción a API-579

./ Introducción a otros documentos post construcción.

Introducción a NBIC y API-51 O

ASME Sección VIII (Divisiones 1,2, y 3), como la mayoría de otros códigos derecipientes a presión y otros componentes a presión contienen . e re laspara construcciones nuevas.

Para inspección, reparación y alteración de recipientes y otros componentes nservicio los documentos aplicables más comunes en USA y Canadá son el NBICAPI-510, ambos son documentos ANSI.

En Estados Unidos se dispone de dos documentos con un resumen de toda lalegislación de las jurisdicciones aplicables a Recipientes a Presión.

Uno es publicado por API (Digest de State Boilers and Pressure Vessels Rules aRegulations) y el otro por Uniform Boiler and Pressure Vessel Laws Society(Synopses of boilers and pressure vessel laws, rules and regulations)

NBIC y API-51 Oson muy similares con muy pocas diferencias significativas.

Estos dos documentos referencian a las reglas de los códigos de construcciónespecialmente en lo referido a diseño.

Estos documentos permiten algunas desviaciones respecto de los requerimientosoriginales de diseño.

Esto de alguna manera es un reconocimiento que durante las reparaciones oalteraciones en el sitio no es posible aplicar en todos los casos los mismosrequerimientos que para la fabricación.

Ambos documentos dejan algunas decisiones a discreción del Inspector autorizado(Al)

Las reglas de estos documentos también se aplican a calderas, tuberías y otrosequipos a presión.

Es responsabilidad del propietario, cumplir con la legislación aplicable en la zona.

El National Board de Inspectores de Calderas y Recipientes a presión (NB) estáconformado por los jefes de inspectores de todas las jurisdicciones de EstadosUnidos, Canadá y México.

La misión principal es promover la seguridad.


-N;~I::::·"~"·:.:'Mantenimiento, Inspección y Reparación de Recipientes y Componentes a Presión


Una de las mayores funciones del NB es publicar y mantener el NBIC.

La otra función mayor es el mantenimiento de los data reports de calderas,recipientes a presión, a válvulas de seguridad y alivio.

Algunas jurisdicciones requieren completar Data Report con el National Board.

Una nueva edición del NBIC es emitida cada tres años (En los mismos años que elASME BPVC).

Una adenda es emitida anualmente. También se aplica un procedimiento deinterpretaciones similar al de ASME.

API-510 es re-publicada cada pocos años pero no existe un periodo regularpreestablecido.

Este documento también tiene un servicio de interpretaciones descripto en suapéndice E.

La mayoría de las jurisdicciones requieren que las organizaciones que realizanreparaciones cuenten con estampa "R" del National Board. Actualmente la estampa"R" se denomina NB.

Muchas jurisdicciones también requieren que estas organizaciones obtengan unalicencia de la jurisdicción.

Recipientes a presión que se trasladan de una jurisdicción a otra deben cumplir conla legislación de la nueva localización.

Estos documentos contienen información muy reducida sobre procedimientos dereparación. Los documentos de ASME para post construcción intentan llenar esevacío.

Estos documentos no contienen reglas para evaluación de defectos API-579 esusualmente utilizada para este propósito ...

NATIONAL BOARD INSPECCiÓN CODE (NBIC)

El propósito del NBIC es mantener la integridad de los ítems que retengan presióndespués que ellos han sido colocados en servicio suministrando reglas para lainspección, reparación y alteración, de forma de permitir que puedan continuarsiendo operados de una manera segura.


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El NBIC intenta suministrar una guía a los Inspectores Jurisdiccionales, usuarios, yalas organizaciones que realicen reparaciones y alteraciones, forzando laadministración uniforme de las reglas pertinentes a los ítems que retienen presión.

La Organización del NBIC es la siguiente:

Prologo

Introducción

Parte RA - Requisitos Administrativos

Parte RB -Inspección en Servicio de los ítems que Retengan Presión

Parte RC - Reparaciones y Alteraciones

Parte RD - Métodos de Reparación

Parte RE- Reparación de Vál«tulas de alivio de presión

Apéndices Obligatorios

Apéndice 1 Preparación de Preguntas Técnicas al Comité del NBIC

Apéndice 2 Estampado e Información de la Placa de Datos

Apéndice 3 Inspección y Reparación de las Calderas de vapor Humo tubularesLocomotivas

Apéndice 4 Glosario de Términos

Apéndice 5 Formularios del"National Board"

Apéndice 6 EjemplOS de Reparaciones y Alteraciones

Apéndice 7 Procedimientos para extender el Certificado de Autorización "VR"para estampar Accesorios de alivio de Presión ASME "NV".

Apéndice 8 Inspección, Reparación y Alteración de Equipos de Presión deGrafito.

Parte 9 Alteración e Inspección de Equipos de Fibra Plástrica Reforzada(Thermosetting) .

Apéndices No Obligatorios

Apéndice A Procedimientos Estándar de Soldadura

Ing. Rubén E Rollino [email protected] rJollino@"yahoo.com Parte 1, Página 8

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Apéndice B Temperaturas de Precalentamiento Recomendadas

Apéndice C Historial de Calderas

Apéndice D Guía Recomendada para el Diseño de Sistemas de Prueba paraAccesorios de alivio de Presión

Apéndice E Procedimientos Recomendados para la Reparación de Válvulas deAlivio de Presión

Apéndice F Diferencial de Presión entre la Presión de Ajuste de la Válvula deSeguridad o de Alivio y la Presión de Operación de la Caldera o Recipiente aPresión

Apéndice G Válvulas de Seguridad en el Lado de Baja Presión de las VálvulasReductoras de Presión para Vapor

Apéndice H Guía Recomendada para la Inspección de los Recipientes aPresión en Servicio de GLP

Apéndice 1: Requerimientos de instalación.

Apéndice J: Guias de jurisdicciones de Usuarios-propietarios para realizar ajustea válvulas de alivio

API

El Instituto Americano del Petróleo API publicó los siguientes códigos y estándarespara la inspección, reparación, alteración, re-rating y evaluación de aptitud para elservicio de recipientes a presión y tuberías para las industrias del petróleo yprocesos químicos. Estos códigos y estándares son:

API510

API570

Código para la Inspección de rec.ipientes a resión' Inspección enmantenimiento, Rateo, Reparación y Alteración.

Código para la Inspección de Tuberías: Inspección, Reparación,Alteración y Re-rateo de Sistemas de Tubería en Servicio.

API RP 579 Aptitud para el Servicio.

Ing. Rubén E Rollino [email protected] [email protected]!ahoo.com Parte 1, Página 9

M~I::::'~~~··:.:'Mantenimiento, Inspección y Reparación de Recipientes y Componentes a Presión


API RP 580/581: Inspección Basada en Riesgo.

Introducción a API-51 O

A diferencia del NBIC, el alcance de API-510 cubre únicamente Recipientes aPresión.

La organización de API-51 O es la siguiente:

• General: Alcance, Referencias y Definiciones.

• Organización de Inspección del Usuario.

• Prácticas de Inspección.

• Inspección y Ensayo de Recipientes a Presión y Dispositivos de Alivio dePresión.

• Reparaciones y Alteraciones.

• Reglas Alternativas para Recipientes de Exploración y Explotación.

• Apéndices

• Ejemplos y ejercicios.

Introducción a API-579

Cubre evaluaciones de ingeniería cuantitativas realizadas para demostrar laintegridad estructural de componentes retenedores de presión en servicio y quecontienen defectos.

Su organización es la siguiente:

• General

Ing. Ruhén E Rollino [email protected] [email protected] Parte 1, Página 10

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Parte 1: Infroducción a Códigos aplicables en servicio R2

• Aptitud para el servicio "Fitness for Service"

• Fractura frágil.

• Disminución de espesor generalizada.

• Disminución de espesor localizada.

• Corrosión por picaduras "Pitting"

• Ampollas y laminaciones

• Alineación de soldaduras y distorsiones de cuerpos

• Defectos del tipo fisura

• Apéndices

API 580/1: Inspección Basada en Riesgo.

API 580:Documento base

1. Introducción, Propósito y Alcance2. Referencias.3. Definiciones4. Conceptos básicos5. Introducción a inspección basada en riesgo6. Planificación de la evaluación (RBI)7. Recolección de información y datos8. Identificación de los mecanismos de deterioro y modos de falla.9. Evaluación de la probabilidad de falla.10. Evaluación de las consecuencias de fallas.11. Evaluación, determinación y gestión de riesgo.12. Gestión de riesgo con actividades de inspección.13. Otras actividades para mitigar riesgos.14. Reevaluación y actualización del riesgo.15. Funciones, responsabilidades, entrenamiento y calificación.16. Documentación y registros.

Apéndice A: Mecanismos de deterioro

Introducción, Propósito y Alcance

Ing. Rubén E Rollino rollinor@;asme.org rJollino@J)lahoo.com Parte 1, Página 11

·N)ME::::··:....~~··:.:"Mantenimiento, Inspección y Reparación de Recipientes y Componentes a Presión


El propósito es proveer los elementos básicos para el desarrollo de un plan deRBI.

Se incluyen los elementos básicos y las siguientes secciones que describen losprincipios de aplicación.Los resultados esperados establecer una relación entre los riesgos y lasactividades de inspección u otras actividades para mitigarlos.

PROPOSITO

El proceso de RBI es capaz de generar:• Un ranking por riesgo de todos los equipos evaluados.• Un plan de inspección detallado por cada equipo, incluyendo:

Método de inspección. (Ej. UT, visual, radiografía, WFMT, etc.)Extensión (ejemplo %, localización, ..)Momento de inspección.Gestión de riesgo lograda con la aplicación del plan de inspección.

• Descripción de otras actividades de mitigación. (Ej. Reparación,reemplazo, mejoras en seguridad, oo.)

• Nivel de riesgo esperado después de la aplicación del plan de inspección yotras actividades de mitigación de riesgo.

Elementos claves:

• Sistema de gestión de documentación de mantenimiento, calificación depersonal, datos requeridos y actualización de análisis.

• Método documentado para la determinación de probabilidad de falla.• Método documentado para la determinación de la consecuencia de la falla.• Metodología documentada para la gestión de riesgos con actividades de

inspección y otras actividades.

Beneficios:

La implementación provee alguno de los siguientes beneficios:• Reducción general de riesgo de las instalaciones y equipos evaluados.• Una comprensión/aceptación del riesgo presente.• También identifica equipos que no requieren inspección ni otras actividades.

RBI está basado en principios de evaluación y gestión de riesgo consistente yprobado y no compensa:Información imprecisa o faltante.Diseño inadecuado.Instalación errónea.


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Operación fuera de los datos de diseño.Ejecución no efectiva del plan.Falta de personal o equipos calificados.Falta de juicio ingenieril u operacional.

RBI debe utilizarse como una herramienta de mejora continua y de gestiónintegrada.

ALCANCE

Si bien puede aplicarse a muchos tipos de industrias, API 580 fue desarrolladatomando como base los equipos de la industria de procesos de hidrocarburos yquímica.

RBI esta basado en el principio de mantener la integridad mecánica de equipos apresión y minimizar el riesgo por deterioro.

No reemplaza a los procesos de "hazard análysis" I como PHA o HAZOP.

PHA enfoca el riesgo sobre el diseño de la unidad de proceso y las prácticas deoperación y si esta es adecuada teniendo en cuenta las condiciones de operaciónactuales y futuras.

RBI complementa a PHA al focalizar sobre la integridad mecánica en relación conlos mecanismos de deterioro y la gestión de riesgo a través de la inspección.

RBI también es complementario del Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad(RCM) de tal forma que ambos programas enfocan en los modos de falla y enmejorar la confiabilidad de los equipos e instalaciones de proceso.

EQUIPOS CUBIERTOS.Recipientes y equipos a presiónTuberías de proceso (y componentes).Equipos rotativos.Calderas y calentadores.Intercambiadores de calor.Dispositivos de alivio de presión.

EQUIPOS NO CUBIERTOSSistemas de I&C.

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Sistemas eléctricosSistemas estructurales.

Componentes mecánicos (excepto cuerpos de bombas y compresores)

QUE ES RIESGO:

El riesgo es la combinación de la probabilidad de que un evento ocurra y laconsecuencia de esto (generalmente negativa)

En términos matemáticos puede medirse como:

Riesgo = probabilidad de que un evento ocurra* la consecuencia de esto

Otros documentos

Existen algunos otros documentos de API que cubren reglas paraInspección/reparación/alteración de equipos a presión, tales como:

• API-570 Inspección y reparación de tuberías

• RP 572 Recomendaciones para inspección detallada de recipientes a presión

• RP 573 Inspección de calderas

• RP-574 Inspección de tubería

• RP 575 Inspección de tanques

• RP-576 Inspección de válvulas de alivio

• Pub!' 581 Inspección basada en riesgo. (API RP mencionada antes)

• API 653 Inspección, reparación y reconstrucción de tanques

Algunas de estas publicaciones son realmente antiguas pero son referencias útiles.

Documentos ASME Post Construcción

• Introducción a los documentos ASME Post-Construcción.


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ASME Post Construcción Committee está trabajando en la publicación de una seriede documentos referidos a procedimientos detallados de inspección y reparación:

ASME PCC - Alcance de la inspección

• Documento que cubre: cuando, donde y como investigar defectos.

Provee Iineamientos basados en el riesgo para definir intervalos óptimos ytipos de inspección para todo tipo de equipos a presión.

Para su implementación aplica la definición de los mecanismos dedegradación y modos de falla potencial.

Cubre el espectro desde evaluación cualitativa hasta evaluación cuantitativa.

- Conceptos básicos.

- Introducción a inspección basada en riesgo.

- Colección de datos e información.

- Identificación de mecanismos de deterioro.

- Identificación de modos de falla potencial

- Evaluación de probabilidad de falla.

- Determinación del riesgo.

- Gestión de riesgo con actividades de inspección.

- Otras formas de mitigar riesgos.

- Reevaluación y actualización de la evaluación de riesgo.

- Responsabilidades.

- Entrenamiento y calificación.

- Registros

ASME PCC Reparación

• El Subcomité de Reparación se estableció en 1999.

• Está desarrollando un documento para la emisión de un estándar sobre"Buenas prácticas de ingeniería reconocidas y generalmente aceptadas" parala reparación de equipos a presión dentro del alcance de los Códigos ASME.


-M~I::::··_~··:.:'.Mantenimiento, Inspección y Reparación de Recipientes y Componentes a Presión


• Incluye tuberías, componentes de tuberías tales como válvulas, tubos,calderas, recipientes y tuberías a presión, incluyendo intercambiadores ytanques de almacenaje.

• No está limitado a equipos construidos de acuerdo a Códigos ASME.

• Este nuevo estándar puede ser adoptado por las jurisdicciones y serreferenciado en los códigos existentes tales como: NB-23, API-510, API-570 YAPI-653.

La intención actual es que no incluya requerimientos administrativos.

• No categoriza las reparaciones en temporaria o definitiva.

• La vida útil de la reparación depende de varios aspectos, incluyendo:

- Cantidad y magnitud de los ciclos de temperatura y presión.

- Tiempo de mantenimiento en las distintas condiciones de operación.

• Ambiente.

• Consecuencias de una falla.

• Tolerancia al riesgo

Artículos en distintas etapas de aprobación y/o elaboración.

Reparación Mecánica y/o Soldada

- Planchas (plates) insertadas y soldadas a tope. (*)

- Cajas de cierre soldadas (*)

- Recargue de soldadura para reemplazar pérdida de material interior.

- Camisas de acero.

- Soldaduras de sello en uniones roscadas.

- Parches reforzados y con soldadura de filete.

- Reparación de roscas (*)

- Recargue de soldadura para eliminar grietas.

- Sellos con labios soldables.

- Alternativas a precalentamiento y PWHT.

- Soldadura en líneas en servicio.

- Parches no reforzados y con soldadura de filete.

- Tapón frío. (*)

Ing. Rubén E Rollino rolJinor@"asme.org [email protected] Parte 1, Página 16

-tV)MI::::··~··:.:'Mantenimiento, Inspección y Reparación de Recipientes y Componentes a Presión


- Reparación de roscas dañadas.

- Excavación de defectos.

- Reacondicionamiento de bridas.

- Reparación de pernos de anclaje.

- Enderezado de tubos.

- Cambio de pernos de uniones bridadas bajo presión.

- Otros artfculos contemplados:

- Reparación de pérdidas en bridas.

- Reparación de ampollas de hidrógeno.

- Apertura de válvulas con vástago fallado

• Reparación no metálica (ejemplos).

- Revestimientos aplicados por spray y curados en el lugar.

- Revestimientos insertados, curados en el lugar (tubería)

- Composite Wrap Sleeves

• Aplicaciones de alta presión.

• Aplicaciones de alta presión.

- CIP Wrap Coating

OTROS

• Reemplazo de componentes.

• Reparación de válvulas.

• Reparación de recipientes roblonados.

• Reparación de intercambiadores de calor.

• Reparación de juntas de expansión.

TERMINOS USADOS:

Ing. Rubén E Rollino rollinor@.,asme.org [email protected] Parte 1, Página 17

-MMt:::::"~··:.:'Mantenimiento, Inspección y Reparación de Recipientes y Componentes a Presión


Post-construcción: El término se refiere a las actividades necesarias para laseguridad de recipientes a presión y otros equipos a presión después que han sidopuestos en servicio. Comúnmente también se lo denomina Mantenimiento.

"Inspección" Las reglas referidas a inspección son aquellas que dictan frecuenciasmínimas de inspección y su alcance y los métodos de inspección y evaluación deresultados.

l/Evaluación de defectos" refiere a la evaluación de si los defectos detectadosdurante la inspección son aceptables o no.

"Reparación" es una actividad realizada para restaurar un recipiente degradado deforma tal de devolverle su capacidad de acuerdo al diseño original.

"Alteración" es una actividad realizada para modificar (re-certificar) los datos dediseño de un recipiente respecto de los datos originales de diseño. Si la alteración serealiza sin efectuar modificaciones se denomina "re rating"

Ing. Rubén E Rollino roJ/[email protected] rJoJ/ino@'yahoo.com Parte 1, Página 18

-MMI::::'··...':..'_'..::··:.:"Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión

Parte 2: NBIC Requisitos Administrativos e Inspección en Servicio-Rl

INSPECCIÓN, REPARACIÓN, ALTERACIÓN E

INTEGRIDAD DE RECIPIENTES Y OTROS

COMPONENTES A PRESIÓN.

PARTE 2

NBIC: REQUISITOS ADMINISTRATIVOS E

INSPECCIÓN EN SERVICIO

ANSI-NB-23: "NATIONAL BOARD INSPECTION CODE" 2

Programa 3LINEAMIENTOS PARA INSPECCION EN SERVICIO 8

RECIPIENTES A PRESIÓN , 8

• Actividades de pre-inspección __ 9• Verificación de la instalación 10

• Inspección externa , ' 11• Inspección interna oo •••••••••• oo ••• 12• END ... oo ••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••••• 13

• Ensayo de presión 13• Vida remanente e intervalos de inspección: 14

Máximo intervalo de inspección 14Casquetes elípticos y toriesfericos: , 17

Indicadores de presión, dispositivos de seguridad y de control. 19Indicadores 19INSPECCION DE DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD 19

Ing. Rubén E Rollino rollinor@/'sme.org [email protected] Parte 2, Página 1

-N;MI::::"~··:.:'Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión

Parte 2: NBIC Requisitos Administrativos e Inspección en Servicio-RJ


Parte 2: NBIC Requisitos Administrativos e Inspección en Servicio

ANSI-NB-23: "NATIONAL BOARD INSPECTION CODE"¡

Este código provee Iineamientos aplicables a:

1) Acreditación de Organizaciones

2) Inspección en Servicio

3) Reparación y/o alteración de ítems retenedores de presión.

Fija requerimientos a cumplir para las organizaciones que realizan estas actividades.

A través de estos requerimientos, se acredita organizaciones y otorga estampa parade acuerdo al siguiente agrupamiento

El NBIC consiste además de la introducción y el alcance de las partes RA, RB, RC,RD. La primera edición del Código fue en 1946 para calderas y recipientes a presión.En 1995 se extendió a otros componentes.

Parte RA contiene requisitos administrativos.

Parte RB cubre las reglas para inspección en servicio.

Parte RC cubre reglas para reparaciones y alteraciones.

Ing. Rubén E Rollino [email protected] rJollino@'yahoo.com Parte 2, Página 2

-MMI::::'''~··:.:''Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


Parte RD cubre métodos de reparación.

Parte RE Contiene requerimientos aplicables a reparación de dispositivos de aliviode presión.

PARTE RA: La parte RA contiene requerimientos administrativos. Contiene losparágrafos, RA-1000, RA-2000, a RA-3000

RA-1000 contiene requerimientos generales.

RA-101O describe el alcance de la parte A, incluyendo los requisitos paraacreditación de organizaciones de reparación, y organización de inspección delpropietario.

NB administra cuatro programas de acreditación

NB administra un programa para calificar individuos como "Review Team Leaders"para acreditaciones.

NBIC tiene reglas extensivas para obtener estampas "VR" y "NR"

Estampa "R"

Estampa "VR"

Reparación y modificaciones deretened ores de presión

Reparación de válvulas de alivio de presión

ítems

Estampa "NR"

Organización de inspección del -ro ietario

Reparación, modificación y reemplazo de ItemsNucleares


-M~I::::···~_'.::'··:.:'Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión

Parte 2: NBIC Requisitos Administrativos e Inspección en Servicio-RI

Actualmente la estampa "R" está siendo reemplazada por la estampa "NB"

Parte RA-2100 incluye el procedimiento para obtener la estampa "NB"

Una cantidad de prerrequisitos son listados, incluyendo tener un acuerdo con unaAgencia de Inspección Autorizada y poseer un sistema de calidad escrito.

Los certificados son emitidos por un periodo de validez de tres años.

Usualmente la estampa es emitida para una localización, sin embargo si seestablecen controles en el programa de calidad puede extenderse su uso a distintasobras o plantas.

NB otorga seis diferentes tipos de autorización a las Organizaciones Reparadorasdependiendo del alcance de las actividades, las Organizaciones pueden serautorizadas para realizar:

• Reparaciones Únicamente - En Planta Unicamente

• Reparaciones Únicamente - En Campo Unicamente

• Reparaciones Únicamente - En Planta y en el Campo

• Alteraciones y Reparaciones - En Planta Unicamente

• Alteraciones y Reparaciones - En Campo Unicamente

• Alteraciones y Reparaciones - En Planta y en el Campo

• Sistema de calidad

RA-2151 da los lineamientos aplicables al sistema de calidad.

Un poseedor de un Certificado de Autorización del "National Board" deberá tener ymantener un Sistema de Calidad escrito. El Sistema deberá cumplir los requisitos delNBIC, y deberá estar disponible para su revisión.

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M~I::::"·~··;'.:"Jnspecdón, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


La siguiente es una guía de los principales puntos que debe cubrir un programa decalidad para acreditación de Organizaciones de acuerdo al NBIC:

o Alcance de los trabajos

deberá claramente indicar el alcance y tipo de reparaciones o alteraciones que laOrganización es capaz e intenta llevar a cabo.

o Declaración de Autoridad y Responsabilidad

Debe incluirse en el manual una Declaración de Autoridad fechada y firmada. LaDeclaración de Autoridad deberá incluir:

• Que todas las reparaciones o alteraciones que lleve a cabo la Organizacióndeberán cumplir los requisitos del NBIC, y la Jurisdicción o Legislación, comosea aplicable.

• Declaración que si existe un desacuerdo en la implementación del Sistema deCalidad, el asunto es referido para resolución a la mas alta autoridad de laCompañía.

• Nominación del responsable con libertad y autoridad para asegurar que loindicado en el primero de estos tres puntos, sea seguido.

o Control del Manual:

El manual deberá incluir las provISiones necesarias para revisar y emitir losdocumentos para mantener actualizado el manual.

o Organización.

Debe incluirse un organigrama con los nombres de los responsables de losdistintos departamentos.

o Control de diseño, planos y especificaciones

El manual debe contener los controles necesarios para asegurar que toda lainformación de diseño (Planos, Cálculos de diseño, Especificaciones einstrucciones), sean preparadas, obtenidas, controladas, e interpretadas deacuerdo con el código.

o Métodos de reparación y alteración

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--M~I::::'"'~··::."Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de RecipÜ!ntes y Componentes a Presión

Parte 2: NBIC Requisitos Administrativos e Inspección en Servici~Rl

El manual debe incluir métodos de reparación y alteración que propone aplicar laCompañía y los controles, incluyendo la selección de las especificaciones de losprocedimientos de soldadura, los materiales, los métodos de examen nodestructivo, el precalentamiento y el tratamiento térmico post-soldadura.

o Control de materiales y Partes.

Debe describir los métodos utilizados para asegurar que únicamente losmateriales aceptables son utilizados para las reparaciones y alteraciones.

o Programa de Inspección y Reparación

Debe indicarse que la aprobación de los trabajos será realizada por un inspector.

o Métodos de ejecución de los trabajos.

Debe describirse los métodos para realizar y documentar las reparaciones yalteraciones, de forma de poder determinar en que etapas especificas lasinspecciones serán realizadas.

o Soldadura, END y Tratamiento térmico.

Deben describirse los controles para la soldadura, exámenes no destructivos, ytratamiento térmico.

Deben nominarse los individuos responsables por las especificaciones de losprocedimientos de soldadura y su calificación, y la calificación de los soldadoresy los operadores de soldadura.

También debe cubrirse los requerimientos aplicables, procedimientos yresponsabilidades para los exámenes no destructivos y el tratamiento térmico.

o Ensayos de Presión.

Debe hacerse referencia a los ensayos a realizar al terminarse la reparación /alteración.

o Calibración.


A5)MI::::···~··:.:"Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


Debe describirse el sistema para la calibración de los equipos para examen,medida, y pruebas usados en la realización de las reparaciones y alteraciones.

o Inspección y Aceptación de Reparaciones y Alteraciones

Debe hacerse referencia a los exámenes y pruebas a efectuar al finalizar lareparación o la alteración.

o Inspección:

Debe asegurarse que el Inspector tenga acceso a todos los planos, cálculos dediseño, especificaciones, procedimientos, hojas de proceso, procedimientos dereparación o alteración, resultados de pruebas, y otros documentos necesarios.

o Documentación de Reparaciones y Alteraciones.

El manual deberá indicar el titulo de los individuos responsables por lapreparación, firma, y presentación al Inspector de la documentación requeridapara el reporte del NBIC.

o Código de construcción.

El manual deberá incluir provisiones para asegurar la aplicación de los requisitosdel código de construcción especifico para el equipo en cuestión.

o .Entrenamiento y calificación de personal.

Debe hacerse referencia a los requerimientos de entrenamiento y calificación delpersonal involucrado en las reparaciones y alteraciones.

o No conformidades.

Debe establecerse un sistema aceptable para la corrección de las noconformidades

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-MM"E::::"~:",::'Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


LlNEAMIENTOS PARA INSPECCION EN SERVICIO

El código contempla los siguientes tipos de componentes:

• Recipientes a presión

• Calderas y Calentadores de agua (otros que para calefacción)

• Sistemas de tuberías

• Dispositivos de protección de sobrepresión

• Desareadores

• Recipientes con amoniaco liquido

• Recipientes con actuadores de cierre rápido

RECIPIENTES A PRESiÓN

Los recipientes a presión son diseñados para una gran variedad de condiciones deservicio. El medio que contiene el recipiente y las temperaturas y presión deoperación deberían tenerse en cuenta para establecer los criterios de inspección.

A continuación se dan lineamientos de tipo general. Existen casos en los que sonrequeridos procedimientos mas detallados.

PARTE RB

Parte RB cubre la inspección de ítems retenedores de presión.

RB-1000 indica el alcance de esta parte y da Iineamientos para inspección enservicio.


-M~I,·:::"·~~··:.:'Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


RB-2000 refiere a la seguridad del personal. El inspector puede no ingresar alrecipiente hasta que:

Los peligros potenciales hallan sido identificados y controlados.

El ingreso halla sido coordinado con el propietario.

Los equipos de protección estén disponibles.

Las regulaciones de seguridad aplicables estén cumplidas.

Generalmente los recipientes son inspeccionados internamente. Solamente bajoscircunstancias determinadas puede admitirse únicamente inspección externa.

RB-3000 provee métodos de inspección para varios ítems.

RB-3200 provee métodos de inspección para recipientes a presión.

Antes de comenzar con la inspección propiamente dicha deben realizarse ciertasactividades de preinspección.

• Actividades de pre-inspección

o Revisión del historial del recipiente, caldera o sistema de tubería, incluyendo:

=> Condiciones de operación; ~J It.. -{ ,. 0.1 ••.• (1

=> Fecha de la ultima inspección

=> Certificado de la inspección jurisdiccional actualizado

=> Estampado del Símbolo del Código ASME o marca del código deconstrucción

=> Numero del registro del 11 National Board" o numero de registro de lajurisdicción.

=> Informes de verificaciones de espesor de pared ( Cuando la corrosión esconsiderada)


MMt:::::'··~··:.:"Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


o Remoción de cubiertas y tapas.

Las siguientes partes pueden ser removidas como sea requerido para permitir lainspección:

=:> Las tapas de las entradas de hombre y de mano.

=:> Los tapones de inspección

=:> Las conexiones de inspección.

=:> La parrilla en calderas con fuego interior

=:> La aislación y/o los refractarios como sea apropiado

=:> Manómetros y otros instrumentos, para verificación y prueba, a no ser que existaotra información que permita evaluar su seguridad

=:> La caldera deberá ser enfriada y limpiada.

o Limpieza suficiente para permitir inspección visual (Interna y externa)

o ~ositívos de alivio de presión

· Verificación de la instalación

El tipo de inspección a realizar debe tomar en cuenta la condición delrecipiente,caldera o sistema de tubería y el medio ambiente en el cual opera.

La inspección puede ser tanto externa como interna y también puede apoyarse endiferentes métodos de END.

Puede realizarse con el componente presurizado o despresurizado, siempre que seobtenga la información necesaria para determinar que el componente puede seguiroperando en forma segura hasta la próxima inspección.

Cuando se entra en recipiente o caldera, la limpieza general y la accesibilidad alcomponente y sus aparatos auxiliares pueden ser anotados. Los accesorios, lasválvulas y las tuberías pueden ser chequeadas para verificar el cumplimiento con elCódigo ASME u otro estándar equivalente.


M.MI:::: .••~ ··;::."Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


• Inspección externa

El propósito de una inspección externa es suministrar la información con respecto ala condición general del recipiente a presión. Lo siguiente deberá ser revisado:

o Aislación y otros recubrimientos: Si se encuentra que los recubrimientos externosestán en una buena condición y no existe una razón para sospechar cualquiercondición insegura debajo de estos, no es necesario quitarlos para inspeccionarel recipiente. En ocasiones puede ser aconsejable igualmente retirar parte deestos para permitir la observación directa del componente. e ("eo r r . ••• ~

o Evidencia de Fuga: Cualquier evidencia de fuga de gas, vapor o liquido deberáser investigada. Si existen evidencia de fugas que vengan de debajo delaislamiento o recubrimiento, soportes o apoyos, debe removerse el recubrimientonecesario para establecer el origen.

o Fijaciones Estructurales (Attachments): Los apoyos del recipiente a presióndeberán ser verificados para determinar su estado. Debe verificarse la posibilidadde libre expansión o contracción. Otros Este y otros soportes deben serinvestigados para determinar la ausencia de grietas u otros defectos quecomprometan su funcionamiento.

o Conexiones: Las entradas de hombre, conexiones y sus refuerzos, boquillas uotras conexiones deberán ser examinadas para detectar grietas, deformación uotros defectos. Los tornillos y las tuercas deberán ser verificados para detectarcorrosión o defectos en las roscas. Los agujeros de venteo en los refuerzosdeben permanecer abiertos para suministrar evidencia visual de fugas comotambién para prevenir la acumulación de la presión. Las caras accesibles de lasbridas deberán ser examinadas para determinar distorsión y la condición de lassuperficies de asiento del empaque.

~ !1(.¿lc.'f)'" . t}(H)tlP 1" •.

o Otros: Debe verificarse la existencia de:

~ABRASION.

~ DISTORSION - La forma del componente debe ser observada. Si se sopechaque existen distorsiones las dimensiones globales del recipiente deberán sercontroladas.

~CORTES O CAVIDADES

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-ASMI::::' ••~ ··:.:"Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


=>ABOLLADURAS - Causadas por los golpes con objetos agudos en talmanera que el espesor del metal no es materialmente disminuido.

=> INSPECCION SUPERFICIAL - (Grietas, ampollas, protuberancias y otrasevidencias de deterioro) La inspección puede apoyarse en END con Líquidospenetrantes o partículas magnéticas

=>JUNTAS SOLDADAS - Las juntas soldadas y las zonas afectadas por el caloradyacentes deberán ser examinadas para detectar grietas u otros defectos. Lainspección puede apoyarse en END con Líquidos penetrantes o partículasmagnéticas

• Inspección interna

El primer paso es una ins ección visual general del componente .. Todas las partesdel recipiente deberán ser inspeccionadas para detectar evidencias de corrosión,erosión, deformación, ampollas por hidrogeno, protuberancias, agrietamiento ylaminaciones. Lo siguiente deberá ser revisado:

o Conexiones: Todas las deben examinarse para asegurar que estén libres deobstrucción. Las conexiones roscadas deberán ser inspeccionadas para asegurarel estado de las roscas y la cantidad de hilos apretados.

o Cierres: deberán ser chequeados para verificar si son adecuados, sufuncionamiento y detectar cualquier desgaste. Una revisión deberá ser hechapara detectar grietas en las áreas de alta concentración de esfuerzos.

o Internos: Debe realizarse una inspección detallada de que tanto los internos fijoscomo los removibles no contienen daños que puedan afectar el funcionamientodel componente. Si la inspección revela condiciones inseguras tales comointernos corroídos o sueltos o plataformas o escaleras internas corroídasgravemente, deben implementarse medidas para remover o reparar las partesafectadas.

o Corrosión: El tipo de corrosión "pitting" o picaduras o corrosión uniformelocalizada o generalizada y su localización debe ser verificado y registrado.Información sobre componentes similares puede ser de ayuda para determinar lalocalización de zonas con daños. Las líneas de nivel de liquido, el lado opuesto alas boquillas de entrada, la parte inferior y son localizaciones que usualmentepresentan corrosión severa. Las costuras soldadas y las boquillas y las áreasadyacentes a las soldaduras están también sometidas a a corrosión.


MMI~:::"·~··:.:'Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


·END

Los siguientes métodos de ensayo no destructivos pueden ser utilizados como partede la inspección:

.- Métodos:

• Líquidos penetrantes

• Partículas Magnéticas

• Ultrasonido./

• Radiografía

• Corrientes parásitas

• Visual

• Metalografía./

• Emisión acústica

• Ensayo de presión

Normalmente no requiere ser .reaJizado....comoparte cción Qeriódicg.

Debería ser realizado: Cuando hay evidencias de deterioro difíciles de serponderados y que puedan afectar la seguridad del recipiente. También puede sernecesario después de ciertas alteraciones o modificaciones.

Para determinar hermeticidad la presión de prueba no necesita ser mayor que lapresión de seteo de la válvula de seguridad ( No exceder 1 % vez la máxima presiónde trabajo admisible, corregida por la relación de tensiones admisibles a latemperatura de ensayo y a la temperatura máxima de diseño. (Verificar que no seamayor que la máxima admitida por el código de diseño) Temperatura del metal nomenor a 15,6°C (A menos que exista información de comportamiento a < tO)y no > a49°C

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-MMI::::'··~··:.:'Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


• Vida remanente e intervalos de inspección:

Cuando se controla la velocidad de corrosión, la vida remanente debe calcularse dela siguiente forma~

Vida remanente (Años) = t (actual) - t (requerido)

Velocidad de corrosión

TT 1 'd d'd .. t(anteriormedición)-t(actual)ve OCIa ecorrOSlOn= -----------tiempo _ entre _ mediciones

Máximo intervalo de inspección

% Vida útil. ( Si es menor de 4 años toda la vida pero máx. 2 años)

• Vida remanente - Consideraciones para fijar frecuencias de inspección

Existe una gran variedad de condiciones que pueden afectar la vida remanente deun recipiente a presión. Estas deberían evaluarse en cada caso particular y ajustar lafrecuencia de inspección en consecuencia.

Algunas causas comunes que pueden afectar la vida remanentes se sintetizan acontinuación:

a) Deterioro:

o Irregularidades,

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-MMI::::'··~··.":"Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


o Corrosión, Picaduras, Corrosión en línea, Corrosión Generalizada, Corrosióngalvanica

o Fatiga térmica o mecánica,

o Fluencia lenta,

o Fisuración por corrosión bajo tensiones,

o Fragilización por hidrogeno.

o Fuerzas mecánicas,

o Cambios cíclicos de temperatura,

o Vibración,

o Defectos de materiales y/o fabricación, etc.

b) Casos en que el Rango de corrosión no se toma en consideración

Cuando el rango de corrosión es considerado cero el recipiente no necesita serinspeccionado internamente previendo que lo siguiente se cumple

• Medición de espesores periódica

• Carácter no corrosivo del contenido fue establecido por al menos 5 años deexperiencia operativa en servicios comparables.

• Ninguna evidencia cuestionable en inspección externa

• Temperatura de operación no excede el rango de ruptura creep del material (Aceros a carbono al menos 371°C) (Aceros aleados es »

c) Revestimiento resistente a la corrosión~

Si tiene "Iining" interno el eriodo uede basarse en experiencias del mismo tipo deIining en condiciones de servicio similares pero no > a 10 años. I no hayexperiencia el periodo puede estimarse a través de monitoreo de por ejemploprobetas de corrosión del mismo material del"lining", UT o RT

Cuando el recipiente tiene más de una zona pueden fijarse más de un periodo

Otros:

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-M~t:::::' ••~~. ':.: 'Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


Un recipiente no requiere ser inspeccionado internamente si lo siguiente essatisfecho:

La velocidad de corrosión es conocida e igual a cero.

Inspecciones externas incluyendo mediciones de espesores se realizanperiódicamente.

El carácter no corrosivo del contenido ha sido establecido durante un periodo de almenos 5 años.

No existe ningún defecto cuestionable para presión exterior (Si aplica)

La temperatura de operación no está en el rango creep. de los materiales delrecipiente. - -

Recipientes sobre nivel del terreno: Deben ser inspeccionados al menos cada 5años o un cuarto de la vida remanente. (El menor) La inspección debe incluirsoportes y alineación del recipiente sobre os soportes.

d) Servicio interrumpido:

Si es prolongado debe considerarse los efectos de las condiciones ambientalesexternas e internas durante ese periodo y debe revisarse la fecha de la próximainspección. Si el recipiente va a estar fuera de servicio un año o más, debe serinspeccionado antes de volver a servicio.

e) Tensiones

h) Pitting I corrosión

El espesor medido "t(actual)" usado para la determinación de la velocidad decorrosión es el espesor promedio de una cierta longitud.

Para recipientes sometidos a presión únicamente el promedio deberá ser hechosobre una distancia sobre el eje longitudinal del equipo debido a que generalmentelas tensiones circunferenciales controlan el diseño.

Para recipientes sometidos a otras cargas como ser viento y sismo el promediodeberá ser hecho sobre mediciones alineadas circunferencialmente.

Puede ser necesario efectuar mediciones en diversas zonas del recipiente parapoder encontrar la peor.

Ing. Rubén E Rollino roIlinor@.;asme.org [email protected] Parte 2, Página 16

MMI~:::"·__':.~_~.'::··,::'Jnspecdón,Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


La longitud sobre la cual se determina el promedio no debe exceder lo siguiente:

Para recipientes con un diámetro interior de 60 in. o menor, la dimensión menorentre 1/2 diámetro o 20in.

Para recipientes con un diámetro interior mayor que 60in., la dimensión menor entre1/3 del diámetro o 40in.

El número de puntos a medir es a discreción del inspector.

Pitting disperso puede ser descartado, teniendo en cuenta que:

La profundidad máxima no excede la mitad del espesor requerido (Excluido el decorrosión)

El área de pits sumada no excede los 45cm2, en cualquier círculo de 200mm dediámetro.

La suma de sus dimensiones en cualquier línea recta no supera los 50mm

Casquetes elípticos y toriesfericos:

La sección VIII requiere para construcciones nuevas, que los casquetes deben serde espesor uniforme y no menor al requerido para la zona del knuckle.

El NBIC admite hacer diferencia entre el knuckle y el dome. El espesor requeridoen el domo puede basarse en las fórmulas para cuerpos esféricos. Esto resulta unespesor menor que el requerido para el knuckle.

Se puede considerar que el dome es la zona central del casquete que abarca uncirculo con un diámetro igual al 80% del diámetro del recipiente.

El radio del "dome" en casquetes toriesfericos estándar puede tomarse igual aldiámetro del cuerpo del recipiente.

Para casquetes elípticos el radio esférico equivalente del dome deberá ser K1D,donde "D" es el diámetro interno del recipiente y K1 es dado en Tabla 1 delparágrafo RB-3238(k)(2)

i) Factor de eficiencia de junta soldada

Disminución de espesor por corrosión en juntas soldadas, puede producir un cambiode la eficiencia de junta y requerir un recalculo


iV)MI::::"~'D:.:'Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


j) Ajustes en el"rate" de corrosión

Si durante las inspecciones en servicio se verifica que el rate de corrosión es mayorque el asumido, debe recalcularse la vida útil y la frecuencia de inspección

Revisión de registros:El inspector debería:

Revisar los registros de operación y mantenimiento incluyendo lo referido acorrosión.

Consultar al propietario sobre reparaciones y alteraciones realizadas y consultar losregistros.

Asegurar que los registros permanentes son mantenidos.

Reunir la información de diseño, planos, ensayo de presión, dispositivos de alivio depresión y la fecha programada para nueva inspección

Al finalizar la inspección debe registrarse e informarse los resultados. Lasdeficiencias deben ser evaluadas y determinar si el recipiente se encuentra encondiciones seguras para continuar la operación o deben ser aplicadas medidascorrectivas.

Los dispositivos de seguridad también forman parte de la inspección y deben serinspeccionados por personal calificado:

.•lnspeccl6n de partn:; y acc~30rios

Las partes y accesorios a inspeccionar, dependen del tipo de recipiente y suscondiciones de operación. El inspector debería estar familiarizado con lascondiciones de operación del recipiente y con las características que puedan originarpotenciales defectos y deterioros.

Ing. Rubén E Rol/ino ro/[email protected] rJo/[email protected] Parte 2, Página 18

MMI::::'··~··:.:'Jnspecdón, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


Indicadores de presión, dispositivos de seguridad y de control.

Indicadores

Cuando sea requerido, la exactitud de los manómetros deberá ser verificada porcomparación con un manómetro patrón o un calibrador de peso muerto.

Los dispositivos para medir temperatura deberán ser chequeados paradeterminar la exactitud y la condición general.

a. La localización del manómetro e instrumentos en general, deberá serverificada para determinar si están expuestos a altas temperaturas debidas auna fuente externa o al calor interno por falta de protección y si estánrazonablemente protegidos con c;ontra daños mecánicos.

INSPECCION DE DISPOSITIVOS DE SEGURIDAD

• Alcance

Los dispositivos más importantes de un sistema presurizado son los de proteccióncontra sobrepresión .Estos son dispositivos tales como:

• Válvulas de seguridad

• Válvulas de alivio

• Válvulas piloto,

• Discos de ruptura

• Otros dispositivos de no retorno a posición cerrada.

Estos dispositivos no son diseñados ni están previstos para el control de la presióndurante la operación normal, sino para actuar cuando los dispositivos de control depresión fallan o se verifican condiciones anormales de funcionamiento.

I ng. Rubén E Rollino [email protected] [email protected] Parte 2, Página 19

-MMI::::"'~",::"Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


Inspecciones y mantenimiento periódico de esos dispositivos son tareas criticas paraasegurar su correcto funcionamiento y para brindar confianza de que actuarán enforma correcta cuando sean requeridos.

Los puntos de inspección son divididos en las siguientes áreas:

Datos característicos

Condición del dispositivo de seguridad

Condición de la instalación

Inspección de operación

• Datos característicos.

Comparación de los datos del dispositivo de seguridad con los del componente osistema a proteger. La presión de seteo, no debe ser mayor a la Máxima presión detrabajo admisible del componente o sistema

Si hay dispositivos de seguridad múltiples la diferencia entre presiones de seteo nodebe exceder la permitida por el código de construcción original

Verificar la capacidad y si es posible comparar con los requerimientos de capacidaddel sistema.

Identificación "on seals"

• Condición del dispositivo de seguridad

Verificar signos de fuga o sello inadecuado

Verificar existencia de indicios de intervención en los sellos

Tornillos I Bulones apretados y en buenas condiciones

Depósitos de material

Ing. Rubén E Rollino rollinor(iiJasme.org [email protected] Parte 2, Página 20

-M~I~:::"·--!.:.·...:':'···:.:'Jmpecdón, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión

Parte 2: NBIC Requisitos Administrativos e Inspección en Servicio-RJ

Evidencia de oxido o corrosión

Partes dañadas o con signos de mal uso ..

Si existe orificio de drenaje, verificar que no este obstruido.

• Condición de la instalación

Tuberías de entrada y salida: Verificar que cumple con el código de diseño y que noson de menor diámetro que la entrada y salida del dispositivo, respectivamente.

Tubería de drenaje: Verificar que este abierta y sin obstrucción.

Verificar que la tubería de descarga no transmita esfuerzos que puedan afectar a laválvula o y/o drenaje.

Verificar suportación de la tubería de drenaje.

Posibilidad de daños al personal por parte de la descarga de la válvula.

Verificar ausencia de válvulas ( Ej. válvula de bloqueo) entre la fuente de presión y laentrada a la válvula ni entre la salida en el punto de descarga .

• Inspección de operación~

Las válvulas de alivio deben ser ensayadas periódicamente para asegurar sucorrecto funcionamiento.

Los ensayos deberán ser llevados a cabo por el propietario de la instalación o poruna "organización certificada"

En algunos casos el ensayo directamente sobre la válvula no es factible ,especialmente si el fluido es tóxico o puede producir daños. Puede ser necesario bypasear los controles de operación y debería ser realizado por individuos calificados y


MMI::::'·~··:.:"Jnspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


bajo condiciones controladas .. Es recomendable tener procedimientos escritos pararealizar esta operación.

El inspector debería asegurar que se usó equipamiento debidamente calibrado pararealizar este ensayo y o que los resultados fueron debidamente protocolizados.

Como una alternativa para verificar que la válvula está en condiciones de operar,aunque no da idea de la presión de la presión de seteo, es activar los mecanismosde prueba en el caso de válvulas en las que esto es practicable. Esto deberíaefectuarse a una tensión/presión no mayor al 75% de la de seteo.

Sistemas con válvulas múltiples requieren mantener cerrada la de menor presiónpara que actúe la de mayor. Para esto deben utilizarse dispositivos de cierretransitorio y evitarse el tensionado del resorte.

• Frecuencias de ensayo recomendadas

Calderas de potencia yagua caliente:

Presión< 400 psig: Verificación manual cada 2 meses; Ensayo de presiónanualmente

Presión> 400 psig:: De acuerdo a la experiencia operativa

Recipientes a presión y tuberías

Es dependiente de la naturaleza y contenido del sistema y solamente se pueden darrecomendaciones generales.

La frecuencia de inspección debería basarse en la historia de inspecciones previas.Si la válvula se encuentra con defectos o daños producidos por el sistema, lafrecuencia debería ser aumentada hasta que sean obtenidos resultadossatisfactorios.

Teniendo en cuenta esto, las siguientes frecuencias son recomendadas:

Ing. Rubén E Rol/ino ro/[email protected] rJol/ino@J.;)Iahoo.com Parte 2, Página 22

iV)MI::::"~··:.:"Jnspección, Reparacwn, Alteracwn e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión

Parte 2: NBIC Requisitos Administrativos e Inspección en Servici~Rl

Servicio

Va or

Aire

Refri erante, Pro ano,

Todos los demás

Frecuencia de ins ección

Anual

Cada tres años

Cada cinco años

De acuerdo al historial

Nota: Para ASME VIIIOiv. 1 ver UG-135, Apéndice M.

• Discos de ruptura

Discos de ruptura y otros dispositivos de no retorno pueden ser usados solos o encombinación con válvulas de seguridad. Cuando se usan combinados con válvulasde seguridad deberían considerarse además los siguientes puntos, durante lainspección:

Presión y temperatura estampada, sean compatibles con las del componente y/oválvula.

Verificación de marcas del sentido de flujo. Algunos discos de ruptura instaladosincorrectamente pueden romper a presiones más elevadas que la estampada.

Verificación que entre el disco de ruptura y la válvula de seguridad existanelementos de medición de presión u otro apto para detectar fuga a través del disco.

Si el disco de ruptura es usado a la salida de la válvula, esta debe ser de un tipo queno sea afectada por el retorno de presión. El espacio entre la válvula y el disco debeser drenado para evitar acumulación de presión (En caso de medio con tóxico, ..).

Si el disco es instalado en la entrada de la válvula, debe verificarse que han sidoaplicadas las reglas del código de construcción.


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Ing. Rubén E Rollino rollinor@'psme,org [email protected] Parte 2, Página 24

-M~t:::::'N~N°,:::Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión

Parte 3 Reparación y Alteración- R3:

INSPECCIÓN, REPARACIÓN, ALTERACIÓN E

INTEGRIDAD DE RECIPIENTES Y OTROS

COMPONENTES A PRESIÓN.

PARTE,3

REPARACION y ALTERACION

INTRODUCCION 2EJEMPLOS DE REPARACIONES Y ALTERACIONES 2REQUERIMIENTOS GENERALES PARA REPARACIONES Y ALTERACIONES 5METODOS DE REPARACION 13Re-rateo I Mínimo Espesor de Pared I MAWP 21


-M~~::::"::'::..~.::.D:.:~Inspección,Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión

Parte 3 Reparación y A lteración- R3:


Parte 3: REPARACION y ALTERACION

INTRODUCCION

Como se definió en la parte 1 del curso las palabras "Reparación" y "Alteración" seaplican con el siguiente significado:

"Reparación" es una actividad realizada para restaurar un recipiente degradado deforma tal de devolverle su capacidad de acuerdo al diseño original.

"Alteración" es una actividad realizada para modificar (re-certificar) los datos dediseño de un recipiente respecto de los datos originales de diseño. Si la alteración serealiza sin efectuar modificaciones se denomina "re rating"

EJEMPLOS DE REPARACIONES Y ALTERACIONES

REPARACIONES


-N)Mt:::::'·~~·:.::Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


o Reparaciones de soldaduras o cambios de partes retenedoras de presión oattachments que han fallado en una soldadura o en el material base.

o El agregado de attachments soldados a partes retenedoras de presión. (Soportes,pines para aislación, etc)

o Soldaduras de recubrimiento resistentes a la corrosión

o Reconstrucción con soldadura de las áreas desgastadas

o Reemplazo de placa tubo en intercambiadores de acuerdo con el diseño original

o Reemplazo de tubos de calderas e intercambiadores cuando la soldadura estáinvolucrada

o En una caldera, el cambio de fijación de tubos en paredes de horno, economizador osobrecalentador.

o Reemplazo de partes retenedoras de presión por otras idénticas a las originales.

Por ejemplo:

a Reemplazo de paredes de tubos en una caldera

b Reemplazo de envolvente o cabezales de acuerdo al diseño original

c Resoldado de costuras longitudinales o circunferencia les en envolvente ocabezales.

d Reemplazo de conexiones de tal tamaño que el refuerzo no sea requerido

o Instalación de conexiones nuevas, de tal taño que el refuerzo no sea requerido o sies requerido que la conexión sea idéntica a otra ubicada en la misma sección delrecipiente y no más cerca de tres diámetros de la conexión mas cercana. [porejemplo, la instalación de una boquilla de 3 NPS a un cuerpo o cabeza de 3/8 omenos en espesor, o de 2 NPS en cuerpos o cabezas de cualquier espesor;

o La adición de boquillas con un diseño idéntico a otra boquilla existente y que estelocalizada en una parte similar.

o La instalación de un parche a ras

o El reemplazo de un anillo en un cuerpo cilíndrico de un recipiente a presión

o La soldadura de los huecos de muestra

o La soldadura de las caras de una brida desgastada

o El reemplazo de las bridas "slip-on" con bridas de cuello para soldar o vice-versa

o El reemplazo de una parte de presión con un material aceptable por el Código y quetenga una composición nominal y resistencia equivalente al material original y seautilizable para el servicio esperado.

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-N;M~::::'"~~·:.~~Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


o El reemplazo de una parte de presión con un material de composición nominaldiferente, esfuerzo permisible igualo mayor al usado en la construcción original.

Para el caso de dispositivos de alivio de presión en la parte RE agregada en la edición2004 se considera reparación:

o Reparación: Desarme, reemplazo, maquinado o limpieza de cualquier parte crítica,sellos, discos, reensamblado, ajuste, ensayo o cualquier operación que puedaafectar el flujo, capacidad, función o integridad para la retención de presión.

o También se considera reparación a la Conversión: cambios o ajustes que afectenpartes críticas (cambio de fluido y cambios tales como fuelles, tipos de asientos yque puedan afectar tipo ó modelo.

Cuando se realiza reparación de dispositivos de alivio de presión, esta consistebásicamente en: Desarmado, limpieza e inspección de todas las partes, reparacion oreeemplazo de las partes defectuosas, reensamblado, ensayo, sellado y colocacion deplaca de reparacion.

Los requerimientos de la parte RE, aplican a válvulas tales como las estampadas ASMEV, UVo NV o HV (con capacidad certificada por NB). Si solo se efectúa ensayo en laplaca de identificación debe indicarse "Ensayo solamente"

ALTERACIONES

Cualquier cambio en el ítem respecto de lo descrito en el Data Report original delfabricante, que afecte la capacidad de contención de presión del ítem.

Cambios no físicos tales como un incremento en la máxima presión de trabajo admisibleo temperatura de diseño. Cambios en la temperatura de diseño de tal forma queensayos mecánicos adicionales sean requeridos.

Ejemplos de alteraciones son:

o Un incremento en la máxima presión o de trabajo admisible, independientemente deque se halla efectuado o no un cambio de tamaño.

o Una disminución de la temperatura (MDMT) tal que ensayos mecánicos adicionalessean requeridos.

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MM~::::'·~··.:::Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


o El agregado de nuevas conexiones o aberturas en una caldera o recipiente salvo locontemplado en reparaciones.

o Un cambio de dimensiones o en el contorno del componente.

o En una caldera, el incremento de cualquier superficie de calentamiento.

o El agregado de camisa presurizada a un recipiente

o El reemplazo de una parte retened ora de presión por otra de un material de diferenteresistencia o composición nominal al usado originalmente.

REQUERIMIENTOS GENERALES PARA REPARACIONES YALTERACIONES

• Códigos y normas de construcción.

Cuando la norma que gobierna la construcción original es el código ASME, Lasreparaciones y alteraciones deberán conformar, tanto como sea posible la sección yedición del código ASME más aplicable al trabajo planificado.

Cuando la norma que gobierna la construcción original no es el código ASME, Lasreparaciones y alteraciones deberán conformar, tanto como sea posible a la norma deconstrucción o código más aplicable al trabajo planificado, incluyendo al códigoASME.(Nota: Estampa "R" / "NB" es aplicable)

Ing. Rubén E RollitlO [email protected] [email protected] Parte 3, Página 5

-fY;M1:::::'·~··:.::Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


• Acreditación:

La organización que efectúe reparaciones o alteraciones debe estar acreditada para elalcance del trabajo a ejecutar.

• Materiales:

Deberán conformar los requerimientos del código de construcción original: Aceros alCarbono o aleado teniendo un contenido de Carbono> a 0,35% no deben ser soldados.

La organización poseedora de la estampa "R" es la responsable por la identificación delos materiales

• Autorización:

Debe obtenerse autorización del inspector para iniciar la reparación /modificación

• Inspector:

Jurisdicción, Agencia de inspección autorizada del tenedor de la estampa "R"; Agenciaautorizada de que asegura el ítem; Organización de inspección del propietario.

• Soldadura:

Debe efectuarse de acuerdo al Código de construcción original.

Especificación de procedimiento de soldadura (WPS):


A!;Mt:::::'·~··,::~Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


Debe utilizarse una WPS calificada de acuerdo al Código de construcción originaL,Cuando esto no es posible la WPS puede ser calificada de acuerdo a la sección IX delcódigo ASME.

Especificación de procedimiento de soldadura estándar:

Una organización acreditada con estampa "R" puede usar WPS estándar

Calificación de soldadores y operadores de soldadura:

Los soldadores deben ser calificados de acuerdo al código original de construcción o deacuerdo al ASME IX para los procesos a ser utilizados. Los ensayos pueden ser partede la calificación de procedimiento

Identificación de los soldadores:

Los soldadores deben poseer una identificación inequívoca. El soldador que realizó lasoldadura puede ser identificado a través de la colocación de su estampa al lado de lasoldadura o a través de la identificación en protocolos de soldaduras.

Continuidad de los soldadores:

El soldador mantendrá vigente su calificación a menos que no efectúe soldadurasusando un proceso específico por más de seis meses o existan razones para cuestionarsu habilidad .

.Precalentamiento

Precalentamiento puede ser utilizado. La necesidad para esto y la temperatura deprecalentamiento son dependientes de un número de factores, tales como composiciónquímica, grado de restricción (embridamiento) de las partes a ser unidas y propiedadesmecánicas. La WPS deberá especificar los requerimientos de tO de precalentamiento.


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Tratamiento térmico post soldadura

PWHT debe ser realizado como es requerido por el código y de acuerdo a unprocedimiento escrito. Ver procedimientos de soldadura alternativos.

Métodos alternativos al tratamiento térmico post soldadura

Bajo ciertas condiciones, PWHT de acuerdo con el código de construcción es norecomendable o impracticable. En tales circunstancias y previa aprobación del inspectorpueden utilizarse métodos alternativos de PWHT o métodos especiales de soldadura (Ver métodos de soldadura como alternativa a PWHT)

.END:

Las reparaciones y/o alteraciones deberán estar sujetas a los mismos requerimientos,tipo y extensión de END que las soldaduras originales.

Cuando esto no es practicable pueden utilizarse métodos alternativos, previa aprobacióndel inspector.

El personal de END debe estar calificado .

• Otros:

Calibración de manómetros, equipos de medición y ensayo:

Inspección de aceptación:

Estampado y remoción de la placa original:

Registros y documentación:


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REQUERIMIENTOS ADICIONALES PARA REPARACIONES

• Planos:

Deben ser preparados planos que describan la reparación

• Autorización:

Ninguna reparación debe ser iniciada sin autorización del inspector, quien deberádeterminar que el método de reparación es aceptable.

El inspector podrá aprobar planes de reparación maestros (master) para reparacionesrutinarias.

• Reparaciones rutinarias:

Las siguientes pueden ser consideradas reparaciones rutinarias:

*- Reparación de soldaduras o reemplazos de tuberías de diámetro 5 NPS o menor.

*. Reparación o agregado de fijaciones o accesorios (attachment) a partes retenedorasde presión, cuando PWHT no es requerido.

*- Relleno de zonas en envolventes o cabezales que no exceda 650 cm2, Ó 25 delespesor nominal o 13mm, lo que sea menor.

*- Revestimiento (clad) resistente a la corrosión no excediendo 650 cm2.


-fV)Mt:::::"~'::::Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


• Métodos de reparación:

Descriptos más adelante .

• Prueba de presión:

Excepto para las excepciones indicadas los siguientes requerimientos son aplicable paratodas las reparaciones de ítems retenedores de presión:

*- Las reparaciones deben ser ensayadas al 80% de la maxlma presión de trabajoadmisible o a la presión de diseño, cualquiera que sea mayor, usando agua u otroliquido.

*- Las partes de reemplazo deben ensayarse a la máxima presión de trabajo admisibleestampada sobre el componente que está siendo reparado.

*- Si durante la prueba la presión, puede excederse la presión de seteo de la válvula dealivio, esta debe ser preparada de acuerdo a las recomendacion4es del fabricante.

*- La temperatura de prueba no debe ser menor a 15°C ni mayor a 50°C, a menos quese cuente con información sobre las características de los materiales a baja y altatemperatura y el desvío sea aceptado por el inspector.

*- El tiempo de mantenimiento de la presión debe ser como mínimo 10 minutos antesdel control por parte del inspector.

*- El tiempo de mantenimiento para el control por parte del inspector, es el tiempo queeste necesite para efectuar el control.

Excepciones:

Cuando el componente no puede ser contaminado por líquidos o cuando el ensayo depresión no es practicable, los siguientes métodos pueden aplicarse:

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-fV)Mt:::::'·~··:.:~Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


*- Prueba neumática,

Como una alternativa a la prueba de presión, END con método que verifique laintegridad de la modificación, debiendo contar para esto con la aprobación del inspector.

• Registros, estampado y documentación (R1):

REQUERIMIENTOS ADICIONALES PARA ALTERACIONES• Diseño:

Para realizar alteraciones, el poseedor de la estampa "R" es responsable por asegurarque toda la documentación de diseño aplicable, planos, cálculos, especificaciones einstrucciones sean preparadas.

Cuando el código original requiere un Data Report del fabricante este debería estardisponible para uso en el diseño de la modificación.

• Cálculos, Planos, Re-Rating.

• Prueba de presión:

Excepto para las excepciones indicadas los siguientes requerimientos son aplicable paralas alteraciones de ítems retenedores de presión:

*- Prueba de presión de acuerdo al código de diseño original, cuando la modificacióncomprende la instalación o reemplazo de partes o cuando la modificación impacta sobrela temperatura, presión y/o capacidad de diseño.

*- La presión de prueba de las partes nuevas y/o de las soldaduras de unión de lasnuevas partes a las originales no deberá exceder 1,5 veces la máxima presión de

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-MM~::::"~'.>A.::Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


trabajo admisible ajustada por la temperatura. (ojo 1,3veces) (Puede ajustarse porsobreespesor de corrosión)

*- Como una alternativa a la prueba de presión de las soldaduras de unión a 1,5veces lamáxima presión de trabajo admisible el siguiente método puede seguirse::

Prueba de presión de las soldaduras de unión a la máxima presión de trabajo admisibledel componente original o

END con método que verifique la integridad de la modificación, debiendo contar paraesto con la aprobación del inspector.

*- Si durante la prueba la presión, puede exceder la presión de seteo de la válvula dealivio, esta debe ser preparada de acuerdo a las recomendacion4es del fabricante.

*- La temperatura de prueba no debe ser menor a 15°C ni mayor a 50°C, a menos quese cuente con información sobre las características de los materiales a baja y altatemperatura y el desvío sea aceptado por el inspector.

*- El tiempo de mantenimiento de la presión debe ser como mínimo 10 minutos antesdel control por parte del inspector.

*- El tiempo de mantenimiento para el control por parte del inspector, es el tiempo queeste necesite para efectuar el control.

Excepciones:

Cuando el componente no puede ser contaminado por líquidos o cuando la el ensayo depresión no es practicable, los siguientes métodos pueden aplicarse:

*- Prueba neumática,

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M~t:::::'·~~·,::~Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


Como una alternativa a la prueba de presión, END con método que verifique laintegridad de la modificación, debiendo contar para esto con la aprobación del inspector .

• Estampado

• Documentación

Formulario R2 + R4; Informe de alteraciones según apéndices.

METODOS DE REPARACION

METODOS DE SOLDADURA COMO ALTERNATIVA A PWHT

Bajo ciertas condiciones, PWHT de acuerdo con el código de construcción es norecomendable o impracticable. En tales circunstancias y previa aprobación del inspectorpueden utilizarse los siguientes métodos alternativos:

Debe contarse con recomendaciones técnicas del fabricante o de otra fuente calificadaespecialmente si los métodos alternativos van a ser usados en:

Zonas altamente tensionadas

Las condiciones de servicio pueden producir fisuración por corrosión bajo tensión.

- Los materiales pueden sufrir fragilización por hidrogeno u operan a temperaturas enel rango de "Creep"

- "0n-stream"; "hot-tapping" on piping systems.

La selección del método de soldadura debe estar basada en el código de construcciónoriginal y tener en cuenta las recomendaciones técnicas mencionadas mas arriba en loreferente a la aptitud de la soldadura en la condición as-weld (como soldada) en lascondiciones de operación y prueba.

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-M~t::::,,~,o:.::Iw;pección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


Las referencias a P N° Y Grupo N° corresponden a materiales que por composiciónquímica y propiedades mecánicas, conforman las designaciones de P y Grupo delASME.

END de soldaduras

Antes de soldar el área preparada para soldar debe ser examinada por MT o PT.

Luego de efectuada la reparación, esta debe ser examinada por MT o PT. El estándarde aceptación es el del código de construcción original.

Reparaciones de profundidad mayor a 9,6mm sobre soldaduras de calderas,Recipientes a presión y/o tuberías para las cuales el código de construcción originalrequiere ensayo radiográfico, deben ser radiografiadas. En caso que el ensayoradiográfico no sea practicable el 100% de la soldadura reparada debe ser ensayadapor MT o PT y la máxima presión y/o temperatura de trabajo admisible debe serreevaluada. "

• Método de soldadura 1

a) Puede ser aplicado cuando el código de diseño original no requiere ensayo deimpacto.

b) Los materiales están limitados a P1 Grupo 1,2 y3 Y P 3 Grupo 1 y 2 (Excluyendoaceros al Mn-Mo en el grupo 2) aleación permitidos para construcciones soldadas por elcódigo de construcción original.

c) Los procesos de soldadura deben limitarse a: SMAW, GMAW, FCAWy GTAW.

d) Los soldadores y los procedimientos debe calificarse de acuerdo con el código deconstrucción original.

e) La soldadura debe precalentarse al menos a 150°C . Esta temperatura debeverificarse también sobre el material base hasta 1OOmma cada lado de la soldadura o 4


-A!)Mt:::::f.~.D:.::Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


espesores lo que sea mayor. Esta temperatura debe ser mantenida como temperaturamínima durante la soldadura.

La máxima temperatura entre pasadas no deberá exceder 232°C.

Cuando la soldadura no penetra a través de todo el espeso las temperaturas máxima ymínima solo deben mantenerse hasta una distancia de 100mm o cuatro veces laprofundidad de la reparación, lo que sea mayor.


a) Debe ser aplicado cuando el código de diseño original requiere ensayo de impacto.

b) Los materiales deben limitarse a Aceros al Carbono y/o de baja aleación permitidospara construcciones soldadas por el código de construcción original.

c) Los procesos de soldadura deben limitarse a: SMAW, GMAW, FCAWy GTAW.

d) Los soldadores y los procedimientos debe calificarse de acuerdo con el código deconstrucción original. Los espesores de las probetas de ensayo deberán estar deacuerdo con la tabla 1.

e) ....

f) El material para ensayo de calificación de procedimiento debe ser del la mismaespecificación, tipo, grado, clase y condición de tratamiento térmico que laespecificación del material original para reparación.

g) Deben efectuarse suficientes ensayos de impacto del material de soldadura y ZACpara verificar que la resistencia al impacto es adecuada para las condiciones deoperación.

Si por razones de corrosión son necesarios límites de dureza, tales límites deben serincluidos en la calificación del WPS.

La WPS debe incluir los siguientes requerimientos adicionales:


M~t:::::{.~.D:.::Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


1.- Variables esenciales suplementarias del código ASME Sección IX.

C-d~ rr- ~ls. ~ V ~1Jr/ve¿'úb-j2.- El máximo calor aportado por cada pasada no debe exceder el usado en lacalificación del procedimiento.

3.- La mínima temperatura de precalentamiento no debe ser menor que la usada en lacalificación del procedimiento.

4.- La máxima temperatura entre pasadas no debe ser mayor que la usada en lacalificación del procedimiento.

5.- Debe controlarse la temperatura de precalentamiento y la zona en que esta semantiene debe ser en general100mm o cuatro espesores, lo que sea mayor.Requerimientos particulares debe verse en el código.

6.- Para los procesos de soldadura aceptados se utiliza solamente electrodos de bajohidrogeno y gases, adecuadamente controlados de acuerdo a procedimientos de formatal de evitar contaminación por hidrogeno.

8.- La soldadura debe ser realizada utilizando técnica de deposición controlada, pasadade revenido o media pasada. La técnica especifica o combinación debe ser la mismaque la utilizada en la calificación de procedimiento

8.- Para soldaduras realizadas con SMAWo FCAW , al terminar la soldadura, esta debeser mantenida a 260°C +28 por al menos 2 horas. Esto puede ser omitido si el electrodousado satisface la clasificación suplementaria e bajo hidrogeno (4ml de H/100g)

9.- Después de enfriada la soldadura la pasada de revenido debe ser removida,prácticamente al ras del material base .


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-fV)MI::::'·~~··>":~Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


a) Puede ser aplicado cuando el código de diseño original no requiere ensayo deimpacto.

b) Los materiales están limitados a P1 y P 3 , aleación permitida para construccionessoldadas por el código de construcción original.

c) Los procesos de soldadura deben limitarse a: SMAW y GTAW.

d) Los soldadores y los procedimientos deben calificarse de acuerdo con el código deconstrucción original. Los espesores de las probetas de ensayo deberán estar deacuerdo con la tabla 1.

e) Profundidad de reparaciones de acuerdo a Tabla 1.

f) El material para ensayo de calificación de procedimiento debe ser del la mismaespecificación, tipo, grado, clase y condición de tratamiento térmico que laespecificación del material original para reparación.

g) Si por razones de corrosión son necesarios límites de dureza, tales límites deben serincluidos en la calificación del WPS.

h) La WPS debe incluir los siguientes requerimientos adicionales:

1.-. El máximo calor aportado por cada pasada no debe exceder el usado en lacalificación del procedimiento

2.-. La mínima temperatura de precalentamiento debe ser 177°C. La máximatemperatura entre pasadas debe ser 232°C.

3.-.Para SMAW deben utilizarse solamente electrodos de bajo hidrogeno.


-N;M1:::::"'~··.:::Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


4.- La soldadura debe ser realizada utilizando técnica de deposición controlada, pasadade revenido o media pasada. La técnica especifica o combinación debe ser la mismaque la utilizada en la calificación de procedimiento

5.- Para SMAWel electrodo no puede excede 3,2mm y para GTAW ni el electrodo ni elmaterial de aporte pueden exceder 2,4mm.

6.- Para soldaduras realizadas con SMAW al terminar la soldadura, esta debe sermantenida a 260°C +28 por al menos 2 horas. Esto puede ser omitido si el electrodousado satisface la clasificación suplementaria e bajo hidrogeno (4ml de H/100g)

7.- Después de enfriada la soldadura la pasada de revenido debe ser removida,prácticamente al ras del material base

TABLA I

ESPESORES PARA CUPONES DE ENSAYO Y PROFUNDIDAD DE REPARACIONESSIN PENETRACiÓN A TRAVES DEL ESPESOR

<2"

<2"

<1"

>1"

5 veces la <1"profundidad de lacavidad pero no< al espesor delmaterial base areparar

Espesor del >1"material base aser reparado

Ver Columna 3y ~columna 4

~ columna 3 y~ columna 4

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-MM~::::"~'D.:::Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


>2"1" 2".s1"Todoslos

espesores

de

material base yprofundidad dereparación.s1 ".>2"

>1" 2">1"Todoslosespesores

de

material base yprofundidad dereparación.sPOR

La profundidad de la reparación debe ser suficiente para remover las probetas deensayo.

• Método de Soldadura No. 4

1. Este método se puede usar en las calderas donde el código de construcciónoriginal no requiere prueba de impacto

2. Los materiales están limitados a P4 Gr. 1 y 2, Y P5A

3. La soldadura deberá ser hecha con SMAW con electrodos de bajo hidrogeno tipoHa, la superficie a ser soldada deberá estar libre de contaminantes

4. Los soldadores y WPS deberán ser calificados de acuerdo al código deconstrucción excepto que el WPS deberá ser calificado sin PWHT, el espesor delcupón de prueba deberá ser determinado según la Tabla 1.

5. El material usado para el cupón deberá ser del mismo Numero P y del mismoGrupo

6. Si por razones de resistencia a la corrosión se necesitan limites a la dureza, estosdeben ser incluidos en el WPS

7. El WPS deberá incluir:

a. La mínima temperatura de precalentamiento deberá ser 300°F para P4 y400°F para P5A, la máxima temperatura entre pases deberá ser aOO°F

b. La técnica de soldadura deberá ser de deposición controlada, usando latécnica de la media capa, usando electrodos de 3/32" para la capa derecubrimiento de la ranura, usando cordones rectos con un traslape del 50%,el resto de la soldadura deberá ser hecha con 3/32" o 1/a".

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-M~t:::::,,~,o:.::Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


c. Para las soldaduras con SMAW después de terminar la soldadura y sinpermitir que se enfrié debe mantenerse una temperatura de 500°F por doshoras.

d. Después de terminada la reparación y cuando se enfrié a la temperaturaambiente la soldadura deberá ser pulida a ras.

Métodos de Reparación

a. Fisuras I Grietas: la reparación de una grieta en el metal base o en la soldadura,se deberá remover la totalidad del defecto, un END tal como los líquidospenetrantes o las partículas magnéticas deberá ser usado para asegurar laremoción completa del defecto. Si el defecto atraviesa todo el espesor se deberáusar una soldadura de completa penetración en la reparación ya sea por mediode una junta doble o sencilla con o sin respaldo. Antes de reparar la grieta sedeberá hacer una investigación sobre la causa de esta y determinar su extensión.Cuando las grietas sean recurrentes, se deberá considerar el reemplazo del áreaagrietada e instalar un parche u otro correctivo que sea aceptable para elInspector.

b. Áreas Desgastadas: Las áreas desgastadas en cuerpos, cabezales, o cuerpopodrán ser reconstruidas con soldadura siempre y cuando a juicio del Inspector laresistencia de la estructura no se vea afectada. Donde la reconstrucción seaextensiva el Inspector podrá solicitar un método de END para la superficiecompleta de la reparación. Las áreas desgastadas en las entradas de hombre yaberturas de inspección podrán ser reconstruidas con soldadura o reemplazadas.Las áreas desgastadas en las caras de las bridas podrán ser limpiadastotalmente y reconstruidas con soldadura y mecanizadas nuevamente, si laprofundidad del desgaste no afecta el espesor requerido de la brida esta podráser mecanizada sin la reconstrucción con soldadura, si la brida esta fugando pordistorsión y no puede ser reparada con la reconstrucción con soldadura, la bridadeberá ser reemplazada. Las áreas de los tubos desgastadas podrán serreparadas con soldadura siempre y cuando a juicio del Inspector la resistencia deltubo no se vea afectada, cuando sea necesario, la asistencia técnica deberá serobtenida para definir los limites de las áreas reparadas, el mínimo espesor ha serreparado.

c. Soldadura de sello de tubos: Los tubos podrán ser soldados de sello, siempre ycuando los extremos de los tubos tengan el suficiente espesor de pared paraprevenir el perforado con el calor de la soldadura y los requisitos del código deconstrucción original sean cumplidos.

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-JV)"ME::::/~~·.::~Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión

Parte 3 Reparación y Alteradón- R3:

8. Parches a ras: La soldadura alrededor de los parches a ras deberá ser decompleta penetración y las superficies accesibles deberán ser pulidas a rasdonde sea requerido por el código de construcción original, las soldadurasdeberán ser sometidas a los END usados en el código de construcción original oa un método alternativo que sea aceptable al Inspector.

9. Parches en tubos: En algunas situaciones es necesario efectuar un parche a rasen un tubo, como cuando el reemplazo de las secciones de tubos y laaccesibilidad alrededor de la circunferencia completa del tubo esta restringida ocuando es necesario reparar un pequeño abombamiento. Este tipo se llamaparche tipo ventana.

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Alteraciones Basadas en los Valores de Tensiones I Esfuerzos Admisibles

Re-rateo I Mínimo Espesor de Pared I MAWP

Los siguientes requisitos aplican para el re-rateo o para la determinar el mínimoespesor de pared de un ítem usando una edición o addenda posterior al código deconstrucción original, que permita un esfuerzo admisible más alto que el usadooriginalmente:

a. El poseedor del Certificado "R" deberá hacer los cálculos para las nuevascondiciones

b. El ítem no debe ser usado en servicio letal

c. El ítem no deberá ser usado en servicio cíclico

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-tY;M"E::::'·~~·: .•:~Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión


d. El ítem deberá haber sido construido con la Edición 1968 o posterior delcódigo de construcción original

e. El ítem deberá demostrar el cumplimiento de los requisitos relevantes de laedición/adenda que permite los valores de esfuerzo admisible mayores

f. El ítem deberá tener un a historia de operación satisfactoria

g. El re-rateo o los cálculos deberán ser aceptable para el Inspector y laJurisdicción.


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Ing. Rubén E Rollino ro/linor@,flsme.org rJo/[email protected] Parte 3, Página 23

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Ing. Rubén E Rollino rollinor@J"asme.org [email protected] Parte 3, Página 25

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Parte 3 Reparación y A lteración- ID:

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Ing. Rubén E Rollino ro/[email protected] rJo/[email protected] Parte 3, Página 26

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Ing. Rubén E Rollino [email protected],org [email protected]!ahoo.com Parte 3, Página 27

Inspección, Reparación, Alteración e Integridad de Recipientes y Componentes a Presión

Parte 4: API 510

INSPECCiÓN, REPARACiÓN,

ALTERACiÓN E INTEGRIDAD DE

RECIPIENTES Y OTROS COMPONENTES A

PRESiÓN.

PARTE 4: API 510

Introducción 2GENERAL 2

Sección 1 Alcance: . 3Sección 2 referencias 3

Sección 4 Organización de inspección del propietario: 3Sección 5 Practicas de inspección, modos de falla y evaluación: 4Sección 6 Inspección: 7Sección 7 Reparaciones y Alteraciones: ,.< 9Sección 8 Recipientes de exploración y explotación: 11

Ing. Rubén E RollillO [email protected] rJol/[email protected] Parte 4, Página


Parte 4: API 510

INSPECCiÓN, REPARACiÓN, ALTERACiÓN E INTEGRIDAD DE RECIPIENTES YOTROS COMPONENTES A PRESiÓN.

Parte 4: API510

Introducción

API-510 "Código de inspección de recipientes a presión": Inspección, Rateo,Reparación y Alteración es admitido como una alternativa al NBIC en muchasjurisdicciones. No tiene el grado de detalle del NBIC pero sus reglas son similares.

Se aplica a recipientes a presión no sometidos a fuego directo construidos segúncódigos API/ASME, para líquidos de petróleo y gases. de la industria del petroleo yde procesos químicos.

En 1931 fue formado un comité conjunto API/ASME para desarrollar un Código pararecipientes a Presión no sometidos a fuego directo. El primer Código API/ASME fuepublicado en 1934. Aquel Código contenía una sección 1 referida a Reparación yAlteración.

Después de que este Código fue discontinuado en 1956 esta sección 1 fuepublicada como documento separado en 1958 y se convirtió en API-51 o..

Como otros Códigos, cada nueva edición o adenda se convierte en obligatoria seismeses después de su publicación.

GENERAL

Este Código contiene las siguientes secciones:

Referencias

Alcance

Definiciones

Organización de inspección del propietario.

Ing. Rubén E Rollino rol/[email protected] rJol/[email protected] Parte 4, Página 2


Parte 4: API 510

Prácticas de inspección.

Inspección y ensayos de recipientes a presión.

Reparaciones, Alteraciones y Re-rating.

Apéndices.

Sección 1Alcance:

Indica que el Código es aplicable a recipientes de proceso químico y petróleo.

Este Código también requiere la participación de inspectores autorizados.

Se aplica a recipientes construidos de acuerdo a otros códigos reconocidos.

El alcance de este Código excluye algunos recipientes:

Recipientes sobre estructuras móviles (Serán cubiertos por la sección XII)

Toda clase de contenedores excluidos por la sección XII.

Recipientes que no superen cierto volumen (Ver 1.2.2)

Recipientes sobre estructuras móviles: Sección XII está siendo preparada.

Sección 2 referencias

Incluye referencias a otras normas, Códigos y especificaciones.

• RP 572 Recomendaciones para inspección detallada de recipientes a presión

• RP-574 Inspección de tubería

• RP-576 Inspección de válvulas de alivio

• ASME BPVC Secciones V, VI, VII, VIII, IX Y XI.

• NBIC

Sección 3 incluye definiciones de términos. dentro de los que se incluyen reparacióny alteración.

Sección 4 Organización de inspección del propietario:

lng. Rubén E Rollino [email protected]!.org rJol/ino@'yahoo.colll Parte 4, Página 3


Parte 4: APl 510

Provee los requerimientos y Iineamientos aplicables a las organizaciones deinspección del propietario.

Los requerimientos para calificación y certificación por API de inspectores derecipientes a presión.(4.2)

Las responsabilidades de la organización de inspección del propietario. (4.3)

Las responsabilidades del inspector autorizado API de recipientes a presión. (4.4)

Sección 5 Practicas de inspección, modos de jalla y evaluación:Contiene las reglas y prácticas de inspección.

Preparación de los trabajos:

Deben adaptarse las precauciones de seguridad necesarias previo al ingreso alrecipiente.

Las regulaciones OSHA o la legislación aplicable en distintos países deben sercumplidas.

El recipiente debe ser aislado, drenado, purgado, limpiado, ventilado y laconcentración de oxigeno y gases debe ser medida antes del ingreso.

Deben utilizarse los elementos de protección de ojos y otras partes del cuerpo quesean necesarios.

Modos de deterioro y fallas:

El parágrafo 5.2 lista algunos de lo modos conocidos de deterioro y falla:

Contaminantes contenidos por el fluido como ser, sulfuros, cloruros, hydrogensulfide, hidrogeno, Carbono, ácidos, aguas y otros elementos corrosivos puedenreaccionar con el material base y producir pérdidas de espesor.

Altas tensiones con frecuente cambio de signo pueden producir fatiga.

La operación a temperaturas más altas que las de diseño pueden producir fallas portermofluencia (creep) . Creep es dependiente del tiempo, temperatura , nivel detensiones y de la resistencia del material al creep.


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Parte 4: API 510

Fatiga también se puede producir por cambios cíclicos de presión y temperatura.Zonas donde se sueldan metales con diferente coeficiente de expansión son máspropensas a fatiga.

A temperatura elevada también pueden producirse otros fenómenos metalúrgicos.

A temperaturas bajas el fluido puede congelarse y causar daños. La fractura frágil estambién un modo posible de falla.

Aceros al carbono, aceros de baja aleación y otros aceros pueden fallar por fracturafrágil cuando son solicitados a temperaturas inferiores a su temperatura detransición. Se han verificado fallas aún a temperatura ambiente a presiones 20%mayores que la requerida para prueba de presión. La mayor parte de las fallas porfractura frágil se han verificado durante la primer solicitación a altas tensiones(prueba de presión, o sobrecarga)

La posibilidad de falla por fractura frágil, debe ser evaluada (Fundamental mente sise repetirán ensayos de presión o se aplicaran sobrecargas)

Especial cuidado debe tenerse con aceros de baja aleación especialmente 2 1/4 Cr1Mo debido a que pueden sufrir disminución de ductilidad y tenacidad debido aPWHT o servicio a altas temperaturas (>700o~o (>370°C)

Otro fenómeno de fallas es la fisuración por corrosión bajo tensiones, ataque dehidrogeno, carburizacion, grafitización, y erosión.

Puede encontrarse una descripción más detallada de los modos de fallas en la guíapara inspección de equipos para refinerías de API.

Determinación de la velocidad de corrosión: Las reglas son las mismas que lasindicadas en el punto 5.3 del NBIC.

Determinación de la MAWP: Este Código permite re-ratear (disminuir la MAWP)en caso de ser necesario y si la inspección del recipiente muestra El parágrafo 5.4requiere que la MAWP para continuar en operación, esté basada en la última edicióndel Código o el Código original de construcción.

La nueva MAWP no debe ser mayor que la original a menos que esto se deba acambios en la máxima temperatura de operación (Ver API 510, punto 7.3)

Los cálculos de nueva MAWP solo son admitidos si los detalles esenciales delrecipiente, tales como materiales, diseños de refuerzos, eficiencia de soldaduras,inspección, requerimientos referidos a servicio cíclico cumplen con el Códigoaplicable.

Ing. Rubén E Rollino rollinor@}Üsme.org [email protected] Parte 4, Página 5


Parte 4: API 510

Si el recipiente está sometido a servicio corrosivo el espesor a utilizar para el cálculoes el actual menos el doble del espesor que se perderá por corrosión hasta lapróxima inspección.

Como parte de la inspección, el recipiente debe ser primero inspeccionadovisual mente.

Si existen distorsiones o deformaciones deben efectuarse las mediciones necesariaspara la evaluación de los defectos.

La examinación visual, puede ser suplementada por:

Partículas magnéticas. (MD

Líquidos Penetrantes (PT)

Radiografía (RT)

Ultrasonido (UT)

Corrientes parásitas (Eddy)

Emisión acústica.

Metalografía

Corrosión y evaluación del espesor mínimo:

El parágrafo 5.7 es muy similar al NBIC. Se definen con mayor detalle diferentesformas de corrosión y picaduras (pitting)

El método de evaluación de áreas corroídas y pitting es idéntico al del NBIC. Sinembargo este Código provee una alternativa al esquema del espesor promedio deáreas con pérdida de espesor.

Esta alternativa está basada en procedimientos de "stress analysis" de la SecciónVIII,Oiv.2

API-510 requiriere que cuando se realiza el análisis las tensiones a utilizar son lasdel Código de diseño original y no las de la División 2.

Si las tensiones admisibles del Código original exceden 2/3 de la tensión de f1uenciamínima especificada, la máxima tensión admisible a utilizar es 2/3 de la tensiónmínima especificada.

Cuando se utiliza este método debe consultarse a un profesional de la ingenieríaexperimentado.

Este Código también permite el uso de una eficiencia de junta de 1.0 y la opción deutilizar para la parte del domo de los cabezales espesores más delgados. (igual queen el NBIC)

Ing. Rubén E RollillO [email protected] rJollino@'ya}lOo.com Parte 4, Página 6


Parte 4: API 510

Este código no especifica detalles sobre como calcular el riesgo. Lo deja a juicio delpropietario y del inspector. Esto requiere de una evaluación sistemática de todas lasformas de degradación

API 510 también lista un número de variables que deben ser consideradas, comoser: Materiales de construcción apropiados, condiciones de diseño, condiciones deoperación, la calidad del mantenimiento, inspección y programa de control yaseguramiento de calidad.

La necesidad de realizar ensayo de presión, también puede estar basada en losresultados del RBI.

Cuando se utiliza la evaluación de la inspección basada en riesgo (RBI), paraincrementar los intervalos de inspección, la evaluación debe ser verificada por uningeniero en recipientes a presión y el inspector autorizado.

El parágrafo 6.3 provee reglas para la inspección externa:

Es requerido que cada recipiente sea sometido a una inspección visual al menoscada 5 años. Esto es para determinar la condición de la aislación, soportes, lucespara expansión, alineación del recipiente respecto a los soportes, etc. Cualquierindicio de pérdidas debe ser investigado.

Los intervalos requeridos de inspección son iguales que en el NBIC.

La inspección interna es siempre preferida, pero el párrafo 6.4 permite sustituirla poruna "on-stream external inspection" (Inspección realizada para verificar la aptituddel recipiente para continuar en operación, que puede ser realizada por ejemploaplicando END desde el exterior) y siempre que se cumplan todas las siguientescondiciones.

Cuando el tamaño o configuración del recipiente hacen imposible la inspecciónanterior.

Cuando la velocidad de corrosión del recipiente es conocida y menor a 0.005 in. poraño.

La vida remanente estimada supera los 10 años.

El carácter no corrosivo del contenido ha sido establecido durante un periodo nomenor a 5 años.

Ninguna condición cuestionable es encontrada durante la inspección exterior.

El recipiente no opera en el rango creep y no esta sujeto a fisuración.

El recipiente no esta revestido con bandas o planchas/ chapas.

Ing. Rubén E Rollino [email protected] rJollino@ya}¡oo.com Parte 4, Página 8


Parte 4: API 510

UT puede ser utilizado para determinar el espesor de los recipientes inspeccionadosexternamente.

El cálculo de vida remanente basado en la velocidad de corrosión esta descripto enel parágrafo 6.4 y es el mismo que en indicado en el NBIC

Ensayo de presión: Los requerimientos están contenidos en 6.5

Después de cualquier reparación o alteración la necesidad de efectuar el ensayo depresión se deja a criterio del lA.

Si es requerido el ensayo debe ser realizado de acuerdo con el Código deconstrucción

La temperatura de metal debe ser de al menos 30°F por encima de la MDMT partarecipientes de espesor mayor a 2 in y 10° para recipientes de if y menores.

El ensayo neumático se admite únicamente si el ensayo hidrostático esimpracticable.

Dispositivos de seguridad: Los requerimientos referidos a ensayos de dispositivosde seguridad se encuentran en el parágrafo 6.6.

Registros: el parágrafo 6.6. contiene los requerimientos referidos a documentación.

Los propietarios y usuarios deben mantener durante toda la vida útil de losrecipientes los registros históricos y actualizados.

Los registros deben contener fundamentalmente tres tipos de información:

Información de diseño y construcción.

Información de operación y mantenimiento/inspección ..

Información sobre reparaciones, alteraciones y re-rating.

Sección 7 Reparaciones y Alteraciones:

Los requisitos aplicables a Reparaciones, Alteraciones y re-rating están contenidosen la sección 7

Este Código también requiere los requerimientos del Código original de construcciónse apliquen, con algunas excepciones.


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Parte 4: API 510

Antes de realizar ningún trabajo físico debe contarse con el plan de reparaciónaprobado por el lA y si es necesario por un ingeniero en recipientes a presión ..(Incluyendo materiales y procedimientos de soldadura)

Todas las alteraciones a recipientes de acuerdo a Sección VIII, División 1 y 2, Ytodas las reparaciones a recipientes de acuerdo con Sección VIII, Div. 2, deben serverificadas por un ingeniero en recipientes a presión.

Reparaciones rutinarias, pueden ser aprobadas pueden ser aprobadas sobre basesgenéricas y con documentos maestro, (El inspector autorizado no requiere serconsultado para cada reparación) Al debe presenciar el ensayo de presión y aprobarla reparación/ alteración.

Este Código al igual que el NBIC provee métodos de soldadura alternativos con el finde evitar realizar en algunos casos el PWHT. (Ver 7.2.3). Sin embargo algunosdetalles son diferentes al NBIC.

Local PWHT: para materiales P1 y P3 Y recipientes que fueron originalmentesometidos a PWHT, de acuerdo a este código puede considerarse como alternativarealizar un precalentamiento a 300°F (150°C) (en lugar del PWHT) Esto estárestringido a aceros para los cuales existen excepciones n UCS 56.f 1 a 4.y si elespesor de la reparación, no excede los espesores exentos. (Ver mas detalles en7.2.5)

Reglas para reparar revestimiento y cladding de Acero inoxidable. Esto estácubierto en 7.2.6

Requerimientos referidos a diseño: Están descriptos en 7.2.7

Se permiten reparaciones temporarias, agregando parche soldados con filetes, si esaprobado por el Inspector Autorizado y un ingeniero en recipientes a presión.

Deben cumplirse una cantidad de requerimientos pero no es una buena práctica y noes admitido por en NBIC.

Después de una reparación, el ensayo de presión es solo requerido si el InspectorAutorizado lo exige. Después de una alteración el ensayo de presión es usualmenterequerido. Con la aprobación del Inspector Autorizado y el ingeniero en recipientes apresión y la Jurisdicción (Si es aplicable) puede reemplazarse por END.

Re~rating rules: Los requerimientos están contenidos en 7.3

Cambiar la presión o temperatura es admitido si:

Los cálculos justifican el re-rateo

I ng. Rubén E Rollino [email protected] [email protected] Parte 4, Página 10


Parte 4: APl510

El re-rate cumple los requerimientos del Código de construcción original o la últimaedición.

La inspección verifica que el recipiente está en buenas condiciones parta el servicio.

El recipiente es ensayado a la presión requerida.

El re-rate es aceptado por el Inspector Autorizado.

La edición 2000 agregó previsiones para efectuar el re-rating utilizando tensionesadmisibles más altas tal lo admitido por la sección VIII División 1 a partir de 1999.

La figura 7-1 contiene un f1ujograma para determinar cuando el re-rating es admitido.

Sección 8 Recipientes de exploración y explotación:Provee reglas para recipientes de exploración y producción que consideran lasimportantes diferencias entre estos recipientes y los de producción y los eximen delas reglas de la sección 6.


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Parte 4: API 510

Apendices.

El Apéndice 1 lista las clases de contenedores y recipientes exentos del alcance deeste código, incluyendo:

Ciertos recipientes sobre estructuras móviles.

Todos los recipientes exentos en ASME VIII División 1.

Recipientes que no exceden ciertos volúmenes y presiones.

El apéndice B tiene los requerimientos aplicables para inspectores autorizados derecipientes a presión.

El Apéndice C tiene una muestra no mandatorio del formulario de inspección derecipiente a presión El Apéndice tiene una muestra no mandatoria del formulario dereparación, alteración y re-rating.

El Apéndice E provee requerimientos para realizar requisiciones técnicas.

Tabla 1--values of Sphertcaf Radius Factor K1

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Ing. Rubén E Rollino ro//inor@'psme.org rJo/lino@",yahoo.com Parte 4, Página 13

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Parte 4: API 510

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Parte 4: API 510

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SETTlNr; THE STANDAIlD

1880 -~oo.J

06jetivos:

Este curso introduce a los participantes a los requerimientos y guías, aplicables a inspección,reparación y alteración de componentes a presión en servicio, en particular de recipientes apresión.

Se describen actividades correspondientes a la etapa de mantenimiento de componentes apresión incluidas en varios Códigos y normas reconocidos internacionalmente. National BoardInspection Code y API51 Oson tratados en detalle. También se incluye una breve introducción alos conceptos de aptitud para el servicio de acuerdo a API 579 Y a las actividades del comité depos-construcción de ASME.

Se incluyen conceptos sobre que inspeccionar, inspección basada en riesgo, calculo de vidaremanente, periodos de inspección, criterios de evaluación de áreas corroídas, procedimientosde reparación por soldadura alternativos a PWHT, Extensión de END, pruebas de presión ydeterminación de MAWP.

Conteniáo:

• Introducción a códigos y estándares aplicables a la etapa de operación y

mantenimiento y explicación de las responsabilidades de las partesinvolucradas.

• Requerimientos contenidos en el National Board Inspection Codeo

• Diferencias entre NBIC y API 510.

• Ejemplos de reparaciones y alteraciones.

• Tipos y frecuencias de inspección.

• Criterios de evaluación de áreas corroídas, vida remanente y determinaciónde MAWP

• Introducción a API 579.

• Procedimientos de evaluación nivel!.

• Descripción de otros documentos aplicables a la etapa post-construcción

Ing Rubén Rollino [email protected] rJollino@';Jlahoo.com

-tY)"ME::::'·~~··:.:'Mantenimiento, Inspección y Reparación de Recipientes y Componentes a Presión


MANTENIMIENTO, INSPECCIÓN Y

REPARACIÓN DE RECIPIENTES Y TUBERIAS

A PRESIÓN.

PARTE 1:

INTRODUCCIÓN A CODIGOS y NORMAS

APLICABLES EN SERVICIO

INTRODUCCIÓN 2

Introducción a Códigos y Normas Aplicables a la Etapa de Operación y Mantenimiento 5INTRODUCCIÓN A NBIC y API-510 6NATIONAL BOARD INSPECCIÓN CODE (NBIC) 7API 9Introducción a API-51 O 10INTRODUCCION A API-579 10API 580 /1: Inspección Basada en Riesgo 11DOCUMENTOS ASME POST CONSTRUCCION 14

TERMINO S USADOS: 17

Ing. Rubén E Rollino rol/inor@"asme.org rJol/[email protected] Parte 1, Página 1

--MMI::::"~~:D:.:'Mantenimiento, Inspección y Reparación de Recipientes y Componentes a Presión



Parte 1: INTRODUCCIÓN A CODIGOS y NORMAS APLICABLES ENSERVICIO

INTRODUCCiÓN.

Este curso cubre los requerimientos básicos y lineamientos aplicables a laInspección, Reparación, Alteración de Recipientes, Tuberías Calderas y otroscomponentes a Presión.

El propósito principal es explicar los Códigos y normas que contienen requerimientosy lineamientos generales para mantener la integridad de los ítems que retenganpresión después que ellos han sido colocados en servicio incluyendo las reglas parala inspección, reparación y alteración con la intención de que estos puedan continuarsiendo usados de una manera segura.

Durante el curso mayoritariamente se hará referencia a "Recipientes a Presión", noobstante la mayoría de los requerimientos cubiertos son aplicables también a losotros componentes.

También se efectúa una introducción a los métodos de evaluación de aptitud para elservicio de estos tipos de componentes.

Como es conocido la mayoría de los Códigos de construcción más utilizadoscontiene requisitos aplicables hasta la finalización de la construcción.

Otros Códigos y normas incluyen requerimientos y lineamientos aplicables a la etapade Operación y Mantenimiento.

Loas documentos más recientes enfocan la temática de una forma diferente.

Ing. Rubén E Rollino rollí[email protected] [email protected] Parte 1, Página 2

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