ansi asme b31 4

ASME Global training Program ANSI/ASME B31.4 Pipeline Transportation for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids

Ing. Carlos A. Carlassare

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PROGRAMA DE ENTRENAMIENTO GLOBAL DE ASME INTERNACIONAL

ASME CODE FOR PRESSURE PIPING, B31

ASME B31.4

PIPELINE TRANSPORTATION SYSTEMS FOR LIQUID HYDROCARBONS AND OTHER LIQUIDS

SANTA CRUZ DE LA SIERRA. MAYO DE 2006

NOTA: ESTOS APUNTES DEBEN CONSIDERARSE COMO UNA REFERENCIA QUE NO SUSTITUYE A LAS VERSIÓN ORIGINAL, EN IDIOMA INGLÉS DE LA NORMA ASME B31.4 Y DE OTRAS NORMAS QUE SE APLICAN. SU PROPÓSITO ES EL DE RESUMIR ALGUNOS DE LOS CONTENIDOS QUE SE CONSIDERAN RELEVANTES PERO NO CONTIENE TODA LA INFORMACIÓN QUE PUEDE RESULTAR NECESARIA PARA ATENDER NECESIDADES PRÁCTICAS. EL USUARIO DEBE REMITIRSE A LA EDI-CIÓN APLICABLE PARA CUALQUIER APLICACIÓN DE INTERÉS PROFESIONAL



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INTRODUCCIÓN (CAPÍTULO I)

Los usuarios deben familiarizarse con el alcance y limitaciones de los códigos de cons-trucción aplicables en la construcción (Materiales, diseño, fabricación, inspección, mon-taje, puesta en marcha, operación, mantenimiento, etc.) de recipientes de presión y tube-rías. Las razones son las siguientes:

• Los códigos y estándares establecen requerimientos mínimos que muchas veces necesitan hacerse más estrictos en función de las particularidades de cada instala-ción.

• Algunos requerimientos optativos podrían tener que ser obligatorios. • Más veces de las que se piensa, es necesario establecer criterios o métodos com-

plementarios para los casos en que los códigos o estándares apelan al criterio pro-fesional o reglas del buen arte, sin proveer de reglas o métodos específicos para satisfacerlas.

• El código no es un manual de diseño y requiere del juicio profesional competente para asegurar el cumplimiento de los propósitos y filosofía general aplicable que el mismo establece para satisfacer los requerimientos de seguridad mínimos.

• El propio código advierte expresamente sobre la necesidad de establecer requeri-mientos complementarios para satisfacer los requerimientos de seguridad en cir-cunstancias específicas de cada instalación.

• Generalmente se establecen referencias a un conjunto importante de normas, es-pecificaciones, bibliografía, etc. Esto crea un ámbito relativamente complejo de documentos técnicos con jurisdicción sobre el equipo, componente o instalación, que deben considerarse en conjunto, analizando su compatibilidad y eventuales controversias.

• Pueden existir conflictos entre los requerimientos del Código y los de Leyes, Dis-posiciones, Reglamentaciones, etc. con jurisdicción en el sitio de instalación de las tuberías.

Definiciones

• Carga accidental. Toda carga que no haya sido incluida en los cálculos de diseño. • Acoplamiento de separación (Breakaway coupling). Acoplamiento que permite la

separación de dos tramos de tubería cuando la carga alcanza un valor predetermi-nado.

• Abolladura (Buckle). Condición en la que una tubería que ha sufrido suficiente deformación plástica, se arruga o abolla.

• Dióxido de carbono. Fluido en el que predomina el dióxido de carbono compri-mido por encima de su presión crítica y que, para el propósito de este código, se considera en fase liquida.



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• Pre-deformado en frió (Cold springing). Deformación elástica (debajo de la fluencia) deliberada de una tubería, para compensar una deformación térmica que puede anticiparse.

• Pandeo de columna (Column buckling). Inestabilidad lateral de una tubería, cau-sada por esfuerzos de compresión que causan su deflexión transversal.

• Conectores (Connectors). Componente que, excluyendo las bridas, se utiliza para unir dos tramos de tubería.

• Defecto. Imperfección de magnitud suficiente para requerir su rechazo, por exce-der los límites admitidos por el Código o cualquiera de los estándares por el acep-tado.

• Vida de diseño. Periodo de tiempo que se utiliza en el diseño para seleccionar los componentes. La vida de diseño no es vida de la tubería ya que, bajo condiciones apropiadas de operación, inspección y mantenimiento, esta debería durar indefini-damente y bajo condiciones adversas puede tener una vida mucho menor que la proyectada.

• Diseño de ingeniería. Conjunto de documentos con detalle suficiente que satisfa-cen los requerimientos del código para las condiciones de operación. Incluyen cálculos, planos detallados y especificaciones para el diseño, fabricación e insta-lación de la tubería y los componentes que cubre este Código.

• Corrosión general. Perdida uniforme o gradualmente variable del espesor de una tubería, en una determinado área.

• Soldadura circunferencial (Girth weld). Una soldadura transversal, de perímetro completo.

• Imperfección. Discontinuidad o irregularidad detectada durante la inspección. • Presión interna de diseño. El valor de la presión que se utiliza en los cálculos de

verificación. • Gas licuado de petróleo (LPG). Fluido compuesto primariamente de los siguientes

hidrocarburos, aislados o mezclados: Butano (Normal o iso-butano), Butileno (in-cluyendo los isómeros), propano, propileno y etano.

• Alcohol liquido. Cualquier grupo de compuestos orgánicos conteniendo solo hidrogeno, carbono y algún radical hidroxilo que puede permanecer liquido en una corriente dentro de una tubería.

• Amoniaco liquido anhidro. Compuesto formado por la combinación de dos com-ponentes gaseosos, nitrógeno e hidrogeno, en la proporción de una parte de nitró-geno y tres de hidrogeno en volumen, comprimido a estado liquido.

• Máxima presión estacionaria de operación. Presión máxima (Suma de la presión hidrostática y la presión necesaria para vencer las perdidas hidráulicas por fric-ción y cualquier otra resistencia) en los puntos de sistema de tuberías que están operando en régimen estacionario.

• Gajo. Dos o más segmentos de tubo, cortados en forma sesgada y unidos median-te soldadura para producir un cambio de dirección.

• Tamaño nominal de la tubería (NPS). Según ASME B31.10M



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• Compañía operadora. Propietario o agente responsable por el diseño, construc-ción, inspección, pruebas, operación y mantenimiento del sistema de tuberías.

• Petróleo. Aceite crudo, condensado, gasolina normal, gas natural liquido, gas li-cuado de petróleo y productos de petróleo líquidos.

• Tubería. Tubo cilíndrico utilizado para contener y conducir un fluido bajo pre-sión. Incluye caños y tubos.

• Espesor nominal de una tubería. Es el espesor que se publica en las especificacio-nes correspondientes o en los estándares referenciados por este Código. Es dife-rente del espesor real, del que difiere debido a las tolerancias de fabricación, con-formado, etc.

• Soporte. Todo elemento destinado a restringir de algún modo los desplazamientos de la tubería.

• Licuación del terreno. Condición del terreno que se produce como consecuencia de acciones dinámicas (generalmente de origen sísmico) y que lo lleva a perder la capacidad portante, comportándose como un líquido.

Introducción El Código1 incluye:

• Referencias a las especificaciones de materiales aceptables • Requerimientos para el diseño de componentes • Requerimientos y datos para la evaluación y establecimiento de límites a las ac-

ciones o solicitaciones. • Guías y limitaciones sobre el uso de materiales, componentes y métodos de unión. • Requerimientos para la fabricación, ensamblado y montaje. • Requerimientos para la evaluación, inspección y pruebas. • Procedimientos de operación y mantenimiento esenciales para la seguridad públi-

ca. • Previsiones para proteger las tuberías de la corrosión externa e interna.

Los requerimientos de cada edición son de cumplimiento mandatorio a partir de la fecha de su publicación efectiva. Los suministros cuyo contrato original date de seis meses des-pués de la fecha de publicación efectiva de una nueva edición o adenda estarán goberna-dos por ella, aunque esto puede ser modificado por acuerdo entre partes. Las dudas respecto de los requerimientos del código pueden dirigirse al Comité Específi-co (ASME Committee B31) siguiendo los procedimientos establecidos. El Comité se ex-pedirá formalmente emitiendo un documento denominado “Caso” o “Interpretación” del Código.

1 En el contexto de este resumen y salvo que expresamente se indique lo contrario, la palabra código se

utiliza para designar a la norma ANSI-ASME B31.4.



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Los casos y las interpretaciones se incluyen dentro del cuerpo del Código, aunque no son de cumplimiento obligatorio y están sujetos al acuerdo entre las partes. Para criterios adicionales y guías puede recurrirse al ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section II y Section VIII, División 1 y a la bibliografía complementaria aceptada en la práctica profesional corriente. Generalidades Este Código es una sección de las varias secciones del Código ASME B31 para tuberías de presión. Aplica específicamente a tuberías para el transporte de hidrocarburos, gas de petróleo líquido, amoníaco anhidro, alcoholes y dióxido de carbono. No se establecen requerimientos para condiciones anormales o poco usuales ni se pres-criben todos los detalles de ingeniería y fabricación. Todos los trabajos incluidos dentro del alcance de este Código deben cumplir con sus requerimientos explícitos e implícitos. Se advierte al diseñador que el Código no es un manual de diseño y no debe dejarse de lado la necesidad del juicio profesional de un ingeniero competente. Se espera la partici-pación de un diseñador capaz de aplicar criterios de análisis más rigurosos para cubrir situaciones anormales o poco usuales. Alcance El Código establece requerimientos para el diseño, materiales, construcción, ensamblado, inspección y pruebas de tuberías de transporte de líquidos tales como: Petróleo crudo, Gasolina natural, Gas natural líquido, Gas de petróleo licuado, Dióxido de carbono, Al-cohol líquido, amoníaco anhidro líquido y productos líquidos del petróleo, entre las insta-laciones de los productores, refinerías, estaciones, plantas de amoníaco y terminales (na-vales, ferroviarias y terrestres); y otros puntos de entrega y recepción. Se incluyen otras tuberías primarias y auxiliares según se describe en los Sub-párrafos (a), (b) y (c) y los aspectos de la operación y el mantenimiento que afectan la seguridad del público en general, personal de la compañía operadora, medio ambiente, etc.



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Exclusiones. No se incluyen determinados tipos de estructuras de soporte tales como marcos (pórti-cos), edificios, fundaciones y los equipos que expresamente se detallan en este párrafo.

• Tuberías auxiliares de agua, aire, vapor, aceite lubricantes y combustibles, etc. • Recipientes de presión, intercambiadores de calor, bombas, instrumentos, etc. • Tuberías para presiones interiores:



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o Menores o iguales a 15 psig o Mayores a 15 psig cuando la temperatura de diseño esta fuera del rango de

temperaturas -30 ºC a 120 ºC.

• Carcasas, tuberías o caños utilizados en conjuntos de perforación, separadores de petróleo y gas, tanques de producción de petróleo crudo, tuberías conectando esas facilidades, etc.

• Tuberías cubiertas por otras secciones del Código ASME B31.



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DISEÑO (Capítulo II)

Condiciones de diseño Se establecen las presiones, temperaturas y otras acciones que deben considerarse en el diseño de tuberías, incluyendo consideraciones ambientales y la influencia mecánica de otras varias cargas. Presión interna de diseño. Debe ser igual o mayor a la máxima presión de operación en condiciones estacionarias o menor que la presión mínima en ese punto, con la línea en condición de operación esta-cionaria o estable. La presión de operación estacionaria será la suma de la presión hidrostática más la pre-sión necesaria para vencer las perdidas de carga más cualquier presión adicional que pu-diera existir (“back-pressure”) bajo esas condiciones. Temperatura de diseño Es la temperatura de metal esperada durante la operación, para el punto bajo considera-ción. No se requiere considerar las variaciones de resistencia con la temperatura para el rango de aplicación del Código porque la resistencia del material prácticamente no varía. Sin embargo, algunos de los materiales permitidos pueden no poseer propiedades apro-piadas para el rango más bajo (falta de ductilidad). Influencias ambientales Deben tenerse en cuenta los posibles efectos de las diferencias de dilatación entre la tube-ría y el producto. Efectos dinámicos • Impacto. Las fuerzas de impacto consecuencia de acciones internas o externas deben

incluirse en el análisis. • Viento. Debe ser incluido actuando en la peor dirección para cada componente. • Sismo. Idem anterior. • Vibraciones. Serán tenidas en cuenta utilizando prácticas de ingeniería aceptables

[Párr. 401.5.4]. El calculo aproximado de las frecuencias naturales puede efectuarse considerando que cada tramo de tubería se encuentra empotrado en los apoyos:

AEI

L ρϖ

2

173,4

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛= Frecuencia angular fundamental (rad/seg)

πϖ21=f Frecuencia fundamental (Hz)



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En la formula de la frecuencia angular, el producto del denominador mide la masa por unidad de longitud de la tubería, debiendo incluir el peso de tubo, el recubrimiento y el contenido. En el caso de conocerse la frecuencia de excitación de componentes mecánicos, una primera verificación debe apuntar a separar suficientemente las frecuencias de excita-ción y la frecuencia fundamental para evitar la resonancia del sistema. Se recomienda que las tuberías tengan frecuencias fundamentales no menores de 30 Hz y que la diferencia entre cualquier frecuencia de excitación y la frecuencia funda-mental no sea menor al 20%. Las fuentes típicas de excitación de las tuberías son:

a) Primeras y segundas armónicas del equipamiento alternativo (compreso-res) cercanos.

b) Primera armónica de equipamiento rotatorio cercano. c) Primera armónica de compresores alternativos para tuberías expuestas a

las pulsaciones del compresor cuando se trata de compresores de simple efecto y las dos primeras en los de doble efecto.

• Hundimientos. Deben considerarse en zonas propensas.

Existen métodos simplificados para evaluar las tensiones inducidas por el hundimien-to del terreno o el cedimiento de los apoyos. Sabiendo que el momento flector puede calcularse a partir de la curvatura (o más pre-cisamente con el cambio de curvatura para componentes con curvatura inicial) a tra-vés de la relación:

ρEIM =

Asumiendo una forma de semionda senoidal,

Lxsenxv π2)( Δ= (L es la longitud total afectada)

Se puede calcular el radio de curvatura mínimo o el momento máximo. En este caso resulta:

2

22L

IEM Δ=

π



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El cálculo de las tensiones longitudinales es inmediato a partir de la formula:

2

2

LDEi

ZMiSLE

Δ==

π

El factor i es el Factor de Intensificación de tensiones que corresponda al tipo de ac-cesorio que pudiera estar incluido en la sección central del tramo de tubería involu-crado. Esas tensiones deben combinarse con las tensiones longitudinales causadas por la presión interior y con las circunferenciales para verificar los limites admisibles. Estos cálculos son aproximaciones que proporcionan una idea sobre el orden de mag-nitud de los esfuerzos. Cuando se requieran resultados más precisos, puede recurrirse a técnicos de simulación numérica tales como el Método de los Elementos Finitos.

• Derrumbes. En el caso de tuberías que atraviesan montañas o colinas, debe considerarse la estabi-lidad del terreno como una cuestión critica. En muchos casos, aun las pendientes más suaves suelen tener desplazamientos del orden de 1 a 10 mm por año. Esto implica la necesidad de considerar este problema durante la etapa del diseño y el monitoreo durante la operación de la tubería. Las técnicas de análisis disponibles son materia de los especialistas en suelos, basándose generalmente en el modelo de falla de Coulomb-Mohr.

( ) ϕμσττ tanlim wapl c −+=≤ c Cohesión del terreno σ Tensión normal de compresión aplicada al terreno

wμ Presión en los poros del terreno ϕ Angulo de fricción del material del terreno

• Olas y corrientes. El efecto de las olas (fenómeno de superficie) y de las corrientes

(fenómeno superficial y sub-superficial) deberá incluirse en el análisis para las tuberí-as que cruzan cursos de agua.

Efectos gravitatorios • Cargas vivas. Peso del fluido transportado, nieve adherida, etc. • Cargas muertas o peso propio. Incluye el peso de la tubería y de todos los elementos

fijos a ella de un modo permanente o semi-permanente.



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Cargas de origen térmico. Cargas originadas por las restricciones a la libre dilatación/contracción de la tubería, con-secuencia de las variaciones en la temperatura de pared. Movimientos relativos de los componentes conectados. Desplazamientos impuestos por los equipos debidos a movimientos diferenciales induci-dos por causa de la temperatura, sismo, viento, etc. Criterio de diseño Los requerimientos de diseño del código son adecuados para la seguridad pública y sus previsiones aplican a las tuberías que atraviesan centros urbanos. Sin embargo, el inge-niero de diseño deberá proveer protecciones razonables que eviten posibles daños a la tubería, cuando puedan ocurrir situaciones inusuales en el cruce de ríos, carreteras o vías férreas, terreno inestable, vibración, vandalismo, terrorismo, exposición por accidentes, etc. En el diseño de tuberías para transporte de dióxido de carbono debe considerarse la posi-bilidad que se desarrollen bajas temperaturas debidas a la expansión y otros eventos con similares consecuencias. Condiciones de operación normal. La máxima presión estacionaria de operación no debe superar la presión de diseño. Condiciones anormales. Deben analizarse los posibles aumentos de presión transitorios producidos por el cierre de válvulas, puesta en marcha de bombas, etc. y proveer de sistemas de protección que im-pidan que los picos de presión excedan en más del 10% el valor de la presión de diseño. El golpe de ariete y la descarga de válvulas de alivio y seguridad son eventos que deben analizarse para si pueden o no excederse estos límites. En ambos casos se trata de condi-ciones no estacionarias en las que se producen sobre-presiones y esfuerzos que deben ser cuantificados para determinar la necesidad de incorporarlos dentro de las cargas de dise-ño ocasionales. Tensión admisible básica. El valor de la tensión admisible para tuberías nuevas o usadas, fabricadas con materiales que conforman una especificación permitida es; min0,72 yS E S=



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0,72 es un factor de diseño que se basa en el uso del espesor nominal y tiene en cuenta las tolerancias de bajo espesor y defectos admitidos por el Código. E es la eficiencia de junta de la tubería (Tabla 402.4.3). Para el caso de tuberías nuevas o usadas, de materiales desconocidos o que conforman la especificación ASTM A 120, se adoptará un valor de 24.000 psi (165 MPa) para la ten-sión de fluencia mínima a utilizar.



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Para los tubos sometidos a trabajo en frío para satisfacer los límites de resistencia y que hayan sido posteriormente calentados (procesos de fabricación, conformado, etc.) a 300 ºC o más, se considerará una tensión admisible del 75% del valor mínimo asignado. Las tensiones admisibles para esfuerzos de corte de aplastamiento (“Bearing”) no exce-derán del 45% y del 90% del valor de la fluencia del material respectivamente. Límites para las tensiones calculadas debidas a cargas sostenidas y de expansión. A los efectos de establecer los límites de tensión es necesario introducir las siguientes definiciones que son comunes las tuberías comprendidas dentro de las normas AN-SI/ASME B31 y las correspondientes a aplicaciones nucleares (ASME B&PVC Section III). Cargas sostenidas: Presión, peso propio y del contenido, nieve, etc. Son las cargas que están presentes de modo permanente o semi-permanente. Cargas ocasionales: Viento o sismo (no se consideran actuando en forma simultánea). Estas cargas se caracterizan por actuar circunstancialmente. Cargas de expansión: Cambios de temperatura. Estas cargas solo producen esfuerzos in-ternos o tensiones en la medida en que existan restricciones parciales (elásticas) o com-pletas (ausencia total o casi completa de desplazamientos). Sobre la base de la clasificación anterior este Código establece los siguientes límites a las tensiones calculadas. • Tensiones circunferenciales debidas a la presión interna. No excederán el valor de la

tensión admisible básica S, salvo que se permita expresamente en otros párrafos. • Tensiones debidas a la presión externa. Deben establecerse de acuerdo con los pro-

cedimientos del ASME B&PVC, Sección VIII, Div. 1 u otras reglas similares. • Tensiones debidas a las cargas sostenidas. La suma de las tensiones longitudinales

por presión interior, peso y otras cargas sostenidas no excederá de 0,75 SA, siendo SA = 0,72 Sy.

• Tensiones debidas a las cargas ocasionales. La suma de las tensiones longitudinales debidas a la presión, peso y otras cargas sostenidas, cargas vivas y las cargas ocasio-nales no excederá de 0,80 Sy.

• Tensiones producidas por las cargas de expansión. Se consideran dos tipos de tuberí-as según el grado de restricción a los desplazamientos longitudinales:

o Tuberías restringidas. El esfuerzo neto de compresión debido a los cambios de temperatura y a la presión interior se calculará mediante la ecuación: ( )2 1L HS E T T Sα ν= − − Las tensiones equivalentes calculadas mediante la siguiente fórmula: 0,90eqv H L b yS S S S S= + + ≤



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o Tuberías no restringidas. Las tensiones en las partes de la tubería con liberta-des parciales para deformarse longitudinalmente se calcularán mediante la si-guiente fórmula:

( )1

22 24tE b AS S S S= + ≤

Las tensiones de flexión y torsión se calculan mediante las fórmulas:

( ) ( )2 2

2

i i o ob

tt

i M i MS

ZMS

Z

+=

=

Mi, Mo: Momentos flectores en los dos planos normales ii, io: Coeficientes de intensificación de tensiones correspondientes a cada plano (Fig.

419.6.4 (c)) Z: Módulo resistente de la sección.

• Tensiones durante la prueba. El código indica que las limitaciones indicadas ante-riormente no son aplicables durante la prueba, sin establecer los límites a utilizar y permitiendo excluir las tensiones debidas a cargas ocasionales. Se considera razona-ble aplicar las limitaciones que para este estado de cargas establece la Sección VIII del ASME B&PVC.

Tolerancias. • Corrosión. No se requiere considerar sobre-espesores por corrosión cuando la tubería

este protegida mediante recubrimientos apropiados. • Roscas y ranuras. Se incluyen en el factor A de las fórmulas para el cálculo de espe-

sores. • Factores de eficiencia de soldadura. Los factores longitudinales o circunferenciales

que deben aplicarse a cada tipo de material y proceso de manufactura se incluyen en la Tabla 402.4.3.

• Espesor de pared y defectos. Su consideración quedan automáticamente incluida a través del factor A.

Propagación de fisuras en líneas de dióxido de carbono. • Consideraciones de diseño. El ingeniero de diseño debe tener en cuenta su posibili-

dad de ocurrencia. • Fractura frágil. Se debe considerar mediante la selección de materiales apropiados

para las temperaturas de diseño. • Fractura dúctil. Debe minimizarse la posibilidad de ocurrencia mediante la selección

de materiales adecuados y – cuando sea posible – la provisión de “Crack arresters”.



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Diseño a presión de componentes de presión. Tuberías rectas. El espesor nominal se determina mediante la siguiente fórmula: nt t A= + El factor A sintetiza las tolerancias de bajo-espesor debidas a roscas, ranuras, defectos, mermas por conformado, etc. La corrosión solo debe ser incluida cuando – estando ex-presamente permitido por el Código – la tubería no posea recubrimientos protectores.

Fig. 1.a – Esquema para el análisis de las tensiones circunferenciales

Fig. 1.b – Esquema para el análisis de las tensiones longitudinales



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• Presión interior (Figs. 1.a y b).

2

iPDtS

=

• Presión exterior. El Código no provee reglas formales para la verificación a presión exterior (o presión interior de vacío) aunque requiere que posea resistencia apropiada y calidad de manu-factura apropiadas frente a este tipo de solicitación. Pueden aplicarse las reglas de la Sección VIII, Div. 1 o de otro código, norma o recomendación que encuadre dentro de la filosofía general del Código.

Segmentos curvados. A presión interior aplica la misma fórmula que para tuberías rectas, tal como se justifica a partir de la observación de las Figs. 2.a y b, aunque deben utilizarse factores de correc-ción para el caso de codos con radio de curvatura relativamente pequeño comparado con el radio medio de la sección.

Fig. 2.a – Variación de la tensión circunferencial a lo largo de la sección transversal de un codo.



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Fig. 2.b – Relación entre las tensiones circunferenciales en la parte interna, media y ex-terna de un codo, en función de la relación entre el radio medio de curvado y el radio de

la tubería.

Los codos fabricados por soldadura deben cumplir los requerimientos de las normas ASME B16.9, ASME B16.28 o MSS SP-752. Intersecciones. • Tes y cruces estándar. Deben cumplir los requerimientos de ANSI o MSS. • Tes y cruces soldadas. Deben cumplir los requerimientos de la norma ANSI B16.9 o

MSS SP-75. • Salidas de cabezales con refuerzo integral. Las reglas provistas por el código solo

tienen en cuenta las tensiones que se desarrollan por causa de la presión. Las ten-siones debidas a cargas exteriores deben analizarse por separado para garantizar la seguridad del componente. En los casos en que resulte aplicable, pueden aplicarse los boletines WRC 107, WRC 2973 o la BS 55004 y donde estos no puedan utilizarse por las limitaciones en sus alcances, debe recurrirse a métodos numéricos en el contexto

2 Manufacturers Standardization Society. 3 Welding Research Council. 4 British Standard.



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del diseño basado en el análisis de tensiones (Sección III y Sección VIII, Div. 2 del ASME B&PVC).

Las reglas de párrafo 404.3 (b) (Fig. 3) solo aplican a conexiones con salida a 90º respecto del eje del cabezal y que no posean material adicional de refuerzo.

Fig. 3 – Figura de análisis para la verificación de cabezales con refuerzo integral.



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La notación y definiciones aplicables pueden encontrarse en el Sub-párrafo 404.3.1 (b) (4) del Código. Solo digamos que la altura de la zona de refuerzo se define como: 00,7L d T= El área de refuerzo requerida es:

( )1,00 0,60

20,6 0,60 0,153

0,15 0,15

h oA K t DdK para D

d dK para DDdK para D

=

= >

= + ≥ >

= ≤

El área disponible para refuerzo es la suma de las áreas A1, A2 y A3, mostradas en la Fig. 3 y definidas en el Sub-párrafo 404.3.1 (b) (6) del Código.

( )( )( )boo

bb

hho

tTrAtTLA

tTDA

−=−=−=

22

3

2

1

El fabricante será responsable de establecer y marcar la presión y temperaturas de diseño “Establecidas bajo los requerimientos de la norma ASME B31.4” e incluir su nombre y marca comercial.

• Tes construidas mediante soldadura. La reglas de refuerzo para este tipo de solución constructiva se establecen en el párra-fo 404.3.1 (c) y dependen de la relación entre el diámetro del cabezal y de la deriva-ción y del nivel de esfuerzos sobre el cabezal. La Tabla 404.3.1 (c) remite a los párra-fos aplicables que corresponden a cada caso.

Los números entre paréntesis que corresponden a la relación Diámetro de la deriva-ción/ Diámetro de la cañería y al nivel de tensión circunferencial de diseño, indican el



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párrafo del Código en el que se establecen los requisitos que deben cumplir los re-fuerzos.

Fig. 4 – detalles de refuerzos perimetrales completos.



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Fig. 5 – Detalles de diseño para refuerzos parciales tipo “poncho”.



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En la Fig. 6 pueden verse los criterios y fórmulas para determinar la necesidad de re-forzar la abertura y – en tal caso – la cantidad de material a incorporar. Los materiales agregados deben poseer igual o mayor resistencia que el material base pero, si esto no se cumple, puede compensarse la menor resistencia incrementando el área de material a agregar en la misma proporción en que disminuye la resistencia.

Fig. 6 – Refuerzo en conexiones soldadas.

Cuando sea necesario, deberán agregarse agujeros de venteo para permitir el venteo de aire o gases durante las operaciones de soldadura y para detectar eventuales pérdi-das durante la prueba hidráulica. Estos agujeros serán sellados antes de la puesta en servicio de la tubería, acondicionando la superficie según corresponda a la superficie externa de la tubería. El uso de costillas o refuerzos diferentes de los indicados en las Figs. 4 a 6 solo será tenido en cuenta para sus propósitos específicos. No se considerará ningún aporte como material de refuerzo de la abertura.



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Las conexiones de 2” o menos que satisfacen los requerimientos de la Tabla 404.3.1(c) (Caso 3), no requieren refuerzo, aunque debe prestarse atención a posibles daños por vibraciones. Los detalles de diseño aplicables a tales casos se muestran en la Fig. 7.

Fig. 7 – Detalles permitidos para conexiones de 2” o menos o conexiones que no re-

quieren refuerzo, que no estén ubicadas en cabezales.

Independientemente del caso que corresponda según la Tabla 404.3.1 (c), cuando la extensión del refuerzo vaya más allá de la mitad de la circunferencia del cabezal, se utilizará un refuerzo de abrace completo. Cuando el espesor del material de refuerzo sea mayor que el del cabezal, se chaflana-rán los bordes, reduciendo el mayor espesor al valor correspondiente al del cabezal para evitar zonas “duras”. Cuando las derivaciones no sean a 90º, se deberá compensar la debilitación adicional de un modo conveniente. Si bien no se proveen reglas específicas para tener en cuenta esta situación, pueden utilizarse los criterios y reglas de otras secciones de las normas ANSI/ASME B31, el ASME B&PVC Section VIII, Div. 1 o recurrir a modelos nu-méricos (Elementos Finitos) en el contexto del diseño basado en el análisis detallado de tensiones (ASME B&PVC Section III o Section VIII, Div. 2, Appendix 4).



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• Refuerzo de aberturas múltiples. Se calculará el refuerzo requerido por cada conexión siguiendo los procedimientos indicados en los párrafos anteriores, instalándose un solo refuerzo cuya área sea la suma de las áreas requeridas por cada conexión del grupo. La distancia mínima entre centros de dos conexiones contiguas preferentemente será de 1,50 veces el diámetro promedio de ambas y el área de refuerzo se instalará de modo que no menos del 50% de la misma se ubique entre ellas. Cuando la distancia entre dos conexiones contiguas sea menor de 1,33 veces el pro-medio de sus diámetros, no se considerará el aporte del material comprendido entre ambas. Cualquier número de conexiones próximas podrá ser tratado como una sola conexión cuyo diámetro sea el de la circunferencia que las circunscribe a todas.

Diseño a presión de bridas. Los componentes que satisfacen los estándares de la Tabla 426.1, podrán utilizarse para los rangos de presión y temperatura establecidos en las normas aplicables. Las bridas que no estén incluidas en los estándares anteriores podrán utilizarse sujetos al cumplimiento de los requerimientos de las Secciones II5 y VIII, Div. 16 del ASME B&PVC. Una descripción del procedimiento de cálculo se incluye en el Apéndice V. Las bridas “Slip on” podrán utilizarse siempre que su espesor se incremente de modo de proporcionar la misma resistencia que las bridas “Slip on” con cubo de la norma ASME B16.5. Reducciones o transiciones. Los reductores estándar fabricados de acuerdo con las normas ASME B16.5, ASME B16.9 o MSS SP 75, podrán utilizarse para los rangos de presión y temperatura permiti-dos por los estándares respectivos. Cuando el reductor posea contornos suaves, este fabricado con el mismo material y espe-sor que la tubería, podrá utilizarse para el mismo rango de presión y temperatura de la cañería. Las soldaduras del reductor deberán ser inspeccionadas radiográficamente o por otra técnica aceptable de END, con excepción del examen visual.

5 Requerimientos de materiales permitidos. 6 El Apéndice 2 contiene reglas específicas para las bridas abulonadas.



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Otros componentes sometidos a presión. Los componentes sometidos a presión para los que no se proveen fórmulas expresas po-drán calcularse por similitud o bien aplicar reglas basadas en criterios y filosofías compa-tibles con las del Código, sustanciando el diseño mediante: • Pruebas (ensayos) que satisfagan los requerimientos del ASME B&PVC, Section

VIII, Div. 1, Párr. UG-101. • Análisis experimental de tensiones tales como los que se describen en el ASME

B&PVC, Section VIII, Div. 2, Appendix 6.



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• Cálculos de ingeniería. En general y teniendo en cuenta la disponibilidad de progra-mas de cálculo por E. F., actualmente se tiende a efectuar el análisis mediante estas técnicas que resultan mucho menos onerosas que cualquiera de las anteriores (Fig. 8).

Fig. 8 – Ejemplos de estudios efectuados utilizando el M. E. F.



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Limitaciones de diseño aplicables a la selección de componentes de tuberías. Tubos metálicos. Pueden utilizarse los materiales nuevos que se listan en la Tabla 423.1 – Material Stan-dards, sujetos a los requisitos de prueba y ensayos establecidos en los párrafos 437.1.4, 437.4.1 y 437.4.3. También pueden emplearse tubos usados de las mismas especificaciones de material, dando cumplimiento a los requisitos de prueba y ensayo de los párrafos 437.4.1, 437.6.1, 437.6.3 y 437.6.4. Los tubos de especificación desconocida o que conformen la especificación ASTM A 120 deberán estar encuadrados en las reglas del párrafo 405.2.1 (c). Accesorios, Codos, Curvas e Intersecciones. Pueden utilizarse los accesorios estandarizados que conforman los requerimientos de las normas ASME B16.5, B16.9, B16.28 o MSS SP 75. Los codos pueden fabricarse mediante el curvado de tubos rectos, cumpliendo ciertos re-querimientos dimensionales (Fig. 9).

Fig. 9 – Limitaciones al curvado de tubos para la fabricación de codos.

Cuando el espesor de pared sea demasiado delgado, puede ser necesario el empleo de un mandril que prevenga la ovalización excesiva o la formación de arrugas. En sistemas que operan a tensiones circunferenciales mayores del 20% de la fluen-cia mínima especificada, los codos en gajos (“Mittered”) están expresamente prohi-bidos. En sistemas operando a tensiones circunferenciales que no superen el 20% de la tensión de fluencia mínima, los codos en gajos podrán utilizarse pero la distancia entre cordones de soldadura en la zona interna (“Crotch”) deberá ser mayor que el diámetro nominal del tubo.



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En sistemas operando a tensiones circunferenciales que no superan el 10% de la tensión de fluencia mínima especificada, el ángulo entre ejes de gajos consecutivos podría super-ar de 12,5º. Los cambios de dirección de hasta 3º no se considerarán como codos en gajos. Los codos corrugados no están permitidos. Tapas y cerramientos. Las tapas con cierres rápidos deberán estar provistas con dispositivos de traba de seguri-dad que conformen los requerimientos del ASME B&PVC, Section VIII, Div. 1, Párrafo UG-35(b) o apéndice 1. Cabezales de cierre. Los cabezales deberán satisfacer las reglas de diseño del ASME B&PVC, Section VIII, Div. 1, debiendo satisfacer los límites de tensión de este Código. Cuando existan cordo-nes de soldadura, serán radiografiados al 100%, siendo aplicable por lo tanto un valor unitario para la eficiencia de junta.

Para cabezales semi-esféricos, las formulas que se aplican son:

• Esferas de paredes delgadas.

pSEpRt o

4,0+= Calculo del espesor

tRSEtp

o 8,02−

= Calculo de la presión

• Esferas de paredes gruesas.

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛ −=⎟

⎠⎞⎜

⎝⎛ −=

31

31

31 11

Y

YRYRt ( )pSEpSEY

−+

=2

2 Calculo del espesor

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

+−

=212

YYSEp

3

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +

=R

tRY Calculo del espesor



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• Cabezales elípticos.

pSEpKDt

2,02 −= Calculo del espesor

tKDSEtp

2,02+


⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛+=

2

22

61

hDK

• Cabezales toriesféricos.

pSEpLMt

2,02 −= Calculo del espesor

tLMSEtp

2,02+


⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡+=

rLM 3

41

Válvulas. Los cuerpos de válvulas de fundición de hierro pueden utilizarse para tuberías cuya pre-sión de diseño no exceda de 250 psi (17 bar). Bridas, Sellos y Bulones. Se permite el empleo de componentes que satisfagan los requerimientos de las normas ASME B16.5 o MSS SP-44. Las bridas de fundición de hierro están expresamente prohibidas, excepto en los casos en que formen parte integral de válvulas, recipien-tes de presión y otro equipamiento de marca al que están incorporadas. Los materiales para los sellos deberán seleccionarse de modo que no produzcan daños, alteren las propiedades o degraden el líquido transportado. Los sellos metálicos de anillo no se utilizarán en bridas de la serie ANSI 150 o más livianas. Los sellos que contengan asbestos podrán ser utilizados en la medida en que conformen los requerimientos de la norma ASME B16.5. Cuando se utilicen bridas de las series ANSI 125 o 150, solo podrán emplearse bulones ASTM A 193 tratados térmicamente con sellos de cara completa (“Full face gaskets”). De otro modo deberán emplearse bulones del tipo ASTM A 307.



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Pueden utilizarse bridas de dimensiones mayores a las incluidas en las especificaciones aceptadas por el Código, verificando que sus dimensiones satisfacen los requerimientos de resistencia y que los materiales son aceptables. También pueden utilizarse bridas de sección rectangular, siempre que sus dimensiones sean verificadas para las condiciones de diseño establecidas. Las caras de las bridas deben satisfacer el estándar ASME B16.5 o la MSS SP-6, aunque pueden utilizarse caras especiales con tal que puedan superar las mismas exigencias de prueba y ensayo de esas normas. Pueden utilizarse sellos de características especiales con tal que se demuestre que son apropiados para las condiciones de operación a las que estarán sometidos y que sean compatibles con los fluidos transportados. Componentes usados. Los componentes usados deben ser limpiados y examinados para asegurar que están en buenas condiciones para el servicio que deben prestar y libres de defectos no permitidos. En los casos en los que el material no pueda identificarse adecuadamente se restringirá su empleo a presiones de diseño basadas en una tensión de fluencia de 24.000 psi (165 MPa) o menos. Limitaciones en las uniones en tuberías. Soldadura de bisel. Deben satisfacer los requerimientos del Capítulo V del Código. Uniones mediante bridas. Deben satisfacer los requerimientos del párrafo 408 (Ver más arriba). Uniones roscadas. Pueden utilizarse sujetas a casos en que la pared de la tubería sea de espesor estándar o superior (ASME B36.10). Todas las roscas externas serán ahusadas (cónicas) de acuerdo con la norma API 5B o NPT según ASME B1.20.1. Lo mismo aplica a las roscas interiores, para diámetros supe-riores a NPS 2 con presiones que no excedan de 150 psi (10 bar), para las que pueden uti-lizarse roscas rectas. Manguitos, cuplas y otras uniones patentadas. Deben satisfacer los requisitos de la norma API 6D. Otros tipos pueden utilizarse si se han calificado mediante pruebas de presión efectuadas sobre un prototipo, bajo condiciones ambientales similares a las de servicio del componente (vibraciones, fatiga, etc.).



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Expansión, flexibilidad, soportes y restricciones. Este Código se aplica a tuberías enterradas y aéreas, requiriéndose cálculos estructurales cuando existan dudas razonables sobre la flexibilidad del sistema. Esta cuestión puede ser particularmente crítica en el caso de tuberías enterradas (muy restringidas en su libertad de desplazamiento) cuando se encuentran sometidas a cambios de temperatura en el flui-do transportado. Estos cambios de temperatura también pueden causar diferencias en la expansión volu-métrica entre el fluido y la tubería que lo contiene, produciendo incrementos en la presión que pueden ser suficientemente importantes como para tenerlos en cuenta en el diseño de la tubería y en la selección del “Rating” de los componentes estándar. En los casos en que existan restricciones a la libre expansión (intencionales o consecuen-cia del tipo de tubería), puede ser necesario verificar la estabilidad (pandeo) de la tubería bajo las cargas de compresión a las que puede quedar sometida. En los casos en que los cambios de temperatura produzcan tensiones inadmisibles sobre la tubería o cargas excesivas sobre los soportes, puede aumentarse la flexibilidad median-te las siguientes medidas correctivas:

• Modificar el trazado incluyendo lazos, codos o “liras”. • Incluir juntas de expansión. • Incluir acoplamientos deslizantes.

Las ventajas e inconvenientes de cada solución (aplicadas en forma concurrente o indivi-dual) debe ser analizada para cada caso particular. Las liras u omegas son las soluciones más comunes y – generalmente – las más económicas y seguras. Los fuelles son más delicados y los manguitos deslizantes requieren mayores acciones de control debido a la posibilidad de pérdidas. Ambos modifican el comportamiento de la tubería en los tramos afectados, que se pasan a trabajar en compresión y transfieren es-fuerzos que pueden ser elevados a los soportes y al equipamiento cuando no se toman acciones convenientes. Por esas razones, el uso de fuelles y manguitos deslizantes en general se limita a tuberías interiores de las plantas, accesibles de modo permanente a la inspección, control y even-tual mantenimiento. Existe una gran variedad de diseños de juntas de expansión para atender a los diferentes requerimientos de diseño (movimientos permitidos) y operativos (materiales y revesti-mientos resistentes al entorno.



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Análisis. El análisis puede efectuarse mediante métodos simplificados manuales, métodos exactos manuales o utilizando programas utilitarios específicamente desarrollados para este tipo de verificaciones.



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Casi todos estos programas incluyen bases de datos de los componentes estándar con las propiedades y características necesarias para su análisis, de propiedades de los materiales permitidos y además de determinar los esfuerzos, efectúan la mayoría de las verificacio-nes requeridos por los distintos códigos aplicables a la construcción de tuberías (No solo los ASME B31 y ASME B&PVC Section III). El efecto de las restricciones, incluyendo la fricción debe ser tenido en cuenta para un cálculo suficientemente exacto de las tensiones que, por otra parte, deben estar calculadas utilizando los factores de intensificación de tensiones correspondientes a cada componen-te (Fig. 419.6.4 (c)). Independientemente del hecho que la tubería pueda estar precargada, el cálculo de ten-siones debe efectuarse para el rango total de temperaturas (máxima – mínima) que se es-pera durante el servicio. Cargas sobre los soportes. A partir del análisis estructural – manual o por computadora – se pueden determinar las cargas sobre los soportes, los que deberán seleccionarse o diseñarse de modo de poder resistir esos esfuerzos. Los soportes estándar fijos, elásticos o de carga constante, deben seleccionarse de modo de satisfacer los requerimientos y especificaciones establecidos por los fabricantes, utili-zando los métodos que ellos mismos proporcionan en sus catálogos técnicos. Otros soportes tales como pórticos o parrales metálicos o de concreto, deberán diseñarse utilizando las normas específicas que resulten aplicables (Manual of Steel Construction, AISC7, ASCE, ACI, etc.). En algunas ocasiones es necesario incluir amortiguadores para absorber vibraciones que no pueden ser eliminadas mediante cambios en la posición, tipo o cantidad de soportes. Cuando la tubería se diseña para tensiones próximas a los valores admisibles, debe pres-tarse particular atención al modo en que se la vincula con los soportes, para evitar que los esfuerzos localizados que se producen en las áreas de contacto excedan los valores admi-sibles para ese tipo de esfuerzos. Cuando sea necesario, deben incluirse chapas de refuerzo que abracen todo el perímetro del tubo en esa zona o utilizar soportes que transfieran la carga a la tubería a través de anillos, cunas, etc.

7 American Institute of Steel Construction.



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También debe prestarse atención a las tensiones que pueden tener lugar debido al efecto de aleta de las chapas o elementos vinculados a la tubería. Estas tensiones tienen lugar debido a los gradientes de temperatura inducidos por la presencia de superficies disipado-ras del calor adicionales. Las especificaciones MSS SP-58 y MSS SP-69 son aplicables en la selección y diseño de soportes de tuberías. En las figuras siguientes se muestran distintos tipos de soportes utilizados habitualmente en las tuberías aéreas.



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MATERIALES (CAPÍTULO III)

Materiales y especificaciones aplicables. Los materiales a utilizar responderán a una de las especificaciones incluidas en la Tabla 423.1. Para los materiales que no conforman una de las especificaciones de la citada ta-bla, deberá requerirse la aprobación del Comité Técnico ASME B31 antes de su empleo. El Código establece cuales especificaciones de materiales pueden ser utilizadas y el modo de proceder en caso de un material que responda a una especificación no autorizada pero no proporciona reglas o guías para la selección del material más apropiado para una de-terminada aplicación. Se establece la necesidad de tener en cuenta la temperatura de operación y la agresividad del entorno operativo (externo e interno). En el primer caso apela al juicio profesional del diseñador y en el segundo caso remite al “Corrosion Data Survey” de la National Asso-ciation of Corrosion Engineers (NACE). Una publicación particularmente útil para el caso de Tuberías en medios agresivos es el Estándar NACE MR0175 – Standard Material Requirements. Sulfide Stress Cracking Re-sistant Metallic Materials for Oilfield Equipment. La fundición de hierro, fundición maleable y el hierro no se pueden utilizar en compo-nentes sometidos a presión. Materiales para tuberías de transporte de amoníaco anhidro. Solamente los aceros que conforman las especificaciones del Apéndice A del Código pueden utilizarse con este tipo de fluido. Las costuras longitudinales o espirales de los tubos deben ser normalizadas, del mismo modo que los accesorios conformados en frío. El uso de cobre, zinc o aleaciones de esos metales esta prohibido en componentes sometidos a presión en tuberías de transporte de amoníaco anhidro. Materiales para tuberías de transporte de dióxido de carbono. Los materiales para expansión de dióxido de carbono deben conformar las especificacio-nes ASTM A 333 y ASTM A 420.



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REQUERIMIENTOS DIMENSIONALES (CAPÍTULO IV) Las normas que definen los requerimientos dimensionales aplicables a los componentes estándar de tuberías se listan en la Tabla 426.1.



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CONSTRUCCIÓN, SOLDADURA Y ENSAMBLADO (CAPÍTULO V)

Generalidades. Las construcciones nuevas y los reemplazos de instalaciones existentes deberán confor-mar los requerimientos de este capítulo. Cuando se requieran procedimientos escritos, estos poseerán suficientes detalles como para asegurar el cumplimiento de los requerimientos del Código. Tales especificaciones contendrán detalles sobre el manipuleo de los tubos, equipamiento, materiales, soldaduras y todos los factores que intervienen en la fabricación y que contribuyen a la calidad y se-guridad. Aunque no se establezca expresamente, todos los materiales y la calidad de la mano de obra debe satisfacer las reglas del arte para alcanzar los estándares de seguridad requeri-dos. Inspección. La compañía operadora de la instalación deberá desarrollar las actividades de inspección necesarias en la tubería e instalaciones relacionadas, utilizando inspectores calificados para asegurar el cumplimiento de las especificaciones aplicables. La calificación de los inspectores y del personal afectado deberá satisfacer los requeri-mientos establecidos en el párrafo 436 (Inspección y Pruebas, Capítulo VI). Las reparaciones requeridas por las construcciones nuevas deberán conformar los requisi-tos de los párrafos 434.5, 434.8 y 461.1.2.



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Derechos de paso. Ubicación. La ubicación y el trazado para el tendido de la cañería será seleccionado de modo de dis-minuir los riesgos ocasionados por futuras urbanizaciones poblacionales o industriales. Requerimientos constructivos. La seguridad pública y la minimización de los inconvenientes a los propietarios de las tierras afectadas serán priorizados.



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• Las voladuras deberán efectuarse de conformidad con los requerimientos de las leyes, regulaciones y disposiciones vigentes para cada sitio afectado. El personal involucra-do deberá ser competente y calificado para las tareas asignadas.

• Se diseñarán las actividades de modo de minimizar los daños a la tierra, medio am-biente, restableciendo las condiciones anteriores a los trabajos de construcción.

• Cuando deban efectuarse cruces de ferrocarriles, carreteras, etc., deberán observarse todas las precauciones posibles tales como señalización, barreras, protecciones, etc.

La ruta de tendido deberá ser explorada y marcada, manteniendo dichas marcas durante todo el proceso de construcción. Manipuleo, transporte y almacenamiento de materiales. Deberán tomarse las precauciones necesarias para evitar daños a las tuberías y a los recu-brimientos protectores. Cuando sea aplicable, podrán utilizarse las recomendaciones de la Práctica Recomendada API RP 5L1. Daños a los elementos fabricados y a la tubería. Los componentes fabricados tales como trampas de rascadores, múltiples, cámaras, etc. Serán inspeccionados antes de su montaje en la línea principal. Todo defecto que se de-tecte será reparado de acuerdo con las especificaciones aplicables para su manufactura. Las tuberías se inspeccionarán antes de aplicarles el revestimiento protector y antes de su montaje en la línea principal. Distorsiones, abolladuras, dentaduras, aplanamientos, ranu-ras o marcas deberán repararse, eliminarse según sea requerido. Los defectos pueden ser reparados mediante procedimientos de soldadura que conformen los requerimientos de la norma API 5L o removidos mediante amolado, siempre que el espesor remanente sea mayor que el mínimo permitido por la especificación. Cuando no puedan cumplirse las condiciones anteriores, la parte dañada será removida como un cilindro completo. Los parches no están permitidos en tuberías que están diseñadas para trabajar a tensiones circunferenciales mayores al 20% de la tensión de fluencia mínima. Las ranuras y delaminaciones no serán reparadas así como las partes distorsionadas o aplanadas. Las depresiones que contengan concentradores de tensiones tales como ralladuras, ranu-ras, etc., deben ser removidas y restauradas. Las depresiones de una profundidad mayor a 6 mm en tuberías de diámetro menor de 4” o el 6% del diámetro para los tamaños mayores no están permitidas en tube-rías diseñadas para operar a tensiones circunferenciales superiores al 20% de la tensión de fluencia mínima especificada.



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Zanjas o trincheras. La profundidad de las trincheras deberá ser apropiada para cada zona del tendido. Los valores mínimos de la tapada se indican en la Tabla 434.6 (a) y cuando esos valores no puedan satisfacerse, se deberán proveer de protecciones adecuadas para evitar esfuerzos excesivos sobre la tubería. La Práctica Recomendada API RP 1102 – Steel Pipelines Crossing Railroads and High-ways proporciona métodos para el cálculo de los esfuerzos inducidos por las ruedas de trenes y camiones a través de la tapada y criterios para establecer valores admisibles ante la falla estática y a la fatiga. Deben tomarse precauciones y prevenciones para evitar que estructuras enterradas se en-cuentren a distancias menores de 30 cm de la pared de la tubería o componente de la ins-talación.

Curvas fabricadas por conformado de tubos. Cuando las curvas requieran calentar tubos que hubieran sido trabajados en frío para sa-tisfacer criterios de resistencia, se adoptará el menor valor de tensión de fluencia para el cálculo del espesor requerido. Las curvas deberán efectuarse con los debidos cuidados para preservar la forma de la sec-ción transversal de la tubería. Deberá verificarse que no existan abolladuras, fisuras u otras evidencias de daño mecánico. El diámetro de la tubería no podrá reducirse en ningún punto por debajo del 2,5% de su valor nominal y una vez completada la operación de conformado deberá verificarse que el “chancho” de control pasa libremente.



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Preferentemente se dejarán tramos rectos tangentes a la curva de aproximadamente 2 m de longitud en cada extremo de codos conformados en frío. Codos en gajos (“Mittered”). Las uniones de los gajos serán de penetración total. Soldadura. Alcance. Los requerimientos del Código se refieren a las soldaduras de arco y gas que se efectúan a las tuberías, accesorios, conexiones con aparatos y equipos, etc. Están excluidas las sol-daduras longitudinales o espirales que se efectúan durante la fabricación del tubo, acceso-rios, válvulas y recipientes de presión. Los términos y definiciones se corresponden o adhieren a las normas específicas de apli-cación, ANSI/AWS A3.0 y API 1104. Prácticas seguras. Antes de efectuar tareas de corte y soldadura, deberán tomarse todas las precauciones y cuidados necesarios por la posible presencia de elementos inflamables o explosivos. Procedimientos de soldadura y materiales de aporte. Antes de efectuar cualquier soldadura por cualquiera de los métodos permitidos (SMAW, SAW, GMAW, etc.) bajo los requerimientos del Código, deberán prepararse y calificarse los procedimientos de soldadura correspondientes. Los materiales de aporte deberán cumplir con los requerimientos de la norma API 1104. Calificación de procedimientos. Todos los procedimientos de soldadura y los operadores de soldadura (soldadores) debe-rán calificarse de acuerdo con los requerimientos de la norma API 1104 o la Sección IX del ASME B&PVC, según sea aplicable para el proceso bajo consideración. Los procedimientos de soldadura deberán especificar las temperaturas de precalentamien-to, temperatura entre pasadas y el ciclo del tratamiento térmico post-soldadura, cuando los materiales, consumibles de soldadura, restricciones mecánicas (Embridamiento) o las condiciones meteorológicas lo requieran. Las secciones correspondientes de la API 1104 y de la Sección IX del ASME B&PVC, establecen cuales son variables esenciales del proceso y de los soldadores. Las reglas de esas secciones deben ser cumplidas con la excepción que – para los propósitos del ASME B31.4 – todos los aceros al carbono que no excedan de 0,32% de C y un carbono equiva-lente (C + ¼ Mn) menor de 0,65% son considerados materiales P1 (Requerimiento Eli-minado en edición 2002 del Código). Todos los aceros aleados que tengan características de soldabilidad demostrables y similares a las de esos aceros serán soldados, precalenta-dos y postratados como esos aceros al C.



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Otras aleaciones de acero serán soldadas, precalentadas y postratadas de acuerdo con los requerimientos de la Sección VIII, Div. 1 del ASME B&PVC, a menos que pueda de-mostrarse mediante la calificación del procedimiento y las mediciones de dureza (NACE MR-01-75) que el precalentamiento, poscalentamiento o ambos son innecesarios. Los operadores de soldadura deberán ser recalificados cuando hayan permanecido inactivos por un período de seis meses o mayor. Registros de calificación de procesos y operadores. Los procesos y pruebas de calificación de procesos y de operadores serán registrados (es-critos). Incluirán todos los detalles y observaciones que sean pertinentes, la fecha y los resultados de las pruebas, debiendo permanecer en archivos durante todo el proceso de construcción y (al menos) durante los 6 (seis) meses posteriores a su finalización. Calidad de las soldaduras. • Métodos de Inspección. La calidad de las soldaduras deberá establecerse mediante

END o mediante la extracción de muestras de soldaduras terminadas – a criterio y se-lección del inspector – para ensayos destructivos. Los END consistirán de exámenes radiográficos u otros métodos apropiados que permitan obtener indicaciones de la presencia de defectos que puedan ser interpreta-das precisamente y evaluadas. Cuando se utilice el examen radiográfico, deberá satisfacer los requerimientos de la norma API 1104. Para considerar aceptable una muestra o espécimen de un cordón de soldadura extraí-do para exámenes destructivos, deberán satisfacerse los requerimientos de la norma API 1104 para la calificación de soldadores mediante ensayos destructivos. No se uti-lizarán los métodos de ensayo mediante trepanación. Cuando la tubería haya sido diseñada para trabajar a una tensión circunferencial supe-rior al 20% de la tensión de fluencia mínima, un mínimo del 10% de las costuras efectuadas durante el día, seleccionadas al azar por la compañía operadora, serán ins-peccionadas. La inspección se efectuará mediante examen radiográfico u otra técnica de END ade-cuada, con excepción expresa del examen visual. Cada cordón de soldadura será inspeccionado en su circunferencia completa.

• Criterios de aceptación. Los criterios de aceptación por falta de fusión o penetración incompleta, quemaduras, inclusiones de escoria, porosidad o bolsas de gas, fisuras,



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discontinuidades acumuladas y socavaduras son los establecidos en la Norma API 1104 – Standards of Acceptability. Non Destructive Testing.

Tipos de soldaduras, diseños de junta y accesorios de transición. Los diseños de junta permitidos se muestran en las figuras siguientes.



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Las soldaduras de retención, posicionamiento, punteo, etc., deberán ser realizadas por soldadores calificados. Remoción y reparación de defectos. • Quemado por arco. Este tipo de defecto es causa de concentración de tensiones que

pueden conducir a la iniciación de fisuras u otros daños debidos al daño metalúrgico. Por lo tanto, este debe ser removido mediante amolado, en la medida en que el espe-sor remanente no quede por debajo de los valores mínimos requeridos por la especifi-cación del material.

Después de remover el defecto, se debe remojar la zona con una solución de polisul-fato de amoníaco al 20%. Cualquier mancha ennegrecida indicará la presencia de zo-nas alteradas metalográficamente que requieren de tareas de remoción adicionales. En caso que el espesor remanente sea inferior al mínimo permitido, se procederá al reemplazo de la zona afectada mediante la sustitución del tramo cilíndrico completo.



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• Defectos de soldadura. La autorización para reparar defectos y los ensayos y pruebas posteriores conformarán los estándares de aceptabilidad de la API 1104.

Precalentamiento y temperatura entre pasadas. Los aceros al carbono con un contenido de más de 0,32% de C y más de 0,65% de carbo-no equivalente (C + ¼ Mn) deberán ser precalentados, debiendo controlar la temperatura entre pasadas mediante el empleo de lápices, pirómetros o termocuplas (Eliminado en edición 2002 del Código). Alivio de tensiones. Los cordones de soldadura serán sometidos a tratamiento de alivio de tensiones cuando la garganta efectiva de la soldadura (Fig. 438.6(a)-(2)) exceda de 1¼”, excepto que a través



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de las pruebas de calificación del procedimiento pueda demostrarse que ello no resulta necesario. Los cordones de soldadura con tamaños de garganta comprendidos entre 1¼” y 1½” in-clusive, podrán exceptuarse del alivio de tensiones cuando sean precalentados a 200 º F (93 ºC). Pese a lo anterior, el tratamiento de alivio de tensiones puede ser necesario para es-pesores menores a los indicados cuando el material base, el de aporte o la tempera-tura ambiente lo hacen necesario. Ajustes de montaje. Debe disponerse de equipamiento del tipo, cantidad y calidad necesarios para evitar es-fuerzos sobre la tubería al intentar alinear partes que deban ser unidas en cruces de ríos, carreteras, vías ferroviarias, etc. Instalación de la tubería en las zanjas. Debe prestarse atención al modo en que la tubería es ubicada en su posición en las zanjas, de modo de evitar esfuerzos excesivos o deterioros a los recubrimientos protectores. Idénticas precauciones deben tomarse durante el llenado que debe efectuarse después de asegurar que la tubería se encuentra en su posición, conveniente y firmemente apoyada en el lecho de la zanja. Cuando las zanjas se encuentren inundadas, debe asegurarse que la tubería no flote antes de completar las operaciones de tapado y compactación. Cruces especiales. La compañía operadora deberá gestionar los permisos necesarios y autorizaciones sufi-cientes para evitar perjuicios a terceros por afectación del tránsito, inaccesibilidad a las áreas afectadas, etc. Cruces de agua. El diseñador debe tener en cuenta las condiciones particulares de cada caso para evaluar el impacto en el diseño y/o las maniobras de instalación de las tuberías. Entre otras cues-tiones a tener en cuenta, pueden mencionarse la composición y características del lecho, velocidad del agua, agresividad química y condiciones estacionales especiales para de-terminar la conveniencia de un cruce aéreo o bajo agua.

Se deberán generar planes y especificaciones que muestren la relación entre la tubería, el lecho del río, la profundidad media del agua, etc. Se debe prestar especial atención a los recubrimientos protectores y a la necesidad de utilizar de muertos de concreto.



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La inspección debe ser particularmente extensiva y cuidadosa, debiendo extremarse las precauciones para evitar esfuerzos por encima de los que producen abolladuras (pandeo local) de la tubería debido a la ovalización de las secciones de la tubería. Tomas a puentes. Las particularidades de estos casos merecen la consideración sobre el uso de materiales de mayor resistencia para alcanzar diseños en los que se privilegie el peso total a sopor-tar. Cruces de carreteras y de vías férreas. Se privilegiarán el empleo de tubos sin coberturas de protección para tener un mejor con-trol sobre la corrosión de las superficies externas. La evaluación sobre la necesidad o no de incluir esas protecciones se hará de conformidad con la Práctica Recomendada API RP 1102 que provee reglas de diseño de esos componentes. Las tensiones efectivas debidas a la presión interna y a las cargas exteriores (incluido el peso propio y las cargas vivas) no excederá el 90% de la tensión de fluencia mínima para la verificación estática. La verificación a fatiga debe realizarse y – en la medida en que se cumplan las limitaciones de su alcance – pueden hacerse utilizando la citada API RP 1102. Tanques y almacenamientos tipo tubería. Los tanques para almacenamiento de petróleo crudo y productos líquidos del petróleo con presiones de vapor próximas a la atmosférica se construirán de acuerdo con las normas API 650, 12B, 12D y 12F. Los tanques de almacenamiento de líquidos con presiones de vapor comprendidas entre 0,50 psig y 15 psig, se construirán de acuerdo con las reglas de la norma API 620. Los tanques de almacenamiento de productos con presiones de vapor superiores a 15 psi se construirán de acuerdo con las reglas de la Sección VIII, Divs. 1 o 2 del ASME B&PVC. Diques y paredes de contención del fuego. Se construirán para prevenir daños cuando pueda verse afectada la salud y seguridad pú-blicas, de modo de satisfacer los requerimientos de capacidad de la norma NFPA 30. Instalaciones eléctricas. Se realizarán de acuerdo con los requerimientos de la NFPA 70 y la API RP 500C. Mediciones de líquido. Serán diseñados e instalados de acuerdo con el API Manual of Petroleum Measurement Standards.



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INSPECCIÓN Y PRUEBAS (CAPÍTULO VI)

General. Las previsiones de inspección de tuberías y facilidades relacionadas deberán ser adecua-das para asegurar el cumplimiento de los requerimientos sobre materiales, construcción, soldadura, ensamblado y pruebas. Calificación de los inspectores. El personal de inspección deberá estar capacitado y entrenado para desarrollar las si-guientes actividades:

Derechos de paso y nivelado. Cavado de zanjas. Inspección de las superficies de las tuberías. Soldadura. Revestimiento. Empalmes y posicionado. Rellenado y limpieza. Pruebas de presión. Tareas especiales de inspección de facilidades auxiliares, cruces de ríos, instala-

ciones eléctricas, radiografía, control de corrosión, etc. según sea requerido. Tipo y extensión de las inspecciones. Examen visual. • Materiales.

Todas las tuberías y accesorios serán visualmente inspeccionados por daños mecáni-cos que pudieran haber ocurrido durante el transporte, manipuleo y almacenamiento previos al montaje. En los casos en que se utilicen materiales y/o espesores diferentes (escalonados), debe controlarse que cada tramo corresponde a la posición en la que esta siendo instalado, generando registros permanentes que describan la ubicación de cada grado, espesor, tipo, especificación y fabricante del tubo.

• Construcción.

Los biseles se inspeccionarán antes de soldar para detectar daños mecánicos o desali-neación excesiva. Una vez terminadas, las soldaduras serán limpiadas e inspeccionadas previo a las la-bores de pintado o recubrimiento. Toda irregularidad que pudiera emerger por encima de la capa protectora deberá eliminarse. En general, deben efectuarse controles antes de comenzar y después de concluir todas las operaciones, particularmente aquellas después de las que el acceso a los elementos



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quede oculto o se torne inaccesible. Los lineamientos generales de inspección durante la construcción pueden consultarse en el Párrafo 436.5.1(b) del Código.

Pruebas. General. Para satisfacer los requerimientos del Código es necesario efectuar pruebas y ensayos a los componentes y a la tubería terminada. Pruebas de componentes fabricados. Los componentes fabricados tales como “scraper traps”, múltiples, cámaras, etc. serán probados hidrostáticamente a presiones mayores o iguales a la del sistema completo. Es-tas pruebas pueden realizarse por separado o sobre el sistema completo.

Pruebas de construcciones nuevas. Todos los sistemas deben ser probados después de la construcción. Los componentes para el transporte de dióxido de carbono serán probados hidrostáticamente. Los sistemas diseñados para operar a tensiones por encima del 20% de la tensión de fluencia mínima serán hidrostáticamente probados, en tanto que los restantes pueden al-ternativamente ser ensayados mediante pruebas de pérdidas. Presión de prueba. Los sistemas sometidos a presión interior, diseñados para operar a tensiones superiores al 20% de la tensión de fluencia mínima deberán someterse a una presión prueba hidrostáti-ca no menor de 1,25 veces la presión de diseño en ese punto, la que será mantenida no menos de 4 horas.



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En los casos en que las presiones de prueba den lugar a tensiones circunferenciales que – basadas en el espesor nominal – excedan el 90% de la tensión mínima de fluencia, debe-rán tomarse precauciones especiales. Todas las partes de la tubería se inspeccionarán para detectar pérdidas y en aquellas su-perficies inaccesibles a la inspección, la prueba hidrostática será seguida de una prueba de pérdidas a una presión no menor de 1,10 veces la presión de diseño, la que será man-tenida por no menos de 4 hs. La Práctica Recomendada API RP 1110 puede utilizarse como guía para la prueba hidrostática en la que debe usarse agua, excepto en aquellos casos en que la disponibili-dad de petróleo líquido QUE NO SE VAPORICE justifique su empleo. Deben tenerse en cuenta los eventuales cambios de volumen por causa de los cambios de temperatura y sus efectos eventuales sobre los componentes sujetos a prueba, particular-mente en los sistemas de tuberías diseñados para trabajar a tensiones próximas a los valo-res admisibles. Los factores de corrección por temperatura dependen del tipo de tubería (Restringida o no en sus desplazamientos longitudinales). La magnitud del fenómeno depende de la canti-dad (volumen de agua) contenida por la inercia térmica que atenúa las consecuencias de los cambios de corta duración de la temperatura. Las tuberías y accesorios para transporte de dióxido de carbono serán secados antes de su puesta en servicio, para prevenir la formación de compuestos corrosivos que puedan afec-tarlos. Prueba de pérdidas. Puede utilizarse una prueba hidrostática o neumática de perdidas de una hora de duración en los componentes diseñados para trabajar a una tensión circunferencial menor al 20% de la tensión de fluencia mínima. La presión de prueba hidrostática será como mínimo 1,25 veces la presión de diseño del punto bajo consideración. La presión de prueba neumática será de 100 psi (7 bar) o el va-lor de la presión que corresponda a una tensión circunferencial nominal igual al 25% de la tensión de fluencia mínima, la que resulte menor. Pruebas de calificación. • Examen visual. De acuerdo al párrafo 436.5.1. • Propiedades a la flexión. En tuberías de especificación desconocida o que conformen

las especificación ASTM A 120, se requiere comprobar las propiedades a flexión cuando para el diseño se utilice una tensión de fluencia superior a 24.000 psi (165 MPa).



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Para tuberías de diámetro nominal de 2” o menos, las pruebas de flexión se efectuarán de conformidad con los requerimientos de ASTM A 53 o API 5L. Para tuberías de diámetro nominal mayor de 2”, las pruebas de aplanamiento (“Flat-tening”) deberán conformar los requerimientos de ASTM A53, API 5L o API 5 LU.

• Determinación de espesores. Cuando no se conozca el espesor, este debe medirse en

puntos ubicados a 90º, sobre un extremo de cada pieza de tubo. Si existen evidencias que los tubos pertenecen a un mismo lote de grado, tamaño y espesor nominal uni-forme, las mediciones deben efectuarse en no menos del 5% de cada largo individual y no menos del 10% de las piezas totales.

A partir de los valores medidos, el espesor nominal se determinará como el promedio de todas las mediciones efectuadas pero, en ningún caso podrá ser mayor que 1,14 veces el menor valor medido para tubos de 20” o menos de diámetro nominal y no mayor de 1,11 veces el menor valor medido para todos los otros casos.

• Determinación del factor de junta soldada. Cuando conozca el tipo junta longitudinal

o espiral, puede utilizarse el valor indicado en la Tabla 402.4.3. De otro modo, debe adoptarse un valor de 0,60 para tuberías de diámetro nominal menor de 4” y 0,80 para tuberías de diámetro mayor de 4”.

• Soldabilidad. Para tubos de especificación desconocida la soldabilidad debe ser acre-

ditada. Un soldador calificado efectuará una soldadura circunferencial bajo las condi-ciones más severas y utilizando el procedimiento calificado correspondiente. El tramo de tubería se considerará soldable si supera los ensayos establecidos en el Párrafo 434.8.5.

La cantidad de pruebas a efectuar se establece en la tabla siguiente.

• Determinación de la tensión de fluencia. Cuando se desconocen las propiedades me-

cánicas básicas de las piezas de tubería (Tensión de fluencia, Tensión de rotura y alargamiento a rotura), esas propiedades pueden acreditarse mediante los ensayos es-



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pecíficos previstos en las Normas API 5L o API 5LU, que deben efectuarse al núme-ro mínimo de probetas que indica la tabla siguiente.

• Valor mínimo de la tensión de fluencia. En tuberías que respondan a una especifica-

ción desconocida, la tensión de fluencia se determinará como sigue:

a. Calcular el promedio de los valores de ensayo. b. Tomar 80% del valor promedio. c. Compararlo con el menor valor obtenido en los ensayos y adoptar el menor de

ambos. d. En ningún caso se adoptará un valor superior a 52.000 psi (358 MPa) e. Cuando la relación tensión de fluencia a rotura promedio supere a 0,85 se

adoptará un valor de 24.000 psi (165 MPa). • Registros. La compañía operadora dispondrá de archivos para mantener los registros

del diseño, construcción y pruebas de cada línea principal encuadrada dentro del Có-digo.

Esos registros incluirán las especificaciones de los materiales, mapas de ruteo o ten-dido y hojas de alineamiento para la condición “conforme a obra” (“As built”), la ubicación de cada tamaño, tipo, grado, espesor y fabricante de cada tramo de tubería. Se deberá incluir el tipo de recubrimiento, datos de pruebas y para las tuberías de transporte de dióxido de carbono los requerimientos de tenacidad. Los registros deberán mantenerse durante la vida completa de la instalación.



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PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (CAPÍTULO VII) General. Cada compañía operadora puede desarrollar procedimientos de operación y mantenimien-to adecuados desde el punto de vista de la seguridad pública, basándose en los requeri-mientos del Código, la experiencia y el conocimiento de la compañía sobre sus instala-ciones y las condiciones en la que estas operan. Las guías y procedimientos establecidos en el Código no relevan a la compañía de la res-ponsabilidad de actuar en forma prudente ante cada situación normal o anormal que pue-da presentarse. Debe disponerse de equipamiento del tipo, capacidad y en cantidades apropiadas para su utilización en todas las áreas de trabajo y facilidades en las que se opere con amoníaco líquido anhidro. Tal equipamiento deberá incluir como mínimo los siguientes elementos:

Máscara de protección facial completa Máscara de aire independiente Guantes ajustados Anteojos de seguridad Calzado de seguridad Ropa de seguridad Accesibilidad a ducha con no menos de 50 Gal (190 litros) de agua limpia en un

contenedor abierto El personal deberá ser entrenado en el correcto empleo de los elementos de seguridad y la ropa de seguridad será de tela engomada impermeable o resistente al ataque del amonía-co. Planes de operación y mantenimiento. Cada compañía operadora de instalaciones construidas de acuerdo con los requerimientos del Código deberá:

Poseer documentos escritos conteniendo los planes detallados y programas de en-trenamiento del personal involucrado en las actividades de operación y manteni-miento, para las condiciones normales, de acuerdo con los propósitos del Código. Las características esenciales de dichos planes y programas se describen en los párrafos 451 y 452.

Disponer de un plan escrito para el control de la corrosión interna y externa de tu-berías nuevas y existentes, incluyendo los requerimientos del Párrafo 453 y del Capítulo VIII (Control de corrosión).

Disponer de un plan escrito de emergencia de acuerdo con los requerimientos del Párrafo 454. Este plan debe contemplar el entrenamiento del personal y establecer las vinculaciones con instituciones públicas que puedan estar involucradas.



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Disponer de un plan para enfrentar los cambios en las condiciones que puede afectar la integridad y la seguridad de los sistemas de tuberías.

Establecer contactos con autoridades jurisdiccionales que emiten permisos de ex-cavación para evitar daños a las tuberías causados por obras de terceros.

Establecer procedimientos para analizar las fallas y accidentes, determinar las causas y prevenir su recurrencia.

Mantener mapas y registros para administrar adecuadamente los planes y proce-dimientos.

Disponer de procedimientos para el cierre y abandono de los sistemas de tuberías. Establecer los planes y procedimientos enfocando las zonas o áreas de mayor

riesgo potencial. Operar y mantener el sistema de tuberías de conformidad con los requerimientos

del Código. Establecer un sistema de revisión y modificación de los procedimientos para

adaptarlos a las condiciones de operación y riesgo imperantes en cada momento. Operación y mantenimiento de la tubería. Presión de operación. Deben tomarse precauciones para evitar que la presión actuante en cada punto de la tube-ría exceda el valor de la presión de diseño correspondiente. Se deberán tener en cuenta los posibles incrementos transitorios de presión que puedan exceder los límites permiti-dos en el diseño (Menores de 1,10 veces la presión de diseño). Comunicaciones. Se deberá mantener una central de comunicaciones para garantizar la operación segura bajo condiciones normales y de emergencia. Marcas. Se instalarán marcas sobre cada línea a cada lado del camino, carretera, ferrovías y cruces de corrientes que permitan localizar e identificar el sistema. Esas marcas no se requieren cuando se trata de líneas costa afuera (“Offshore”). Las marcas y carteles permitirán identificar la compañía operadora y – cuando sea posi-ble – indicar el teléfono de emergencia al cual llamar. Mantenimiento de los derechos de paso. El derecho de paso será mantenido adecuadamente para tener clara visibilidad y acceso razonable a las cuadrillas de mantenimiento. Patrullado. Cada compañía operadora deberá organizar y mantener programas de patrullado de las líneas para observar visualmente el estado general de las instalaciones, de los derechos de paso, descubrir perdidas, observar actividades de construcción en el área y tomar cono-cimiento de cualquier actividad que pueda afectar la seguridad y la operación de la línea.



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Se debe prestar particular atención a tareas de construcción de caminos, limpieza de zan-jas, excavaciones y de cualquier actividad que pueda producir daños a la instalación, afectando la operación y la seguridad pública. Los patrullajes deberán tener una frecuencia que no exceda de una vez cada dos semanas, excepto para las líneas de GLP o amoníaco líquido anhidro en las que el período de patru-llaje no excederá de una semana en zonas residenciales, comerciales o industriales. Reparación de líneas. Las reparaciones deberán efectuarse de acuerdo con el plan de mantenimiento que debe considerar la información contenida en la API Púb. 2200, API Púb. 2201, API RP 1107 y API RP 1111. El personal involucrado en las tareas de mantenimiento y reparación de líneas para el transporte de GLP, dióxido de carbono o amoníaco líquido anhidro deberá estar adecuadamente informado sobre las propiedades, características y riegos potencia-les de esos líquidos. Cuando se utilicen fluidos inertes para desplazar sustancias peligrosas de las áreas a in-tervenir, las operaciones deberán realizarse de acuerdo con procedimientos escritos espe-cíficos. Debido al riesgo potencial implícito, esos procedimientos deben tener en cuenta las siguientes cuestiones relacionadas con el gas inerte:

Caudal máximo Presión Temperatura de inyección Disposición del gas inerte Procedimientos de seguridad

El procedimiento deberá ser supervisado de acuerdo con los requerimientos del Párrafo 451.6(a). Disposición de defectos. • Limites de imperfecciones y defectos.

1. Todas las ranuras y marcas con profundidades mayores al 12,5% del espesor de-berán ser eliminadas.

2. Las depresiones que cumplan alguno de los siguientes requerimientos deberán ser eliminadas: Afectan la curvatura en una costura circunferencial Contienen ranuras, marcas, etc. La profundidad exceden ¼” en tuberías con un diámetro nominal de menos de

4” o el 6% del diámetro nominal en los demás casos. 3. Todo material afectado por quemaduras de soldadura debe ser eliminado. 4. Todas las fisuras deben ser eliminadas o reparadas,



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5. Todas las soldaduras que no satisfagan los requerimientos aplicables será removi-da o reparada.

6. Corrosión general. Cuando el área afectada sea pequeña, el tramo de tubería será reemplazado y cuando la extensión sea mayor, podrá disminuirse la presión de operación convenientemente.

7. Picado o corrosión localizada. La tubería será reemplazada, reparada u operada a una presión reducida, según resulte conveniente. El método que se describe a continuación aplica cuando el espesor de pared remanente es menor al 80% del espesor nominal, pero no debe utilizarse cuando la corrosión se encuentre localizada en costuras soldadas eléctricamente (ERW) o inducción eléctrica. Tampoco puede utilizarse cuando la pérdida de metal esta orientada en la di-rección circunferencial a lo largo de o en una soldadura circunferencial o en la zona afectada por el calor (HAZ).



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8. Las áreas en las que por amolado el espesor haya quedado reducido por debajo del espesor de diseño (Párr. 404.1.2) menos la tolerancia de fabricación pueden anali-zarse de acuerdo con el procedimiento del párrafo anterior. La norma ASME B31G8 puede ser utilizada como guía.

9. Todo tramo de tubería en la que se produzcan pérdidas deberá repararse o reem-plazarse.

A partir de los gráficos y/o curvas anteriores se determina la máxima extensión longitu-dinal de la cadena de corrosión y se lo compara con el valor medido extrapolado en fun-ción de la tasa de daño medida o estimada. • Reparaciones admisibles en tuberías.

Siempre que resulte posible, la tubería debe sacarse de servicio para proceder al re-emplazo de los tramos afectados. Cuando ello no resulte posible, las reparaciones pueden efectuarse mediante la insta-lación de un manguito partido completa (360º alrededor del tubo). Para la reparación de indentaciones podrá utilizarse un relleno endurecible epóxico, que llene el espacio entre el manguito y la tubería, para restaurar el perfil y las dimen-siones originales del tubo antes de la instalación del manguito. En la reparación de fisuras que no producen pérdidas, contenidas en materiales que podrían comportarse de modo frágil, se deberán tomar previsiones para igualar la pre-sión interior de la tubería y del manguito. Cuando no resulte posible sacar la tubería de servicio, las pérdidas menores y áreas localizadamente corroídas (excepto por la presencia de fisuras) pueden repararse me-diante la instalación de un parche de acuerdo con las previsiones de los párrafos apli-cables [451.6.2(c)]. Cuando no resulte posible sacar la tubería de servicio, los defectos en soldaduras pro-ducidos por el material de relleno, pequeñas zonas corroídas, ranuras y quemaduras del arco pueden repararse depositando metal de aporte según el párrafo 451.6.2(c)(9), previa remoción por amolado.

• Métodos de reparación. Las soldaduras de reparación deben efectuarse utilizando procedimientos y soldado-res calificados de acuerdo con el párrafo 434.8.3 de la API RP 1107. Los soldadores deben estar familiarizados con las precauciones de seguridad necesarias.

8 Remaining Strength of Corroded Pipelines.



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Los parches que se instalen deberán tener sus vértices redondeados convenientemente y tendrán un ancho mínimo de 150 mm en la dirección longitudinal. Los materiales utilizados en los parches serán del mismo material, tipo y grado, o me-jores que los de la tubería. La instalación de parches estará limitada a tuberías de 12” o menos, que conformen la especificación API 5L, Grado X42 o inferior. Los parches serán vinculados a las tuberías mediante soldaduras de filete. El uso de parches insertados esta prohibido. La longitud de los parches de circunferencia completa tendrán una longitud mínima de 100 mm y cuando el espesor del parche sea mayor al de la tubería, sus cantos de-berán chaflanarse para reducir su espesor al de la pared del tubo. Las reparaciones que se efectúen en tubos revestidos incluirán la restauración poste-rior del recubrimiento, incluyendo el de los manguitos que se instalen. Cuando la reparación se haga con la tubería en servicio, la presión se deberá reducir convenientemente para efectuar la reparación de un modo seguro. Otros requerimientos pueden consultarse en el párrafo aplicable del Código.

• Pruebas a las reparaciones en tuberías que operan a más del 20% de la tensión de fluencia mínima. Cuando una sección sea reemplazada como un cilindro completo, el tramo de reem-plazo será sometido a las pruebas de presión requeridas para la tubería en el párrafo 437.4.1. Las pruebas pueden efectuarse sobre el tramo antes de su instalación, siem-pre que las soldaduras que se efectúen a posteriori sean inspeccionadas radiográfica-mente o mediante otro método de END que no sea el examen visual.

• Disminución de la presión de operación en tuberías (“Derating”). Las tuberías corroídas o que contengan áreas reparadas por amolado pueden ser ope-radas a presión reducida como alternativa a la reparación. La nueva presión de opera-ción será determinada de acuerdo con los requerimientos del Párrafo 404.1.2, utili-zando el espesor remanente mínimo de la zona afectada. Para tuberías con corrosión localizada u áreas reparadas por amolado para el que no se satisfagan los requerimientos del Párrafo 451.6.2(a)(7), la presión de operación disminuida será calculada mediante la expresión siguiente.



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• Mantenimiento de válvulas. Las válvulas serán inspeccionadas, mantenidas cuando sea necesaria y operada al me-nos una vez por año para verificar su correcto funcionamiento.

• Ferrovías y carreteras que cruzan tuberías existentes. Cuando nuevas carreteras o ferrovías crucen por encima de tuberías existentes, debe-rán analizarse las nuevas condiciones de carga para determinar la posibilidad de ac-ciones correctivas cuando las nuevas tensiones calculadas excedan el 90% de la ten-sión de fluencia mínima (verificación estática) y satisfaga los límites de fatiga (API RP 1102).

• Tramos verticales de plataformas en aguas tierra adentro. Estos tramos serán inspeccionados no menos de una vez por año en la zona de salpi-cado y por encima de ella.

• Operación y mantenimiento de estaciones de bombeo, terminales y tanques. Se deberán establecer procedimientos para la puesta en marcha, operación y parada, cuyo cumplimiento deberá ser controlado por la compañía operadora. Esos procedi-



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mientos deberán incluir medidas preventivas y procedimientos de verificación que ga-ranticen su correcto funcionamiento. Las presiones de descarga y los caudales serán monitoreados y registrados periódica-mente para detectar posibles apartamientos de las condiciones normales y tomar las acciones correctivas necesarias.

• Controles del equipo de protección. Los equipos de protección deberán someterse a inspecciones periódicas para asegurar su correcto funcionamiento. Las válvulas de alivio de recipientes de almacenamiento conteniendo GLP, dióxido de carbono o amoníaco líquido anhidro deberán probarse al menos una vez cada cinco años.

• Recipientes de presión. Rodos los recipientes de almacenamiento serán sometidos a inspecciones periódicas registradas. Entre los aspectos a cubrir se encuentran:

1. Estabilidad de las fundaciones. 2. Condición general del fondo, la envolvente, escaleras, techos, etc. 3. Venteos y equipamiento de seguridad. 4. Condición de los diques de contención de derrames y paredes para fuego.

Para la limpieza de los tanques se utilizará la API Púb. 2015.

• Almacenamiento de materiales combustibles. Todos los combustibles que deban almacenarse en cantidades superiores a las que se requieren para el consumo diario, que no sean las que se utilizan normalmente en las casas de bombas, se almacenarán en edificios separados, construidos con materiales ignífugos. Los tanques de almacenamiento sobre el terreno serán protegidos de acuerdo con la NFPA 30.

• Plan de emergencia. Se establecerá un plan de emergencia escrito que se pondrá en práctica en caso de eventos de falla, accidentes, etc., que incluirá procedimientos para la pronta resolu-ción y remedio de situaciones que puedan afectar la seguridad y la salud públicas, da-ños al personal, medio ambiente y propiedades, limitando la descarga de las sustan-cias transportadas.



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Se incluirán previsiones para el entrenamiento del personal, incluyendo el conoci-miento de las particularidades de las sustancias involucradas. Se organizarán revisio-nes periódicas del plan con el personal, a intervalos no mayores de los seis meses. Los procedimientos incluirán contactos con oficinas públicas, departamentos de bom-beros, policía, defensa civil, etc. para actuar en forma coordinada en caso de eventos que lo requieran. Se deberán considerar los medios para trasladar o permitir el traslado del personal a los sitios que requieran los roles asignados. Otras particularidades del Plan de Emergencia pueden consultarse en el Párrafo 454 del Código.

• Registros. Para propósitos de operación y mantenimiento, se deberán mantener los siguientes re-gistros:

1. Datos operacionales necesarios. 2. Novedades de las actividades de patrullado. 3. Registros de corrosión (Párrafo 465, Capítulo VIII) 4. Registros de pérdidas y roturas. 5. Actividades de rutina o inusuales. 6. Reparaciones.

• Calificación de sistemas de presión para aumentar la presión de operación.

Para incrementar la presión de operación de sistemas diseñados para operar a un ten-sión circunferencial mayor del 20% de la tensión de fluencia mínima, deben efectuar-se las siguientes actividades:

1. Revisar el diseño y las pruebas previas para determinar la factibilidad del in-cremento proyectado. (Este requisito demuestra fehacientemente la necesidad de disponer de registros de información convenientemente archivados y acce-sibles en el momento en que se lo requiera)

2. Inspeccionar el estado de la tubería y de los registros de operación, manteni-miento, control de corrosión, etc.

3. Reparar todos los defectos que lo requieran.

Superadas las instancias anteriores, el juicio de un profesional competente podrá de-cidir la factibilidad del aumento en la presión de operación a un valor que no podrá exceder el valor máximo permitido por el Código para material nuevo. El incremento de la presión al nuevo valor se efectuará en forma gradual y por etapas de suficiente duración para evaluar que puede procederse al siguiente incremento de un modo seguro.



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• Abandono de tuberías.

El proceso de abandono de tuberías requiere de:

1. Desconectar la tubería de las fuentes de fluido a transportar. 2. Purgar la tubería para eliminar el contenido, mediante el empleo de un gas

inerte y posterior sellado de los extremos.



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CONTROL DE CORROSIÓN (CAPÍTULO VIII)

Los requerimientos del Capítulo VIII son aplicables a tuberías de construcción nueva y a tuberías usadas. Las técnicas de inspección y evaluación deben adecuarse al tipo de tubería, fluido trans-portado, agresividad del medio ambiente operativo y requieren de un elevado juicio y competencia profesional para cumplir su cometido. Algunos requerimientos del Código pueden obviarse en situaciones específicas para las que la compañía pueda comprobar que los objetivos expresados se han cumplido. En otras circunstancias, puede ser necesario incrementar o complementar los requeri-mientos del Código. Los procedimientos escritos para el control de corrosión, incluyendo el diseño, instala-ción y mantenimiento de sistemas de protección catódica deben estar preparados y pues-tos en práctica bajo la supervisión y dirección de personal técnico con experiencia en los métodos de control de corrosión. Las especificaciones NACE RP-01-69 y NACE RP-06-75 proveen guías que pueden usarse para satisfacer los requisitos del Código y para el monitoreo y mantenimiento de los sistemas de protección catódica. El personal afectado deberá disponer del equipamiento y la instrumentación necesaria para el correcto desempeño de las tareas. Control de la corrosión externa de tuberías enterradas o sumergidas. Instalaciones nuevas. • General.

Todos los componentes de los sistemas nuevos enterrados o sumergidos estarán so-metidos al control por corrosión exterior, excepto que la compañía operadora pueda demostrar mediante ensayos, investigación o experiencia en el área de aplicación que no existen condiciones para el desarrollo de corrosión. No obstante, dentro de los doce meses posteriores a la instalación, se efectuará una inspección eléctrica de la tubería enterrada o sumergida. En caso que esta inspección indique la presencia de corrosión, el sistema deberá recibir protección galvánica. En caso que no se instale dicha protección, el sistema deberá ser inspeccionado cada cinco años, debiendo instalar la protección catódica en caso que la inspección eléctri-ca indique la presencia de mecanismos de corrosión activos.



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La protección externa de tuberías enterradas o sumergidas podrá cumplirse mediante recubrimientos protectores apropiados y la instalación de sistemas de protección ca-tódica. La distancia mínima entre la superficie externa de la tubería y cualquier otra estructu-ra enterrada será de 300 mm.

• Recubrimientos protectores.

Tendrán las siguientes características:

1. Mitigar la corrosión. 2. Tener suficiente adherencia con el metal para evitar la migración de humedad

a la interfase. 3. Ser suficientemente dúctil para no resquebrajarse. 4. Tener suficiente resistencia para resistir las condiciones de manipuleo, esfuer-

zos durante el rellenado de las zanjas, presión del terreno, etc. 5. Ser compatible con los sistemas de protección catódica.

Las irregularidades en las soldaduras que sobre-salgan la capa de recubrimiento de-ben ser eliminadas. Los recubrimientos protectores serán inspeccionados antes de ubicar el tubo dentro de la zanja. Los recubrimientos no conductores deberán tener baja absorción de humedad y pro-porcionar elevada resistencia eléctrica. Cuando las tuberías revestidas sean instaladas mediante perforación (en lugar de zan-jas a cielo abierto) deberán tomarse precauciones especiales para evitar daños a los recubrimientos. Las operaciones de llenado de zanjas deben ser controladas para prevenir daños a los recubrimientos protectores.

• Sistemas de protección catódica.

Los sistemas de protección catódica deben incluir previsiones que permitan determi-nar el grado de protección efectiva que proveen. El sistema de protección catódica se instalará antes de transcurrido un año de finali-zada la construcción de la tubería. Los propietarios de otras instalaciones enterradas o sumergidas cuyas propiedades pudieran verse afectadas por la instalación de los sistemas de protección catódica de-berán ser informados.



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Las instalaciones eléctricas deberán realizarse de conformidad con los requerimientos del National Electric Code, NFPA 70, API RP 500C y toda regulación, ley o regla-mentación local que sea aplicable.

• Aislamiento eléctrico.

Las tuberías enterradas o sumergidas deberán aislarse eléctricamente en todas las in-terconexiones con sistemas ajenos, excepto que el sistema de protección catódica in-volucre a ambos sistemas como unidad. Debe evitarse la instalación de aislaciones en medios inflamables o explosivos y cuando ello no resulte posible, se requieren de precauciones especiales para evitar ac-cidentes por el peligro de ignición por arco eléctrico. Deben tomarse precauciones para las tuberías que – por su proximidad a torres de alta tensión – puedan estar sometidas a corrientes inducidas o la acción de rayos. La espe-cificación NACE RP-01-77 proporciona guías para tratar los casos en que puedan desarrollarse problemas de interferencias. Se deben realizar ensayos eléctricos para detectar contactos no intencionales con es-tructuras metálicas enterradas para corregir cualquier situación anormal que pudiera encontrarse. Cuando se separa un tramo o una tubería del conjunto, debe instalarse un conductor entre las partes, que deberá mantenerse hasta que las partes vuelvan a unirse.

• Terminales de prueba.

Se instalarán suficientes terminales de prueba para efectuar las mediciones eléctricas requeridas por los programas de control de corrosión por este medio, asegurando la efectividad de los sistemas de protección catódica. Los terminales de prueba se instalarán teniendo en cuenta lo siguiente:

1. Se evitarán las uniones que produzcan concentración de tensiones. Podrán

unirse directamente a la pared de la tubería utilizando soldadura de baja tem-peratura con óxido de aluminio u óxido de cobre, limitando la carga del cartu-cho a 15 g. También podrán usarse soldaduras blandas de baja temperatura de aplicación.

2. Se deberán extremar las precauciones para evitar la rotura o despegue de los terminales durante las operaciones de llenado de la zanja.

3. Los puntos de unión serán impermeables al agua y todos los componentes de-berán ser aislados eléctricamente utilizando materiales compatibles.

• Interferencia eléctrica.



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Deben tenerse en cuenta las probabilidades de corrosión por la acción de corrientes errantes de la tierra. Las especificaciones NACE RP-01-69 y NACE RP-02-77 pro-porcionan guías al respecto. La protección del sistema contra la corrosión inducida por la acción de corrientes erráticas se efectuará mediante uniones metálicas (conductores), protección catódica incrementada, recubrimientos protectores adicionales o mejorados, etc.

Instalaciones existentes. • General.

La compañía operadora deberá disponer de procedimientos para determinar la condi-ción de las superficies exteriores de sus instalaciones de tuberías enterradas o sumer-gidas y para tomar las acciones correspondientes en función de los resultados que de-berán incluir (pero no limitarse a) lo siguiente:

1. Examinar y estudiar los registros de inspecciones previas y realizar inspeccio-

nes adicionales donde se reconozcan mayores riesgos potenciales de ataque por corrosión.

2. Instalar sistemas de protección catódica en todos los sistemas que están recu-biertos.

3. Las presiones de operación de tuberías no-recubiertas no será incrementada hasta que haya sido eléctricamente probada y se asegure el estado y condición mediante otras acciones apropiadas.

• Monitoreo.

Las facilidades de protección de instalaciones nuevas y usadas serán mantenidas en buenas condiciones de servicio. Las inspecciones de los sistemas con protección ca-tódica, incluyendo las pruebas de corrientes erráticas se efectuarán a intervalos que no superen los 15 meses. La evidencia que los sistemas de protección catódica funcionan adecuadamente se demostrará mediante los criterios listados en “Criteria for Cathodic Protection, Sec-tion 6” de la especificación NACE RP-01-69 o la Sección 5 de la NACE RP-06-75. El tipo, ubicación y cantidad de las pruebas y ensayos se determinará con debida atención a lo siguiente:

1. Antigüedad de la instalación o componente 2. Antecedentes de pérdidas. 3. Condición de la tubería al momento de instalar el sistema de protección cató-

dica. 4. Agresividad del ambiente. 5. Probabilidad de pérdida de protección debida a actividades de construcción u

otras causas circunstanciales.



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6. Método de aplicación del sistema de protección catódica y vida de servicio esperada.

7. Riesgos para la seguridad pública y de los empleados.

Los terminales de prueba requeridos para la protección catódica estarán mantenidos de modo tal que puedan obtenerse mediciones eléctricas representativas de la efecti-vidad de la protección. Los dispositivos de protección catódica, rectificadores, etc., se inspeccionarán en in-tervalos que no superen los dos meses. Todos los dispositivos de protección, incluyendo llaves inversoras, diodos y conexio-nes para prevenir interferencias, cuya falla pudiera afectar la protección de la estruc-tura, serán verificados a intervalos que no superen los dos meses. Otras conexiones serán verificadas una vez al año y en ningún caso en intervalos mayores a los quince meses. Los componentes no recubiertos de sistemas de tuberías que no requieran protección catódica deberán ser inspeccionados eléctricamente en intervalos que no superen los cinco años. En las áreas en que se detecte actividad corrosiva, deben instalarse siste-mas de protección catódica. El descubrimiento de picado o corrosión localizada dará lugar a una investigación tendiente a determinar las causas y la extensión de las zonas dañadas. En función de los resultados de tal análisis, podrá ser necesario instalar o incrementar los sistemas de protección catódica.

Control de la corrosión interna. Instalaciones nuevas. Es generalmente necesario controlar la corrosión interna de los tubos de transporte de pe-tróleo y productos derivados para preservar la eficiencia de las instalaciones, proteger la calidad de los productos transportados (podrían verse afectados por los procesos de co-rrosión) y preservar la calidad de las superficies interiores de las tuberías. La especifica-ción NACE RP-01-75 proporciona guías útiles para el desarrollo de los programas de monitoreo. Las operaciones de raspado (“Scrapping”), deshidratación, inhibición o protección me-diante revestimientos interiores son los métodos y acciones que pueden desarrollarse para controlar y prevenir la corrosión interna de las tuberías. Cuando se utilicen técnicas de deshidratación o inhibición, deben tomarse probetas sufi-cientes para determinar la efectividad del programa de control de la corrosión.



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Los inhibidores serán seleccionados de modo de no causar otros tipos de deterioros en las tuberías y deben ser utilizados en cantidades suficientes para que sean efectivos. Los recubrimientos interiores deberán seleccionarse en tipo y espesores adecuados para su propósito (Instrucciones del fabricante). Para los propósitos del Código, el amoníaco líquido anhidro deberá contener un mínimo de 0,20% de agua en peso para inhibir el desarrollo de los mecanismos de corrosión bajo tensión (SCC). Cualquier agregado de agua para estos propósitos se efectuará utilizando condensado de vapor o agua destilada. Tuberías existentes. La compañía operadora establecerá procedimientos escritos para el control de la corro-sión interior de las instalaciones en uso y la puesta en marcha de las acciones correctivas que sean requeridas en función de los resultados. En la preparación de esos procedimientos se tendrán en cuenta los registros de resultados de inspecciones anteriores, complementadas con nuevas inspecciones y pruebas según se considere necesario. Las acciones correctivas se tomarán teniendo en cuenta las recomendaciones del Párrafo 464, que se resumen un poco más adelante. Cuando se empleen técnicas de raspado, deshidratación, inhibición, etc. debe controlarse su efectividad mediante el empleo de probetas u otras técnicas de monitoreo que deben efectuarse a intervalos que no superen los seis meses. Deben efectuarse inspecciones a la superficie interna de las tuberías siempre que resulte posible. Circunstancias tales como el retiro de parte de la tubería para su reemplazo per-mite la inspección de las partes retiradas y de las adyacentes. Control de la corrosión externa de tuberías expuestas a la atmósfera. En las instalaciones nuevas, los componentes expuestos a la acción de la atmósfera serán adecuadamente protegidos mediante el uso de acero resistente a la corrosión, recubri-mientos protectores o pintura, excepto que la compañía operadora pueda demostrar que ello no es necesario. El tipo y métodos de aplicación de los recubrimientos deberán efectuarse siguiendo las indicaciones del fabricante. Las tuberías existentes serán inspeccionadas de acuerdo con el planeamiento establecido, tomando las acciones correctivas que se requieran cuando se detecte evidencia de deterio-ro. Estas acciones dependerán de los mecanismos de daño detectados, de su intensidad y de los intervalos entre inspecciones programados.



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El monitoreo del estado de las tuberías a la atmósfera se efectuará a intervalos que no de-ben exceder de los 3 años. Medidas correctivas. En los casos en que los registros indiquen corrosión activa en alguna parte del sistema de tuberías que represente riesgos para la seguridad, esas partes de la tubería se tratarán de acuerdo con lo siguiente:

1. En casos de corrosión externa en tuberías enterradas o sumergidas, se instalará o incrementará protección catódica.

2. En caso de corrosión interna se adoptarán las mismas medidas correctivas que pa-ra las instalaciones nuevas, las que podrán incrementarse o combinarse en función de la tasa de corrosión detectada.

3. En caso de corrosión externa en tuberías en contacto con la atmósfera, podrán uti-lizarse, mejorarse o incrementarse los recubrimientos externos.

Las tuberías que se reemplazan por causa de la corrosión externa deben reemplazarse con tubo recubierto en caso de tratarse de tuberías enterradas o sumergidas. En caso de tuberías expuestas a la atmósfera podrán utilizarse materiales resistentes a la corrosión o tubos revestidos adecuadamente. Cuando una parte de la tubería sea reparada o reemplazada o la presión de operación debe reducirse por causa de los mecanismos de deterioro, debe considerarse la necesidad de incluir medidas de protección adicionales a las utilizadas hasta ese momento.



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TUBERÍAS PARA APLICACIONES FUERA DE LA COSTA (“OFFSHORE”) CAPÍTULO IX

Generalidades. Las reglas del Capítulo IX del Código se aplican únicamente a las instalaciones de tuberí-as marítimas, según se definen más abajo. Salvo que se indique expresamente lo contrario, las previsiones y requerimientos de los ocho primeros capítulos se aplican a las tuberías marinas. En caso de conflicto entre los requerimientos de dichos capítulos y los del Capítulo IX, prevalecerá este último. Este capítulo se declara expresamente como NO TOTALMENTE INCLUSIVO, requi-riendo del juicio y criterio profesional para todas aquellas situaciones que son considera-das expresamente. La Práctica Recomendada API RP 1111 puede utilizarse como guía. Alcance. El Capítulo IX cubre los requerimientos para el diseño, materiales, fabricación, instala-ción y los aspectos relacionados con la seguridad de la operación y mantenimiento de tu-berías “offshore”. Para los propósitos de este capítulo, se incluyen las tuberías verticales (“risers”), estaciones de bombeo “Offshore”, accesorios de tuberías, soportes, conecto-res y todo otro componente expresamente referenciado por este capítulo del Código. Condiciones de diseño. General. • Condiciones de diseño “Offshore”.

Existe un número de condiciones denominadas “Condiciones de diseño” que gobier-nan el diseño de los sistemas de tuberías. Algunas de las condiciones que deben esta-blecerse para el correcto diseño son:

1. Presión 2. Temperatura 3. Olas 4. Corrientes 5. Lecho marino 6. Viento 7. Hielo 8. Actividad sísmica 9. Movimientos de la plataforma 10. Profundidad de agua 11. Asentamiento de soportes 12. Cargas accidentales 13. Actividad de buques 14. Actividades de pesca (comerciales) y recreacionales en general



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El diseño de los sistemas “offshore” resulta muchas veces condicionado más por las condiciones imperantes durante la instalación que por las operativas.

Consideración de las condiciones de instalación. Todas las partes de los sistemas deberán diseñarse para la combinación más desfavorable de las cargas de instalación y las ambientales, actuando concurrentemente y a las que el sistema pueda estar sometido.

• Cargas durante la instalación.

Las cargas que deberían considerarse como cargas de instalación son:

1. Peso de componentes: a. Tubería b. Recubrimientos incluyendo el agua absorbida c. Agregados permanentes o semi-permanentes a la tubería d. Contenido de agua en caso que la tubería se inunde durante la instalación

2. Cargas de flotación 3. Presión externa 4. Cargas estáticas provocadas por el equipamiento utilizado

• Cargas ambientales durante la instalación.

Deberían considerarse las siguientes acciones:

1. Olas 2. Corrientes 3. Viento 4. Mareas 5. Hielo 6. Cargas dinámicas impuestas por el equipamiento y el movimiento de buques 7. Acciones de tormentas para períodos de recurrencia de un año o tres veces el

tiempo estimado para la construcción, el mayor de ambos.

Los cambios potenciales en las condiciones de diseño durante la instalación deben te-nerse en cuenta mediante planes de contingencia y también en las etapas de diseño.

• Suelos. Las características de los suelos deben considerarse en los estudios de estabilidad du-rante el período de instalación y cuando se desarrollen los procedimientos de montaje para lo siguiente:

1. Instalación de tubos verticales en tubos de tracción (“Pull Tubes”). 2. Tendido de curvas horizontales en el ruteo de la tubería. 3. Arrastre de tuberías del fondo 4. Cavado y llenado de zanjas.



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Consideraciones de cargas operativas de diseño. 1. Cargas para el diseño operativo.

Todas las partes de la instalación serán diseñadas para la combinación más crítica de cargas de operación y ambientales, actuando concurrentemente. La combinación más crítica dependerá del criterio operativo de la compañía operadora durante períodos de tormenta.

2. Cargas operativas. Las siguientes cargas serán consideradas como operativas:

1. Peso de los siguientes elementos a. Tubería b. Recubrimientos incluyendo el del agua absorbida c. Aditamentos permanentes o semi-permanentes d. Peso de la sustancia transportada

2. Flotación 3. Presión interna y externa 4. Contracción y expansión térmica 5. Cargas residuales 6. Sobrecargas 7. Cargas de impacto tales como las causadas por buques pesqueros

3. Cargas ambientales durante la operación.

Se considerarán las siguientes cargas:

1. Olas 2. Corriente 3. Viento 4. Mareas 5. Cargas originadas en el hielo

a. Peso b. Impactos c. Barrido

6. Eventos sísmicos 7. Cargas del suelo inducidas dinámicamente

a. Aludes b. Licuación

Las cargas de naturaleza estocástica deben definirse para períodos de recurren-cia de no menos de 100 años.

4. Suelos.



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Cuando se efectúen análisis de estabilidad y luces máximas para el tendido de tuberí-as en lechos marinos irregulares, se deben tener en cuenta las particularidades del sue-lo.

Cargas hidrostáticas de prueba. Todas las partes de las tuberías “Offshore” estarán diseñadas para más crítica combina-ción de las cargas durante la prueba hidrostática y las cargas ambientales, actuando con-currentemente y a las que el sistema podrá estar sometido. 5. Cargas de prueba hidrostática.

Las cargas que puede anticiparse estarán presentes en la prueba hidráulica son: 1. Peso de los siguientes elementos

a. Tubería b. Recubrimientos incluyendo el del agua absorbida c. Aditamentos permanentes o semi-permanentes d. Peso del agua empleada en la prueba

2. Flotación 3. Presión interna y externa 4. Contracción y expansión térmica 5. Cargas residuales 6. Sobrecargas

6. Cargas ambientales durante la prueba hidrostática.

Deben considerarse las siguientes acciones: 1. Olas 2. Corrientes 3. Viento 4. Mareas

El período de recurrencia para las cargas caracterizadas estadísticamente será de un año.

7. Suelos. Deben considerarse las particularidades del suelo y su influencia en los esfuerzos a los que estará sometida la tubería durante la prueba.

Consideraciones en la selección del tendido. Para definir el tendido (ruteo) de la tubería se tendrán en cuenta las ubicaciones que con-duzcan a los menores esfuerzos de instalación, pruebas y operación, así como al equipa-miento que se anticipa estará disponible. Se conducirán exploraciones para identificar:

1. Materiales del lecho marino



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2. Constitución del sub-lecho marino para identificar riesgos potenciales para la ins-talación y operación

3. Cuencas 4. Areas para fijaciones y fundaciones 5. Rutas marítimas de buques 6. Otras tuberías

Criterio de diseño. Tensiones admisibles y otros límites. El diseño y el análisis estructural para las condiciones de instalación se basarán en méto-dos de ingeniería aceptados, resistencia de materiales y condiciones de diseño aplicables. Criterios de diseño durante la instalación y pruebas. 1. Tensiones admisibles. El valor máximo de la tensión longitudinal debida a las cargas axiales y a los momen-

tos flectores estará limitado de modo de prevenir el pandeo y que no afecte la capaci-dad operativa de la tubería.

Otras tensiones debidas a cargas de instalación – tales como luces – se limitarán con

el mismo criterio. En lugar de un criterio de tensiones pueden emplearse criterios ba-sados en las deformaciones.

2. Diseño para prevenir el pandeo. Se tendrá en cuenta la acción de la presión exterior, flexión, torsión y cargas axiales,

impacto, tolerancias de fabricación (espesor de pared y ovalización) y otros factores aplicables.

El espesor de pared se seleccionará de modo de prevenir el colapso por pandeo local

y global. 3. Diseño para prevenir fallas por fatiga. La acción de las cargas variables será tenida en cuenta para prevenir daños y/o fallas

por fatiga. Las olas y las vibraciones producidas por el desprendimiento de vórtices son cargas que típicamente deben ser tenidas en cuenta.

4. Diseño para prevenir la fractura. La prevención de la fractura durante la instalación es tenida en cuenta al seleccionar

el material (ductilidad a bajas temperaturas), los detalles de diseño (embridamientos), los procesos de fabricación (conformados y soldadura) y limitando el nivel de tensio-nes máximos a valores seguros para los estados de cargas aplicables.

5. Diseño para prevenir la inestabilidad en el lugar.



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Debe tenerse en cuenta para las tuberías apoyadas en el lecho del mar. Cuando las tuberías sean instaladas en zanjas, la estabilidad debe ser investigada durante el tiem-po previo a su instalación definitiva y llenado de la zanja.

6. Impacto. Durante el período en que la tubería es susceptible de daños por impacto mientras se

completa la instalación y pruebas, deben tenerse en cuenta las siguientes amenazas:

a. Anclajes b. Lanchones y redes de pesca c. Buques d. Hielo e. Etc.

7. Tensiones residuales.

Los procesos de instalación se diseñaran de modo de inducir los menores niveles po-sibles de tensiones residuales, excepto que estos sean utilizados como un factor de di-seño.

Criterios de resistencia durante la operación. 1. Tensiones admisibles.

No excederán los valores que se indican a continuación: a. Tensiones circunferenciales.

( )1 2h y h i eDS F S S P Pt

≤ = −

b. Tensiones longitudinales.

2L yS F S≤



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c. Tensiones combinadas.

Alternativamente, las tensiones pueden combinarse de acuerdo con la teoría de fa-lla de Von Mises.

2 2 233h L h L t yS S S S S F S− + + ≤

d. Deformaciones. Cuando las tuberías experimenten un desplazamiento no-cíclico y previsible de sus soportes, los límites para las tensiones longitudinales y combinadas pueden reemplazarse por una deformación límite, en la medida en que la fluencia no afec-te la capacidad operativa de la tubería. El valor máximo de deformación permitido dependerá de la ductilidad del mate-rial, de la historia de deformaciones plásticas previas y de la capacidad de la tube-ría de experimentar deformaciones plásticas sin pandear localmente.

2. Diseño para prevenir el pandeo.



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La tubería deberá diseñarse con un adecuado margen de seguridad ante este modo de falla, considerando los modos locales y globales.

3. Diseño para prevenir la falla por fatiga. Deben considerarse los espectros de carga para todos los casos que puedan conducir a

la falla por fatiga y verificar los componentes para que no se excedan los límites ad-misibles para la vida a fatiga requerida para el equipo.

4. Diseño para prevenir la fractura. La prevención de la fractura durante la instalación es tenida en cuenta al seleccionar

el material (ductilidad a bajas temperaturas), los detalles de diseño (embridamientos), los procesos de fabricación (conformados y soldadura) y limitando el nivel de tensio-nes máximos a valores seguros para los estados de cargas aplicables

5. Diseño para prevenir la inestabilidad en el lugar. El diseño para prevenir la inestabilidad lateral y vertical del fondo esta gobernada por

las propiedades arqueológicas del suelo marino, de ciertos eventos transitorios (hidrodinámicos, sísmicos, etc.) que tienen una probabilidad de ocurrencia significa-tiva durante la vida de la tubería.

La tubería será diseñada para prevenir movimientos horizontales y/o verticales o será

diseñada de modo que esos movimientos queden limitados a valores que no den lugar a tensiones o deformaciones que excedan los valores admisibles.

Los factores típicos a considerar en el diseño para prevenir inestabilidades son:

a. Fuerzas de olas y corrientes b. Propiedades del suelo c. Hundimientos con los consiguientes incrementos en la luces no soportadas d. Licuación del suelo e. Derrumbes del lecho

La estabilidad puede mejorarse mediante los siguientes medios:

• Ajuste del peso de la tubería sumergida • Preparación de trincheras • Anclajes

Para el cálculo de las cargas hidrodinámicas, debe tenerse en cuenta que las fuerzas de las olas varían según la posición a lo largo de la tubería. El empleo de bloques de cemento intermitentes no esta permitido para líneas “offshore”.



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6. Diseño por expansión y flexibilidad. Deben efectuarse cálculos detallados considerando la tubería (enterrada o no) como un sistema espacial para determinar los esfuerzos en cada sección crítica que lo re-quiera. Esos esfuerzos (Momentos flectores, cargas axiales y momento torsor, deberán com-binarse de acuerdo con los requerimientos del Código, para verificar que no se exce-den los valores admisibles correspondientes (Párrafos A401.10 y 11). Cuando los lí-mites se establezcan sobre las deformaciones, los límites a aplicar serán los del Párra-fo A402.3.5(a)(4). Cuando las tuberías atraviesen zonas de falla o de actividad sísmica, debe considerar-se la necesidad de dotar a la tubería de la necesaria flexibilidad para soportar los des-plazamientos que se le impongan sin que se produzcan fallas catastróficas.

7. Diseño de soportes.

Los soportes deben diseñarse prestando atención al modo en que las cargas se trans-fieren a la tubería. Donde se prevé la existencia de tensiones locales elevadas puede ser necesario utilizar manguitos de circunferencia completa u otros medios apropia-dos para reducir las tensiones a valores aceptables. Todas las soldaduras que se realicen a la tubería deben ser analizadas por métodos de END apropiados al tipo de cordón. Los soportes deben diseñarse de conformidad con los requerimientos de la Práctica Recomendada API RP 2A-WSD.

8. Diseño de tuberías flexibles. Debido a la matriz de material compuesto, las tuberías flexibles tienen un comporta-miento mecánico sensiblemente diferente al de las tuberías metálicas. Este tipo de tuberías puede utilizarse siempre que cálculos apropiados o los resultados de pruebas demuestren su aptitud para las condiciones de servicio en las que serán utilizados. Se deberá prestar atención a la naturaleza permeable de estos tubos y a la posible rá-pida falla por descompresión del material de recubrimiento (API RP 17B).

EN LAS APLICACIONES “OFFSHORE”: • No se pueden utilizar tuberías con eficiencias de unión menores a uno. • El uso de codos en gajos (“Mittered”) esta prohibido. • No se pueden utilizar válvulas con cuerpo de fundición de hierro o de acero. • No se pueden utilizar bridas de fundición de hierro o acero. • No se puede reutilizar tuberías de especificación desconocida.



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Construcción. El transporte de las líneas deberá conformar los requerimientos de las Prácticas Reco-mendadas API RP 5LW o API RP 5L1, según corresponda. Las tuberías serán enterradas en los casos en que sea necesario debido a problemas de estabilidad, protección mecánica o prevención de interferencias con otras actividades ma-rítimas que se realizan en el área. Se deberán preparar registros conforme a obra incluyendo la posición de los ánodos, re-tenciones de pandeo (“Buckling Arresters”). Operación y mantenimiento. La compañía operadora dispondrá de un Plan para la revisión de las condiciones que afectan la integridad y la seguridad del sistema de tuberías, incluyendo previsiones para el patrullado periódico y el informe de actividades de construcción y cambios en las con-diciones. Cada operador de sistemas de tuberías mantendrá un programa de patrullaje para observar el estado y condición de las superficies, indicaciones de pérdidas, actividades de cons-trucción (realizadas por terceros) y cualquier otro factor que pueda afectar la seguridad y la operación de la tubería. Inspección. La compañía operadora deberá disponer de procedimientos de inspección escritos que aseguren la integridad de la tubería. Se deberá prestar particular atención a las áreas más susceptibles de daño por acciones exteriores. Tales áreas pueden incluir los cruces costeros, proximidades a la plataforma, rutas navie-ras, cruces de tuberías, áreas de aguas poco profundas, etc. Cuando se detecten condiciones que no satisfacen el diseño original, se debe determinar su aceptabilidad. En caso que no lo sean, deben ponerse en marcha las acciones necesa-rias para restablecer la seguridad operativa o aplicar un programa de abandono planifica-do de la tubería. La máxima presión operativa deberá reducirse de modo de satisfacer los requerimientos de los Párrafos 451.7 y A451.7. Los tubos verticales (“Risers”) serán inspeccionados visualmente con una frecuencia anual, con el propósito de detectar daños físicos y corrosión en la zona de salpicado y por encima de ella. Se determinará el tipo y extensión de todo daño que se observe y – cuando la integridad del “Riser” se encuentre afectada, este será reparado o reemplazado.



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Se prohibirá fumar en todas las áreas de la facilidad “Offshore” en las que – como conse-cuencia de pérdidas – puedan existir vapores inflamables o combustibles. Además de las previsiones del párrafo 460(a), se tendrá especial consideración al control de corrosión en tuberías “Offshore” debido a la natural dificultad para su inspección des-pués de su instalación. Se prestará particular atención a la selección, diseño y aplicación de las cubiertas protectoras, los sistemas de protección catódica, etc. La especificación NACE RP-06-75 proporciona guías útiles al respecto. Control de corrosión externa en tuberías “Offshore”. Todas las tuberías sumergidas y sus accesorios relacionados deberán estar revestidos ex-teriormente y poseer protección catódica. Recubrimientos protectores. Además de los requerimientos y recomendaciones del Párrafo 461.1.2(a) los recubrimien-tos protectores para tuberías “Offshore”, serán seleccionados para el tipo de ambiente en el que la facilidad será instalada, debiendo poseer las siguientes características:

• Baja absorción de agua • Compatibilidad con las temperaturas de operación • Compatibilidad con el método de aplicación • Suficiente tenacidad para resistir sin daños que afecten su capacidad, durante la

operación • Resistencia al ambiente marino en el que deberá operar • Facilidad de reparación en caso de daño • Resistencia al despegue catódico

El recubrimiento seleccionado deberá aplicarse de acuerdo con las instrucciones emitidas por el fabricante. Sistemas de protección catódica. Además de los requisitos del Párrafo 461.1.3(a), una tubería “Offshore” se considera ba-jo protección catódica cuando satisface uno o más de los criterios establecidos en la espe-cificación NACE RP-06-75. Se deberá prestar atención a los efectos de las variaciones de oxígeno, temperatura y re-sistividad del medio agua-suelo sobre el sistema de protección catódica. A diferencia de lo establecido para el caso de tuberías “Onshore”, Los sistemas de protección catódica deben instalarse contemporáneamente con el montaje de las tu-berías “Offshore”. Los propietarios de otras facilidades que pudieran verse afectadas por los sistemas de protección catódica deben ser informados.



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• Terminales de prueba. No se considera práctico instalar terminales de prueba en las tuberías “Offshore”. Sin embargo, debe considerarse la instalación de tales terminales en los “risers” de las plataformas, las tuberías en la propia plataforma y las tuberías en los cruces costeros.

• Interferencia eléctrica.

Cuando se instalen nuevas líneas de tuberías en la vecindad de otras existentes, se de-berá prestar atención a la posibilidad de interferencias eléctricas, tomando las precau-ciones necesarias para reducirlas a un mínimo.

• Monitoreo.

Se deberá controlar la efectividad de la protección catódica utilizando alguno de los criterios de la NACE RP-06-75. Cuando se efectúen reparaciones, se inspeccionarán las superficies por evidencia de corrosión externa o deterioro del recubrimiento protector, tomando las medidas co-rrectivas que sean necesarias.

Control de corrosión externo de sistemas “Offshore” expuestos a condiciones atmos-féricas. La alternativa de demostrar mediante pruebas, investigaciones o experiencia que la corro-sión atmosférica no es significativa no es aplicable al caso de estas tuberías. El tipo de recubrimiento seleccionado debe ser apropiado para el tipo de medio en el que opere la tubería. La preparación de las superficies y la aplicación del recubrimiento deberán efectuarse de acuerdo con las instrucciones del fabricante. En la selección del recubrimiento se tendrán en cuenta las siguientes características: • Baja absorción de agua • Resistencia a la acción del agua • Compatibilidad con el rango de temperaturas de operación • Resistencia al deterioro atmosférico • Resistencia al daño mecánico • Facilidad de reparación • La zona de salpicado de las tuberías deberá tener protección adicional contra la corro-

sión, utilizando recubrimientos más efectivos, materiales más resistentes a la corro-sión, etc.



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APÉNDICE I

Tuberías sometidas a presión exterior



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Diseño de tuberías sometidas a presión externa Metodo del ASME Boiler and Pressure Vessel Code

Referencias adicionales: API RP 2RD, API Bulletin 5C2 y API Bulletin 5C3 Para que esta metodología pueda aplicarse, deben cumplirse las tolerancias de fabrica-ción establecidas en el Párrafo UG-80, que se resumen brevemente a continuación:

1. La máxima diferencia entre el diámetro interno mayos y menor, en cualquier sec-ción debe ser menor que el 1%.

2. Cuando la sección pasa a través de aberturas, la diferencia máxima puede in-crementarse al 2%.

3. El máximo desvío de la forma circular medido radialmente no excederá el valor que se indica en la figura siguiente. Se deberá utilizar e = t o e = 0,2 t en caso que los puntos caigan por arriba o por debajo de las curvas limite respectivamen-te.

Calculo de la máxima presión radial.

1. Adoptar un valor para el espesor o utilizar el espesor de la tubería (t) 2. Calcular las relaciones geométricas Do/t y L/Do



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3. Cuando el valor de Do/t sea menor de 10 (Tubos de gran espesor) saltar al paso 7. 4. Con los valores Do/t y L/Do obtener el Factor A de la Figura G, Parte D, Sección

II del ASME B&PVC 5. Con el Factor A del paso anterior, obtener el Factor B de la figura aplicable para

el material del tubo (Sección II, Parte D, Subparte 3. Si el Factor A cae a la iz-quierda de la curva, ir al paso siguiente:

6. Calcular la presión externa máxima admisible: a. Si el Factor A cae a la izquierda de la curva

tDoAEPa

32

=

b. En caso contrario

tDo

BPa3

4=

7. Cuando la tubería tenga relaciones Do/t menores a 10, el factor B debe calcularse

siguiendo el mismo método anterior. Si la relación es menor de 4, el valor A pue-de ser calculado mediante la siguiente formula:

( ) 10,01,12 ≤=

tDo

A

a. Calcular la presión máxima utilizando el menor de los dos valores siguien-

tes:

( )

( ) ⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛−=

=

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛−=

tDo

tDo

SPa

SySmS

Bt

DoPa

1122

9,0;5,1min

0833,0167,21

Calculo de la máxima tensión de compresión axial

1. Calcular el Factor A



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tRA int

125,0=

2. Obtener el Factor B de la misma curva que para el caso de presión radial o, cuan-

do caiga a la izquierda de la curva, calcularlo mediante la siguiente formula:

2EAA =

3. La máxima tensión admisible será:

),min( BSmScomp =

Anillos de refuerzo

Cuando la tubería no sea capaz de soportar la presión externa a la que estará sometida, puede aumentarse el espesor o instalar anillos de rigidización, cuyo momento de inercia, combinado con el de la sección deberá ser mayor que: El momento de inercia disponible se calcula de acuerdo con el siguiente procedimiento:

1. Seleccionar un perfil y determinar el momento de inercia de la sección compuesta por el perfil y un ancho de la envolvente no mayor de tDoD 1,1= en total, re-partida a cada lado del plano del perfil. El momento de inercia se calcula respecto del baricentro de la sección compuesta.

2. Calcular el Factor B mediante la formula

⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛

+=

s

sL

At

DoPB43

3. Con el valor de B calculado, determinar el Factor A que corresponde en la curva

aplicable de la Sección II, Parte D, Subparte 3. Cuando el valor de B caiga por debajo de la curva, el valor de A se calcula mediante

EBA 2

=

4. Calcular el momento de inercia mínimo requerido mediante la siguiente formula:



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9,10

2 ALAtLDo

I s

ss

s

⎟⎠⎞⎜

⎝⎛ +

=

En unidades inglesas, longitudes en pulgadas, área en pulgadas cuadradas.

5. Comparar el momento de inercia disponible con el mínimo requerido y decidir en

consecuencia.



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ANEXO DE FIGURAS



Hoja 100 de 120



Hoja 101 de 120



Hoja 102 de 120



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APÉNDICE II

Verificación de esfuerzos en tuberías que cruzan por debajo de carrete-ras, sin camisas protectoras (API RP 1102) adaptado a los requerimien-

tos de la ASME B31.4



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Ecuaciones para el caso de tuberías por debajo de vías férreas (Las correspondientes a carreteras son similares)

1. Tensiones producidas por la carga de la tierra



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DEBKS eeHeHe γ= (1)

KHe Factor de rigidez (Fig. 3 en función de la relación espesor diámetro) Be Factor de enterramiento (Fig. 4 en función de la relación entre el diámetro

del agujero y el del tubo). 2. Tensiones producidas por las cargas vivas

2.1. Carga sobre la superficie

pAPw = (2)

P Carga de diseño por rueda (Ps) o por tandem (Pt) según correspon-da (Fig. 6). Los valores recomendados para el diseño son

lbfPs 000.12= Para ejes con simples lbfPt 000.10= Para ejes con bogies (Tandem) Ap Área de contacto (144 pulg2) Con los valores recomendados, la presion equivalente a la carga vale:

psiws 3,83= Para ejes simples psiws 4,69= Para ejes con bogies (Tandem)

2.2. Factor de impacto

Se recomienda utilizar un coeficiente de impacto (Fi) que depende de la pro-fundidad de tapada y que se obtiene de la Fig. 7, dependiendo si se trata de un cruce de vías férreas o de carretera. El coeficiente de impacto vale 1,75 para vías férreas y 1,50 para carreteras, ambos valores disminuyendo 0,03 unidades por pie adicional de tapada por encima de los cinco pies, hasta un valor mínimo de 1,00.

2.3. Tensiones cíclicas por las cargas vivas 2.3.1. Tensiones circunferenciales

wFNGKS iHHrHrHr =Δ (3) KHr Factor de rigidez (Fig. 8 en función de la relación espesor diámetro

y del Modulo resiliente del suelo que se obtiene de la Tabla A-2, Apéndice A)

GHr Factor de geometría (Fig. 9 en función del diámetro de la tubería y de la profundidad de tapada)

NH Factor que depende si se trata de bogies de simple o de doble eje. Para eje simple vale 1,00 en tanto que para eje doble debe obtener-



Hoja 106 de 120

se de la Fig. 10, en función de la profundidad de tapada y del diá-metro de la tubería.

2.3.2. Tensiones longitudinales

wFNGKS iLLrLrLr =Δ (4) KLr Factor de rigidez (Fig. 11 en función de la relación espesor diáme-

tro y del Modulo resiliente del suelo que se obtiene de la Tabla A-2, Apéndice A)

GLr Factor de geometría (Fig. 12 en función del diámetro de la tubería y de la profundidad de tapada)

NH Factor que depende si se trata de bogies de simple o de doble eje. Para eje simple vale 1,00 en tanto que para eje doble debe obtener-se de la Fig. 13, en función de la profundidad de tapada y del diá-metro de la tubería.

3. Tensiones debidas a las cargas interiores

Las tensiones circunferenciales se calculan con la formula

w

mH t

pDS2

=

4. Limites a las tensiones calculadas – Verificación estática

4.1. Tensión circunferencial básica min72,0 yH ESS ≤ (11)

4.2. Tensión equivalente

( ) ( )

( ) ( ) ( )[ ] min2

132

322

21

3

122

1

72,021

yef

HiHeL

HiHHe

SSSSSSSS

pSSSTTESS

SSSS

≤−+−+−=

−=++−−Δ=

+Δ+=να

(12, 13)

5. Limites a las tensiones calculadas – Verificación a fatiga de la soldadura circunfe-

rencial

FGL

LF S

NSR 72,0≤

Δ (14, 15, 16)

SFG Limite de resistencia a la fatiga = 12.000 psi RF Vale 1 cuando la costura longitudinal esta a menos de cinco pies

del borde del camino o para el caso de carreteras. En otro caso, se obtendrá de las Figs. 18-A o 18-B, según la distancia exceda de 5 o de 10 pies y dependiendo de la profundidad de tapada.



Hoja 107 de 120

APÉNDICE III

Espaciamiento entre soportes



Hoja 108 de 120

La mayoría de los códigos no proporciona demasiadas guías para establecer el espacia-miento tentativo entre soportes, limitándose a indicar que deben fijarse esas distancias de modo de minimizar los esfuerzos sobre las tuberías y reconociendo implícitamente que la pared del tubo es el componente mas débil cuando no esta adecuadamente reforzado por el propio soporte o en sus adyacencias mediante el agregado de anillos, camisas, etc. Las prácticas de algunas compañías operadoras para establecer el espaciamiento entre soportes se ha basado en limitar las tensiones localizadas inducidas a la pared de la tube-ría por las cargas transferidas a los soportes. El ASME B&PVC y otras publicaciones contienen las siguientes formulas para el cálculo de las tensiones locales de membrana y de flexión debidas a cargas transferidas por ele-mentos relativamente cortos, soldados paralelamente al eje de la tubería: 25,15,175,013,0 −−−= tbBPRSm (1) 75,15,025,01 −−−−= tbPRBSb (2) Siendo: ( )[ ] 125,02112 ν−=B (1,348 para acero) R Radio de la tubería (mm) T Espesor de la tubería (mm) 2b Ancho de la chapa a través de la que se aplica la carga (mm) La carga aplicada puede generalizarse adoptando una densidad del relleno mρ la densi-dad del acero sρ el peso del fluido contenido (cuando el gaseoso podría ser omitido). Adoptando una distancia entre apoyos determinada, se puede calcular el peso del terreno por encima de la tubería ( )HDLmρ , el peso del propio tubo ( )tRms πρ 2 y su contenido ( )2Rfπρ , que sumadas nos proporcionan el valor de la carga P a utilizar en las ecuaciones (1) y (2). Si calculamos la tensión circunferencial debida a la presión interior, podremos superpo-ner todas las tensiones calculadas para obtener la tensión máxima local de membrana y de membrana más flexión las que pueden compararse contra los valores admisibles. La norma ASME B31.4 no proporciona guías ni reglas para ese tipo de esfuerzos razón por la que, salvo que se indique lo contrario, puede utilizarse el limite establecido en el código ASME que permite un incremento del 50% respecto de la tensión admisible obte-nida de las tablas de la Sección II.



Hoja 109 de 120

Cuando la geometría del soporte no responde a la tipificación de este modelo, el análisis debe efectuarse utilizando métodos apropiados.



Hoja 110 de 120

APÉNDICE IV

Uniones entre tramos de distinto espesor



Hoja 111 de 120

Cuando se unen tramos de tuberías para las que se cumplen las siguientes condiciones:

1. 221 30,0 ttt >− 2. El tubo de mayor espesor (t1) es ahusado de modo que la reducción al menor es-

pesor (t2) es mayor que mmDt

DLo 5085,0

2

≥>

La reducción en el nivel de tensiones respecto de la solución sin la transición ahusada es del 75%.



Hoja 112 de 120

APÉNDICE V

Verificación de bulones y bridas



Hoja 113 de 120

Suponemos que se conocen los siguientes datos que definen la brida, el sello y los bulones, pro-cediendo de este modo a la verificación de los esfuerzos en los bulones y en distintas secciones de la brida. Se detalla el procedimiento de cálculo para el caso de bridas tipo Welding Neck.

Notacion: A Diámetro externo de la brida Ab Área de la sección transversal de los bulones en la sección del fondo de la rosca o

el diámetro del vástago, cuando este sea menor. Am Área total de bulones requerida. Será la mayor de Am1 y Am2.

Am1 Área total de bulones requerida bajo las condiciones de operación b

mm S

WA 11 =

Am2 Área total de bulones requerida bajo las condiciones de Montaje a

mm S

WA 22 =

B Diámetro interior de la brida b Ancho efectivo del sello bo Ancho básico del sello C Diámetro al círculo de bulones

d Factor oo ghVUd = (Para bridas integrales)

e Factor oh

Fe = (Para bridas integrales)

F Factor a obtener de la Fig. 2-7.2 f Factor de corrección del cubo (Fig. 2-7.6) G Diámetro al sello. Cuando bo es menor de 0,25 pulg. Es el diámetro al centro del

sello y el diámetro externo del sello en caso contrario. go Espesor menor del cubo g1 Espesor mayor del cubo H Carga hidrostática total PGH 2785,0= HD Carga hidrostática en el interior de la brida PBH D

2785,0=



Hoja 114 de 120

HG Carga sobre el sello. Diferencia entre la carga en los bulones y la carga hidrostáti-ca total (W-H)

HP Carga de contacto por compresión en el sello GmPbPH P 14,32 ×= HT Diferencia entre la carga hidrostática total y la carga hidrostática en el interior de

la brida (H-HD) h Largo del cubo hD Distancia radial del círculo de bulones a la recta de acción de HD (Tabla 2-6)

15,0 gRhD += hG Distancia radial del círculo de bulones a la recta de acción de HG (Tabla 2-6)

2GChG

−=

ho Factor oo Bgh = hT Distancia radial del círculo de bulones a la recta de acción de HT (Tabla 2-6)

21 g

D

hgRh

++=

K Relación entre los diámetros externo e interno de la brida (A/B)

L Factor dt

TteL

31+

+=

MD Componente del momento DDD hHM = MG Componente del momento GGG hHM = Mo Momento total aplicado sobre la brida en las condiciones de montaje u operación

según corresponda. MD Componente del momento TTT hHM = m Factor del sello N Ancho nominal del sello P Presión interna de diseño R Distancia radial desde el círculo de bulones hasta el punto de intersección entre la

espalda del cubo y la cara interna de la brida (Ver Figura) 12gBCR −

−=

Sa Tensión admisible para el material de los bulones a temperatura ambiente Sb Tensión admisible para el material de los bulones a temperatura de operación Sf Tensión admisible para la brida y cubo Sn Tensión admisible para el cuello de la conexión SH Tensión circunferencial calculada en el cubo SR Tensión radial calculada en la brida ST Tensión tangencial calculada en la brida T Factor que depende de K (A/B) t Espesor de la brida tn Espesor del cuello de la conexión tx Dos veces el espesor go U Factor que depende de K (A/B)



Hoja 115 de 120

V Factor que se obtiene de la Fig. 2-7.3 W Carga de bulones de diseño. Se utiliza la de montaje y operación según corres-

ponda. Wm1 Mínima carga de bulones para la condición de operación

GmPbPGHHW Pm 14,32785,0 21 ×+=+=

Wm2 Mínima carga de bulones para la condición de montaje GbyWm 14,31 = Y Factor que depende K (A/B) y Carga de asentamiento del sello Z Factor que depende K (A/B)



Hoja 116 de 120

Procedimiento de cálculo 1. Se determina el ancho básico y el ancho efectivo del sello.



Hoja 117 de 120

2. Se determinan los valores de m e y.

3. Se calcula el área requerida de bulones para las condiciones de montaje y operación. 4. Se verifica que el área disponible sea mayor que la requerida. 5. Se determina la carga de diseño en los bulones que corresponde a las condiciones de

operación 1mWW = y montaje ( )2

amb SAAW +=



Hoja 118 de 120

6. Se calculan los momentos correspondientes a las condiciones de operación y montaje, utilizando la carga de bulones que corresponda, según el paso 5 y las formulas si-guientes: a. Condición de operación GGTTDDo hHhHhHM ++=

b. Condición de montaje 2

GCWM o−

=

7. Calculo de las tensiones en la brida a. Deben obtenerse los factores de las curvas siguientes



Hoja 119 de 120



Hoja 120 de 120

b. Tensiones longitudinales en el cubo fo

H SBLg

fMS 5,121

≤= (Excepto para fundición

que no debe superar a Sf)

c. Tensiones radiales en la brida ( )f

oR S

BLtMteS ≤

+= 2

133,1

d. Tensiones tangenciales en la brida fRo

T SZSBt

YMS ≤−= 2

e. Tensiones combinadas

fTH

fRH

SSS

SSS

≤+

≤+

2

2

ansi asme b31 4

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