curso ansiasme b31 8 (3)

ASME B31.8 "Tuberías de Transmisión y Distribución de Gas"

ASME B31.8

Tuberías de Transporte (Gasoductos)

y Distribución de Gas.

Ing. Rubén E Rollino , [email protected]

ASME B31.8 "Tuberías de Transmisión y Distribución de Gas"

OOBBJJEETTIIVVOO

El objetivo del curso es desarrollar la capacidad y conocimientos de los participantes para la comprensión, determinación y aplicación eficiente de los requerimientos contenidos en el Código de Sistemas de tuberías de transporte y distribución de gas Al final del curso el alumno habrá recibido conocimientos y desarrollado habilidades en:

� Historia, organización, alcance e intención del Código ASME B31 y de la sección B31.8.

� Factores de diseño, clases de localización, calculo de tubos rectos, tensiones admisibles.

� Especificaciones y tubos y accesorio aceptados por la sección.

� Componentes de tubería y área de refuerzo requerida en derivaciones.

� Soldadura: Detalles típicos, calificación, inspección, extensión de ensayos y procedimientos.

� Construcción, instalación y prueba de presión y fuga.

� Procedimientos de operación y mantenimiento.

� Control de corrosión y determinación de resistencia remanente en tubos corroídos.

� Reparaciones y soldaduras en servicio.

� Condiciones para utilización de tubos usados y no identificados. Cambio de clase de localización.

� Especificaciones de procedimiento de soldadura.

� Requerimientos específicos para transmisión Offshore y gas ácido. El aprendizaje será reforzado a través de la resolución de ejercicios prácticos con la guía de los instructores Los alumnos contarán además, con material en idioma español que para facilitar la comprensión, ha sido desarrollado siguiendo la estructura del Código y manteniendo sus conceptos más importantes

II""TTRROODDUUCCCCIIOO""

Este curso ha sido preparado para introducir y brindar conocimientos al alumno sobre el contenido y aplicación del código ASME B31.8 " Sistemas de tuberías de transmisión y distribución de gas ".

El curso mantiene los contenidos principales del Código alterando el orden de desarrollo de ciertos temas de forma tal de lograr que el aprendizaje mantenga el mismo orden de desarrollo de un proyecto es decir desde el diseño hasta la operación y mantenimiento.

No es intención abarcar en detalle durante el desarrollo curso todo el contenido del material. El instructor explicará el alcance del código, su estructura, y los principales conceptos referidos, guiándolo además en la resolución de ejercicios para mejorar la fijación de los principales conceptos. . Con este material, cada alumno tendrá la posibilidad, a través de la lectura en su idioma, de profundizar los temas y detalles de su específico interés, y aprovechar los tiempos de clase que se destinen a este fin para realizar consultas o clarificar interpretaciones. Debe aclararse que el material de este curso no ha sido desarrollado con la intención de reemplazar al código ni a ninguna de sus partes cuando estas sean aplicables, ni tampoco para ser utilizado como un manual para el diseño, selección y uso materiales, construcción, montaje, inspección y ensayos, de tuberías de transmisión y distribución de gas, para eso debe utilizarse la edición aplicable del código y la normativa local.

ASME B31.8 – Indice

OBJETIVO .......................................................................................................................................................................... INTRODUCCION ...............................................................................................................................................................

PARTE 1 ...................................................................................................................................................................... 1

CÓDIGO TUBERÍAS A PRESIÓN: ASME B31 Y B31.8 ................................................................................................. 1 Introducción ......................................................................................................................................................... 1

Código ASME B31 ............................................................................................................................................... 1 Alcance y contenido........................................................................................................................................................... 2 Selección de la sección aplicable ....................................................................................................................................... 3 Edición del Código y Adendas .......................................................................................................................................... 4 Interpretaciones.................................................................................................................................................................. 4 Casos.................................................................................................................................................................................. 5

Introducción al código ASME B31.8 .................................................................................................................... 6 Provisiones generales y definiciones. (¶ 801) .................................................................................................................... 8 Normas y especificaciones (¶ 801) .................................................................................................................................... 8 Alcance e intención (¶802) ................................................................................................................................................ 8 Calificación de inspectores (802.25) .................................................................................................................................. 9 Definiciones: (¶803 y 804) ................................................................................................................................................ 9

Diseño, fabricación, ensayo y operación (términos) (¶805) .........................................................................................12

PARTE 2 .................................................................................................................................................................... 14

FACTORES DE DISEÑO Y CÁLCULO DE TUBOS RECTOS. ........................................................................................... 14 Diseño, Instalación y Ensayo. (¶840) ................................................................................................................................14

Clases de localización. ....................................................................................................................................... 15

Tubería de acero (¶841) .................................................................................................................................... 15 Cálculo de espesor ............................................................................................................................................................16

Resistencia a la propagación de fractura dúctil. ...........................................................................................................17 Limitadores mecánicos ................................................................................................................................................17 Limitación de SMYS (¶841.112) ................................................................................................................................17 Factores de diseño "F" y clases de localización (841.114) ...........................................................................................18 Factor de eficiencia de junta longitudinal (¶841.115A) ...............................................................................................18 Factor de "De-rating" por temperatura (¶841.116) .......................................................................................................18 Protecciones de líneas ..................................................................................................................................................19

Ensayo de aplastamiento para tubos. ................................................................................................................................19 Tensiones de fluencia mínimas especificadas (SMYS) .....................................................................................................21

PARTE 3 .................................................................................................................................................................... 25

MATERIALES Y EQUIPOS Y COMPONENTES. ............................................................................................................. 25 Materiales y equipamiento (¶810) ..................................................................................................................... 25

Calificación de Materiales y equipamiento (¶811)............................................................................................................25 Procedimientos de calificación: ...................................................................................................................................15 Materiales para uso en climas fríos (¶ 812) ..................................................................................................................26 Marcación (¶813) .........................................................................................................................................................26

Especificaciones de materiales (¶814) ..............................................................................................................................26 Especificaciones de equipos (¶815) ..................................................................................................................................27 Transporte de tubos de línea: (¶816) .................................................................................................................................27 Condiciones para reutilizar tubos (¶817) ..........................................................................................................................30

Componentes de sistemas de tuberías y detalles de fabricación (¶830) ............................................................ 32 Introducción ......................................................................................................................................................................32 Componentes de sistemas de tubería (¶831) .....................................................................................................................33

Válvulas y dispositivos reductores de presión (¶831.1) ...............................................................................................33 Uniones bridadas (¶831.2) ...........................................................................................................................................34 Accesorios de tubería (¶ 831.3) ....................................................................................................................................35 Componentes especiales fabricados por soldadura (¶831.35) ......................................................................................36 Aberturas de cierre rápido (¶831.37)............................................................................................................................36 Accesorios de cierre (¶831.2-4) ...................................................................................................................................36

Conexiones en derivación (¶ 831.33) ................................................................................................................................36 Conexiones de derivaciones sujetas a presión interna (¶831.4) ...................................................................................36 Derivaciones extruidas (Outlet) reforzadas integralmente (¶831.6) .............................................................................40

Expansión y Flexibilidad (¶ 832) ....................................................................................................................... 42 Premisas y requerimientos básicos . .............................................................................................................................42 Pretensionado en frío (¶832.37) ...................................................................................................................................42

Cálculo de tensiones combinadas (¶833 ) .........................................................................................................................43 Soportes (¶ 834) ...............................................................................................................................................................44 Factores de Flexibilidad e intensificación de tensiones ....................................................................................................45 Apéndice E : .....................................................................................................................................................................45

PARTE 4 .................................................................................................................................................................... 51

SOLDADURA Y ENSAYOS ......................................................................................................................................... 51 Soldadura. (¶820) .............................................................................................................................................. 51

Preparación de bordes para soldadura (¶822) ...................................................................................................................51 Calificación de Procedimientos y Soldadores (¶823) ........................................................................................................61 Precalentamiento (¶824) ...................................................................................................................................................62 Alivio de tensiones (¶825) ................................................................................................................................................63

Inspección y Ensayos (¶826) .............................................................................................................................. 64 Aplicación de métodos de END. ..................................................................................................................................64

PARTE 5 .................................................................................................................................................................... 66

DISEÑO, INSTALACIÓN Y ENSAYO. .......................................................................................................................... 66 Introducción ....................................................................................................................................................... 66

Diseño. (¶840) .................................................................................................................................................... 66

Instalación de líneas de acero (¶841.2) ............................................................................................................. 67 Inspección. (¶841.221) ......................................................................................................................................................67 Curvas, Codos y Piezas a gajos (¶841.23) ........................................................................................................................68 Requerimientos superficiales ............................................................................................................................................69

Pruebas y Ensayos posteriores a la construcción (¶841.3) ............................................................................... 69 Prueba de Presión. ............................................................................................................................................................70 Prueba de fugas o pérdidas. (¶841.34/35) .........................................................................................................................71

Otros materiales, instalaciones y componentes. ................................................................................................ 72 Otros materiales. (¶842) ....................................................................................................................................................72 Estaciones compresoras (¶843) .........................................................................................................................................72 Otros componentes e instalaciones. ..................................................................................................................................73

Puesta en servicio de instalaciones. (¶841.4) .................................................................................................... 74

Ensayo hidrostático de líneas en el sitio ............................................................................................................ 75

PARTE 6 .................................................................................................................................................................... 76

OPERACIÓN, MANTENIMIENTO Y CONTROL DE CORROSIÓN. ................................................................................... 76 Procedimientos de Operación y Mantenimiento ................................................................................................ 76

Procedimientos de Operación y Mantenimiento. (¶850) .................................................................................... 77

Mantenimiento de gasoductos (¶851) ................................................................................................................ 78 Procedimientos de reparación de tuberías de acero: .........................................................................................................78 Retiro y reposicionamiento en servicio de líneas (¶851.8/9)............................................................................................79 Cambio de clase de localización. ......................................................................................................................................79 Conversiones de líneas en servicio. (¶856) .......................................................................................................................80

Control de corrosión (¶860) .............................................................................................................................. 80

Control de corrosión exterior (¶862) .................................................................................................................................81 Control de corrosión interior (¶863) .................................................................................................................................81 Líneas para servicio a alta temperatura (¶865) ..................................................................................................................81 Corrosión bajo tensiones y otros fenómenos (¶866) .........................................................................................................82 Determinación de tensiones remanentes de tubos corroídos. ............................................................................................82

Misceláneos (¶870) ............................................................................................................................................ 84 Odorización, .................................................................................................................................................................84 Sistemas de gas de Petróleo Licuado (LPG) ................................................................................................................84

Criterios para controlar escapes de gas. ............................................................................................................................85 Prácticas recomendadas para el ensayo hidrostático de líneas en el sitio. Apéndice M ....................................................85

PARTE 7 .................................................................................................................................................................... 86

TRANSMISIÓN OFFSHORE Y GAS ACIDO .................................................................................................................. 86 Transmisión de gas Offshore. (¶A800) ............................................................................................................... 86

Calificación de materiales y equipos. (¶A811) .................................................................................................................86 Especificaciones de materiales. (¶A814) ..........................................................................................................................86 Soldadura. (¶A821 y A823) ..............................................................................................................................................87

Requerimientos: ...........................................................................................................................................................87 Alivio de tensiones. (¶A825) ............................................................................................................................................87 Inspección y ensayos de soldaduras. (¶A826) ...................................................................................................................88 Componentes de tubería. (¶A831) ....................................................................................................................................88 Diseño, instalación y ensayos. (¶A840 a ¶A843) ..............................................................................................................88 Pruebas y Ensayos (¶A847) ..............................................................................................................................................90 Procedimientos de Operación y Mantenimiento que afecten a la seguridad. (¶A850) ......................................................91

Servicio de Gas Acido. (¶B800) ......................................................................................................................... 93 Especificaciones de materiales, componentes y marcado: (¶B813, B814 y B830) ...........................................................94 Soldadura (¶B820) ............................................................................................................................................................94

Calificación de procedimientos y soldadores. (¶B823) ................................................................................................94 Precalentamiento. (¶B824) ...........................................................................................................................................95 Alivio de tensiones. (¶B825) ........................................................................................................................................95 Inspección y ensayos. (¶826) .......................................................................................................................................95 Diseño, Instalación y Pruebas. (¶B840) .......................................................................................................................95 Requerimientos superficiales. ......................................................................................................................................96

Hot taps (¶B841.26) ..........................................................................................................................................................96 Almacenaje (¶B844) .........................................................................................................................................................96 Operación y Mantenimiento. (¶B850)...............................................................................................................................97 Corrosión. (¶B860) ...........................................................................................................................................................97

AASSMMEE BB331188.. PPaarrttee 11:: ""IInnttrroodduucccciióónn aall AASSMMEE BB3311 yy BB3311..88”” RR44 Pagina 11

Ing. Rubén E Rollino Rev. 2 [email protected] , [email protected]

Parte 1

CCóóddiiggoo ttuubbeerrííaass aa pprreessiióónn:: AASSMMEE BB3311 YY BB3311..88

IInnttrroodduucccciióónn DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 1

ASME B31.8 Rollino 1

ASME B31ASME B31Código de Tuberías a Presión.Código de Tuberías a Presión.

ASME B31.8ASME B31.8Tuberías de Transmisión y Distribución deTuberías de Transmisión y Distribución de

Gas.Gas.

El objetivo de la parte 1 de este curso está subdividido en dos partes. Primero efectuar una introducción al Código ASME para tuberías a presión, reseñando su alcance composición, estructura, secciones e incluyendo la edición y la responsabilidad por la selección de la sección aplicable. En segundo lugar se efectúa para la sección B31.8 “Sistemas de tuberías de transmisión y distribución de gas” una reseña sobre su estructura, composición, tuberías y partes alcanzada como así también sobre los temas a que refieren los requisitos, lineamientos y recomendaciones contenidos en sus capítulos y apéndices.

CCóóddiiggoo AASSMMEE BB3311 DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 2


ASME B31Código para diseño construcción,Código para diseño construcción,inspección, examinación y ensayos deinspección, examinación y ensayos detuberías a presión de distintos tipos detuberías a presión de distintos tipos deinstalaciones.instalaciones.

Compuesto de varias seccionesCompuesto de varias secciones



AAllccaannccee yy ccoonntteenniiddoo El contenido del código refiere a lo siguiente: ♦ Referencias a especificaciones de materiales aceptables y estándares de componentes, incluyendo

requerimientos dimensionales y ratings presión-temperatura. ; ♦ Requerimientos para el diseño de componentes y ensamblado. ♦ Requerimientos e información para la evaluación y limitación de tensiones, reacciones y movimientos

asociados con presión, cambios de temperaturas y otras fuerzas; ♦ Guías y limitaciones para selección y aplicación de materiales, componentes y métodos de unión; ♦ Requerimientos para la fabricación, ensamblado y montaje de tuberías; y ♦ Requerimientos para examinación, inspección y ensayo de tuberías. ♦ Procedimientos para operación y mantenimiento que son esenciales para la seguridad del público. ♦ Procedimientos para la protección de líneas de tuberías contra la corrosión externa e interna. El Código ASME B31 para tuberías a presión, está compuesto por varias secciones individuales, siendo cada una un Standard Nacional de USA y son publicadas bajo la dirección del comité B31. Las reglas de cada sección han sido desarrolladas considerando la necesidad de aplicar requerimientos específicos para los distintos tipos de tuberías. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 3


SSeecccciióónn IInnssttaallaacciioonneess ccoonnssiiddeerraaddaass EEjjeemmppllooss

AASSMMEE BB3311..11 Tuberías de vapor y sistemas depotencia.

Estaciones generadoras de electricidad,Sistemas de Enfriamiento y calefaccióngeotérmica, distrital, etc.

AASSMMEE BB3311..33 Tuberías de Refinerías y PlantasQuímicas.

Refinerías de petróleo, Plantas químicas,Farmacéuticas, Textil, Papel, etc.

AASSMMEE BB3311..44 Sistemas de Transporte deHidrocarburos Líquidos y OtrosLíquidos

Transporte de productos,predominantemente entre plantas, terminalesy dentro de terminales, bombeo, regulación,etc.

AASSMMEE BB3311..55 Tuberías de refrigeración Tuberías para refrigerantes y enfriamientosecundario.

AASSMMEE BB3311..88 Sistemas de Transporte yDistribución de gas.

Sistemas de transporte fundamentalmentegas entre las fuentes y terminales, inclusocompresión, regulación, etc.

AASSMMEE BB3311..99 Tuberías de Servicio de edificios Típicamente Edificios industriales,institucionales, comerciales y públicos yresidencias del multi-unidad que norequieren magnitudes de presiones ytemperaturas cubiertas en B31.1

AASSMMEE BB3311..1111 Transporte de barros. Sistemas de transportes de barros acuosospredominantemente entre plantas, terminalesy dentro de terminales, bombeo, regulación,etc.

La siguiente tabla muestra las secciones que componen el código y las aplicaciones consideradas por cada sección del código incluyen:



Sección instalaciones consideradas Ejemplos

ASME B31.1 Tuberías de Vapor y Sistemas de Potencia.

Estaciones generadoras de electricidad, Plantas industriales, Sistemas de Enfriamiento y calefacción geotérmica de distrito, etc.

ASME B31.3 Tuberías de Refinerías y Plantas Químicas.

Refinerías de petróleo, Plantas químicas, Farmacéuticas, Textil, Papel, etc.

ASME B31.4 Sistemas de Transporte de Hidrocarburos Líquidos y Otros Líquidos

Transporte de productos, predominantemente entre plantas, terminales y dentro de terminales, bombeo, regulación, etc.

ASME B31.5 Tuberías de refrigeración Tuberías para refrigerantes y enfriamiento secundario.

ASME B31.8 Sistemas de Transporte y Distribución de gas.

Sistemas de transporte fundamentalmente gas entre las fuentes y terminales, incluso compresión, regulación, etc.

ASME B31.9 Tuberías de Servicio de edificios Típicamente Edificios industriales, institucionales, comerciales y públicos y residencias del multi-unidad que no requieren magnitudes de presiones y temperaturas cubiertas en B31.1

ASME B31.11 Transporte de barros. Sistemas de transportes de barros acuosos predominantemente entre plantas, terminales y dentro de terminales, bombeo, regulación, etc.

SSeelleecccciióónn ddee llaa sseecccciióónn aapplliiccaabbllee DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 4


Código ASME B31Código ASME B31Selección de sección sección aplicable:Selección de sección sección aplicable:

responsabilidad del propietario

Edición y adendasEdición y adendas

Interpretaciones y casosInterpretaciones y casos

Es responsabilidad del propietario seleccionar la sección del código que más se aproxima a la instalación bajo consideración.



Los factores que deben ser considerados para esto deben incluir: Limitaciones de la sección, requerimientos de la jurisdicción con autoridad sobre la planta, y la aplicabilidad de otros códigos y estándares. Puede ser necesario aplicar más de una sección y todos los requerimientos aplicables deben cumplirse Ciertas tuberías dentro de una instalación pueden estar sujetas a otros códigos y estándares, como ser: ASME BPVC Sección III. ANSI Z223.1: Código Nacional (USA) para Gas Combustible. NFPA: Normas de protección contra fuego. NFPA 99: Instalaciones para el cuidado de la salud. NFPA 8503 Normas para sistemas de combustible pulverizados. Códigos para edificios y plomería: Aguas potable fría y caliente, sistemas de drenaje, etc. El código fija requerimientos necesarios para el diseño y construcción segura de tuberías de presión. Sin embargo la seguridad no es necesariamente el único factor que gobierna la especificación final. El diseñador debe conocer que el código no es un manual de diseño y que debe aplicar además las prácticas de ingeniería. Los requerimientos del código están básicamente fijados en términos de principios y formulas básicas de diseño. Estos están suplementados con requerimientos específicos.. Los requerimientos específicos del código se basan en la resolución a través de los principios de ingeniería simplificados. Puede ser necesario, ante problemas especiales, aplicar análisis más completos y rigurosos o no usuales. Se entiende que el diseñador es capaz de evaluar tensiones complejas o combinadas y demostrar la validez de sus métodos.

EEddiicciióónn ddeell CCóóddiiggoo yy AAddeennddaass

La intención del Código es que la Edición y las Adendas no sean retroactivas a menos que exista un acuerdo específico entre las partes para usar otra edición o sea requerido legalmente.

El Código gobernante debe ser la Edición y Adenda editada al menos seis meses antes de la fecha del contrato original y deberá ser usada a través del trabajo completo y la operación inicial.

El Código está bajo la dirección del comité B31 para tuberías a presión el cual está organizado y opera bajo los procedimientos del ASME y está acreditado por el Instituto Nacional de Estándares Americanos (ANSI). El comité mantiene a las secciones del código actualizadas con los nuevos desarrollos de materiales y tecnología. Las Adendas son editadas periódicamente y nuevas ediciones son publicadas en



periodos de tres a cinco años

El comité a establecido un procedimiento ordenado para considerar pedidos de interpretación y revisión del código (apéndice O)

IInntteerrpprreettaacciioonneess La interpretación del Código es realizada de acuerdo con los procedimientos establecidos por el ASME. Las interpretaciones son editadas como un suplemento del Código.

CCaassooss Un Caso es la forma escrita de una respuesta cuando el estudio indica que las palabras del Código necesitan clarificación, o cuando la respuesta modifica los requisitos existentes o garantizan el permiso para el uso de materiales nuevos o construcciones alternativas. Un Caso normalmente se edita para un periodo de tiempo limitado. Los requisitos del Caso pueden ser incorporados en el Código o el Caso puede expirar, o ser renovado.



IInnttrroodduucccciióónn aall ccóóddiiggoo AASSMMEE BB3311..88 DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 5


ASME B31.8ASME B31.8

Sistemas de tuberías paraSistemas de tuberías paraTransmisión y Distribución deTransmisión y Distribución de

GasGas.

DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 6


ASME B31.8 - CONTENIDO-1

Previsiones generales y definicionesCapítulo I Materiales y equipamientoCapítulo II SoldaduraCapítulo III Componentes de sistemas de tuberías y

detalles de fabricaciónCapítulo IV Diseño, Instalación y ensayosCapítulo V Procedimientos de Operación y

MantenimientoCapítulo VI Control de corrosión



ASME B31.8 - CONTENIDO-2

Capítulo VII Misceláneos

Capítulo VIII Transmisión de gasOffshoreCapítulo IX Gas ácido.Apéndices

Como se indicó el ASME B31.8 se aplica a la Sistemas de tuberías de transmisión y distribución de gas y es una de las varias secciones que componen el Código ASME para tuberías a presión B31. Los requisitos obligatorios y no obligatorios y las recomendaciones del código B31.8 están contenidas en las siguientes partes que lo componen:



ASME B31.8: Sistemas de tuberías de transmisión y distribución de gas PARTE ALCANCE Previsiones generales y definiciones Capítulo I Materiales y equipamiento Capítulo II Soldadura Capítulo III Componentes de sistemas de tuberías y detalles de fabricación Capítulo IV Diseño, Instalación y ensayos Capítulo V Procedimientos de Operación y Mantenimiento

Capítulo VI Control de corrosión Capítulo VII Misceláneos Capítulo VIII Transmisión de gas Offshore Capítulo IX Gas ácido. Apéndice A Referencias Apéndice B Números y sujeto de Normas y especificaciones de apéndice A Apéndice C Publicaciones que no aparecen en el apéndice A Apéndice D Tensión de fluencia mínima especificada de tubos de acero usados

comúnmente en sistemas de tuberías Apéndice E Flexibilidad y factores de intensificación de tensiones. Apéndice F Conexiones en derivación soldadas y extruídas Apéndice G Ensayo de soldadores para líneas que operan con una tensión

circunferencial limitada al 20% de la mínima tensión de fluencia especificada.

Apéndice H Ensayo de aplastamiento para tubos. Apéndice I Preparación de bordes para soldadura a tope. Apéndice J Factores de conversión Apéndice K Criterios para protección catódica Apéndice L Determinación de la resistencia remanente de tubos corroídos. Apéndice M Criterios para el control de fugas de gas. Apéndice N Prácticas recomendadas para prueba hidrostática de líneas de Tuberías

en el sitio. Apéndice O Preparación de requisiciones técnicas a ASME B31 Apéndice P Nomenclatura. Apéndice Q Diagramas de alcance Apéndice R (03) Estimación de esfuerzos en aplastamientos



PPrroovviissiioonneess ggeenneerraalleess yy ddeeffiinniicciioonneess.. (¶ 801) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 8


Previsiones generales yPrevisiones generales ydefinicionesdefiniciones.

Normas y especificacionesNormas y especificaciones (¶ 801)Las especificaciones aprobadas se listan en el apéndice A

Alcance e intenciónAlcance e intención (¶802)Prescribe requerimientos para: diseño, materiales,fabricación, montaje, ensayos, inspección, Operación yMantenimiento. Lista Componentes y Sistemasdonde no se aplica.

Intención principal:Intención principal:Seguridad del Público y empleados.No intenta serretroactivo.

Calificación de inspectores.Calificación de inspectores.

NNoorrmmaass yy eessppeecciiffiiccaacciioonneess ((¶¶ 880011)) Las normas y especificaciones aprobadas para el uso en este código se indican en el apéndice A. Algunas normas y especificaciones del apéndice A son suplementadas por requerimientos específicos de este código, por lo que los usuarios del código quedan advertidos de no aplicar estas normas y especificaciones sin observar cuidadosamente las referencias del código a las mismas. El código recomienda utilizar las dimensiones del ANSI. No obstante esto no es obligatorio siempre que se sustituyan por otros diseños capaces de soportar los mismos requerimientos de ensayo, resistencia y hermeticidad.

AAllccaannccee ee iinntteenncciióónn ((¶¶880022)) El código prescribe requerimientos para el diseño, materiales, fabricación, montaje, ensayos e inspección de sistemas de tuberías usados para transporte de gas y distribución hasta los medidores de los usuarios. El Código también cubre aspectos de seguridad referidos a la operación y mantenimiento de esos sistemas. El Código no se aplica dentro de otros a los siguientes ítems. (Para mayor detalle ver ¶ 802.12: a) Diseño de recipientes cubiertos por el Código ASME BPV. b) Tuberías con temperatura de metal mayores a 450ºF y menores a -20ºF. (Ver ¶ para bajas

temperaturas dentro del rango cubierto por el Código) c) Tuberías mas allá de la instalación de entrega al consumidor. d) Tuberías cubiertas por otras secciones del código B31 e) Diseño y fabricación de intercambiadores de calor (Ver TEMA) f) Sistemas de transporte de dióxido de carbono. g) Diseño de equipos de marca registrada.



Los requerimientos del Código son adecuados desde el punto de vista de seguridad bajo las condiciones usualmente encontradas en la industria del gas. El Código no da requerimiento para condiciones inusuales. Las actividades de diseño construcción operación y mantenimiento deben ser supervisadas por personal con experiencia o conocimientos para aplicar adecuadas previsiones para situaciones inusuales. El Código está involucrado con:

Seguridad del público en general Seguridad de los empleados en tanto esta sea afectada por el diseño básico, calidad de materiales,

construcción y requerimientos de ensayo y operación y mantenimiento. El Código no intenta ser aplicado retroactivamente a instalaciones existentes. (Excepto lo indicado en el capítulo V)

CCaalliiffiiccaacciióónn ddee iinnssppeeccttoorreess ((880022..2255)) Las personas que realizan inspecciones deben ser calificadas por entrenamiento y/o experiencia para aplicar los requerimientos y recomendaciones de este Código.

IInntteeggrriiddaadd ((880022..2266)) Referencia a suplemento ASME B31.8S

DDeeffiinniicciioonneess:: ((¶¶880033 yy 880044)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 9


Definiciones -Definiciones -11

Tubo:Tubo: Producto tubular fabricado para la venta como un ítem deproducción.

Espesor nominal:Espesor nominal: Es el obtenido por la ecuación ¶841.11 ó¶A841.221. No requiere agregado de tolerancias de fabricación.

NPS:NPS: Nominal Pipe Size.

Propiedades mecánicas:Propiedades mecánicas:Se incluyen entre otras lasdefiniciones de Tensiones de rotura y fluencia y.alargamiento

Acero al Carbono:Acero al Carbono: Sin especificación de contenidos deelementos aleantes y Cu < 0,60%, Mn < 1,65% , Si < 0,60%

Acero aleado:Acero aleado: Con especificación de elementos aleantes ycontenido de Cu, Mn y/o Si superior a lo indicado para acero acarbono.



Definiciones -Definiciones - 2 2

Proceso de fabricación de tubosProceso de fabricación de tubos:

Clase de localización:Clase de localización: Area geográfica donde se localizala línea se clasifican en cuatro clases.

"Uprating”:"Uprating”: Clasificación para una presión de operaciónadmisible mayor.

Presión:Presión: Diseño, MOP, MAOP, Ensayo.

Tensión :Tensión :Circunferencial (Hoop) - Secundarias -Operación

A continuación se resumen algunas de las definiciones contenidas en el Código que pueden ser utilizadas durante el desarrollo de los temas abarcados por el curso.



Gas: Cualquier gas o mezcla de gases apto para combustible doméstico o industrial. (Gas natural, gas fabricado, petróleo liquificado distribuido como vapor con o sin agregado de aire) Línea de tubería: Todas las partes de instalaciones físicas a través de las cuales se transporta gas, incluyendo tubos, válvulas, accesorios, bridas (incluso bulones, tuercas y juntas), reguladores, recipientes a presión, válvulas de alivios, compresores, estaciones de medición y de regulación, etc. Incluidas accesorios o instalaciones que son instaladas Offshore para transporte Onshore. Sistemas y líneas de transmisión: Utilizados normalmente entre lugares de almacenaje, o entre la zona de colección o salida de planta de procesamiento o lugar de almacenaje y sistemas de distribución o un gran consumidor, etc. Sistemas de distribución: Baja presión: Presión de la línea principal sustancialmente similar a la entregada al consumidor. Alta presión: Presión de operación sustancialmente mayor que la presión estándar entregada al consumidor. Requiere regulador en cada línea para controlar Sistemas misceláneos: Tuberías de instrumentación, control y muestra Medidores, Reguladores y Estaciones de alivio de presión: Medidores

Medidores para consumidores Instalaciones de medición

Reguladores

Regulador de servicio: Instalado sobre una línea de servicio de gas para controlar la presión la presión de entrega al consumidor.

Regulador de monitoreo: Instalado en serie con otro regulado para actuar en caso de emergencia. Estación reguladora: Consiste en equipos instalados para reducir automáticamente la presión aguas

debajo de la línea a la que se conecta. Estación limitadora de presión: Equipamiento utilizado para restringir o reducir el flujo de gas dentro

de un sistema en situaciones anormales. Estación de alivio de presión: Equipamiento instalado para ventear gas a fin de evitar exceso de

presión. Válvulas.

Válvula de parada. Utilizada para detener el flujo de gas Válvula de línea de servicio: Válvula de parada accesible, utilizada para cortar el suministro al

consumidor.



Válvula de restricción o contención: Válvula de parada utilizada por ejemplo para el corte de gas a un edificio operable por medio de una llave removible.

Válvula de retención: Diseñada para permitir el flujo en una dirección e impedirlo en la contraria. Componentes de tubería: Plásticos. Dentro del Código se hace referencia a dos tipos de plásticos.

Termoplástico. Plástico que es capaz de ser repetidamente ablandado por el aumento de temperatura y endurecido por la reducción de temperatura.

Plástico termoseteado. Plástico que es capaz de ser cambiado a un producto sustancialmente no fusionable e insoluble cuando se aplica bajo ciertos medios químicos o calor.

Tubos: Tubo: es un producto tubular fabricado para la venta como un ítem de la producción. Los cilindros de chapa fabricados durante la fabricación de equipamientos auxiliares no son considerados como tubos de acuerdo a esta definición. Tubo expandido en frío: Tubo con o sin costura cuya circunferencia es aumentada permanentemente en al menos 0.50%. Dimensiones: Espesor nominal: (t) Es el obtenido por la ecuación de ¶ 841.11 o ¶ 841.221 del capítulo VIII. De acuerdo al Código el tubo puede ser comprado utilizando este espesor sin agregar tolerancia para compensar la reducción de espesores contenidas en las normas. NPS (Nominal Pipe Size): Indica el tamaño nominal del tubo. Propiedades mecánicas:

Tensión de rotura Tensión de fluencia mínima especificada Tensión de rotura mínima especificada Alargamiento mínimo especificado

Tubos de acero: Acero al Carbono: Se considera acero al carbono cuando no se especifica contenido mínimo de Aluminio, Boro, Cromo, Cobalto, Molibdeno, Níquel, Niobio, Titanio, Tungsteno, Vanadio, Circonio o cualquier otro elemento que tenga efecto aleante, cuando el contenido mínimo especificado de cobre no excede 0.40% o cuando el contenido máximo especificado para cualquiera de los siguiente elementos no excede:



Cu: 0.60% Mn: 1.65% Si: 0.60% Acero aleado: Se considera cuando el máximo especificado de los siguientes elementos excede: Cu: 0.60% Mn: 1.65% Si: 0.60% O cuando se define un rango o contenido mínimo de los siguientes elementos:

Aluminio, Boro, Cromo, (Hasta 3.99%) Cobalto, Molibdeno, Níquel, Niobio, Titanio, Tungsteno, Vanadio, Circonio o cualquier otro elemento que tenga efecto aleante

Proceso de fabricación de tubos:

Soldado por resistencia eléctrica. Soldado a tope en horno Soldado longitudinalmente o en espiral por fusión eléctrica: (Arco): Con o sin aporte Soldadura flash Arco sumergido doble (al menos dos pasadas) Sin costura

DDiisseeññoo,, ffaabbrriiccaacciióónn,, eennssaayyoo yy ooppeerraacciióónn ((ttéérrmmiinnooss)) ((¶¶880055))

Area: Clase de localización. Area geográfica donde la línea se clasifica de acuerdo a la cantidad y proximidad de edificios ocupados por humanos y otras características consideradas cuando se seleccionan factores para construcción, presiones de operación y ensayos. Fabricación.



"Uprating": Es la clasificación de una línea existente para una presión de operación admisible mayor. Presión: Presión de diseño: Es la máxima presión admisible por el Código determinada de acuerdo a los procedimientos aplicables a los materiales y localizaciones involucradas. Máxima presión de operación (MOP): Máxima presión esperada en el sistema durante un ciclo de operación normal. Máxima presión de operación admisible (MAOP): Máxima presión interna a la cual puede ser operado el sistema de acuerdo al Código. Máxima presión de ensayo admisible: Máxima presión interna permitida por el Código para la prueba de presión basada en los materiales y localizaciones involucradas. Presión de servicio estándar: A veces llamada presión normal de servicio, es la presión que toma el sistema para mantener la presión necesaria en los medidores domésticos. Tensión (esfuerzo) Tensión de operación: Es la tensión producida en un tubo o elemento estructural debida a las condiciones normales de operación. Hoop stress (Tensión ó esfuerzo circunferencial): ¶805.233; Producidas por la Presión en un plano perpendicular al eje longitudinal del tubo. SH = PD 2t Tensiones secundarias: Son las producidas por otras cargas distintas a la presión interna. Garantía de Calidad: (¶807):

Sistema de control de calidad que consiste en acciones preventivas y sistemáticas requeridas para asegurar que los Materiales, productos y servicios cumplen con los requerimientos especificados.

Sistema de Garantía de Calidad consiste en verificaciones y auditorías periódicas para asegurar que el sistema de control de calidad cumple todos los propósitos planificados.

Las organizaciones que realicen diseño, fabricación, ensamble, montaje, inspección, examinación, ensayos, pruebas, operación y mantenimiento de tuberías de acuerdo a B31.8 deben poseer un sistema escrito de garantía de calidad de acuerdo con los requerimientos aplicables. La Certificación del sistema debe ser acordada entre las partes.

ASME B31.8- Parte 2:"Factores de Diseño y Cálculo de Tubos”R3 PPaagg.. 1144

Ing. Ruben Rollino – [email protected] , [email protected]

Parte 2

FFaaccttoorreess ddee DDiisseeññoo yy CCáállccuulloo ddee TTuubbooss RReeccttooss..

DDiisseeññoo,, IInnssttaallaacciióónn yy EEnnssaayyoo.. ((¶¶884400)) Esta parte del curso en el Código se encuentra en el capítulo IV. En este curso se ubica en este lugar con el fin de mantener el orden que se da en un proyecto normal, es decir comenzar por los criterios básicos de diseño previo a requerimientos referidos a actividades posteriores como ser soldadura, ensayos, requisitos de materiales, etc. Los requerimientos de diseño de este Código están dirigidos hacia la seguridad del público bajo las condiciones que se encuentran en la industria del gas. Deben preverse las condiciones que pueden causar tensiones adicionales como ser grandes luces autosoportadas, suelo inestable, vibraciones sonoras o mecánicas, peso de fijaciones especiales, terremotos, variaciones de temperaturas (Diferencia entre máxima y mínima temperatura del metal ya sea en ensayos u operación considerando el fluido y el ambiente), etc. Debe tenerse en cuenta que el factor que más fallas en las tuberías provoca es la actividad humana. Los daños generalmente ocurren durante construcciones de otras instalaciones asociadas con la provisión de servicios para el público como ser: agua, gas, electricidad, drenajes, calles, rutas, etc. En función de esto, resulta más alta la probabilidad de falla de una tubería cuanto mayor es la concentración de edificaciones destinadas a ser ocupadas o utilizadas por el público. La determinación de la clase de localización provee un método para la valoración del grado de exposición. Menor tensión cuanto mayor es la actividad pública. La actividad pública es cuantificada e influye en el diseño de la tubería por medio de un factor de diseño. Ediciones anteriores del Código se referían a "Indice de concentración de población. Esto fue eliminado a partir de la edición 1999. Sin embargo las líneas construidas con ediciones anteriores pueden seguir operando siempre que si se incrementan la cantidad de edificaciones esto sea ponderado utilizando las "Clases de localización"



CCllaasseess ddee llooccaalliizzaacciióónn.. Edificaciones previstas para la utilización del público (¶840.2) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 12


Clases de localizaciónLocalización clase Cantidad de edificios Observaciones

1 división 1(*) < 10 Desiertos, montañas, campos, zonas conpoblación esparcida0.72< F < 0.80Prueba hidrostática = 1,25 MOP

1 división 2(*) < 10 Desiertos, montañas, campos, zonas conpoblación esparcida F < 0.72Prueba hidrostática = 1,1 MOP

2(*) > 10 y < 46 Suburbios, pueblos, zonas industriales, fincas,etc.

3 > 46 (excepto queprevalezca clase 4)

Areas industriales, shopping centers, áreasresidenciales y otras que no clasifican bajoclase 4.

4 Edificios multiplantas (cuatro o más pisos),tráfico denso, servicios enterrados. La cantidady profundidad de sótanos es indiferente.

Método para la determinación de la cantidad de edificaciones previstas para la utilización del público: Trazar una zona de 1/4 milla (400 m) a lo largo de la traza de la tubería con esta en el centro. Dividir la traza al azar en secciones de una milla (1609m) de largo, de tal forma que estas secciones incluyan la mayor cantidad de edificaciones. Contar el número de edificios para uso del público en cada sección. ( Cada unidad de un complejo múltiple debe contarse como una edificación separada y además preverse futuras expansiones) (Si para un complejo de edificios se aplica para una milla básica por ejemplo la clase de localización 2 ó 3 esta puede ser terminada a 660 ft.(200 m) del edificio más cercano) Localización clase Cantidad de edificios Observaciones

1 división 1(*) < 10 Desiertos, montañas, campos, zonas con población esparcida0.72< F < 0.80 Prueba hidrostática = 1,25 MOP

1 división 2(*) < 10 Desiertos, montañas, campos, zonas con población esparcida F < 0.72 Prueba hidrostática = 1,1 MOP

2(*) > 10 y < 46 Suburbios, pueblos, zonas industriales, fincas, etc.

3 > 46 (excepto que prevalezca clase 4)

Areas industriales, shopping centers, áreas residenciales y otras que no clasifican bajo clase 4.

4 Edificios multiplantas (cuatro o más pisos), tráfico denso, servicios enterrados. La cantidad y profundidad de sótanos es indiferente.

(*) Zonas clase 1 ó 2 cerca de iglesias, escuelas, áreas de recreo o similares deben considerarse clase 3, a menos que estas edificaciones sean usadas muy poco frecuentemente ni para grupos de menos de 20 personas. Notas: Las clasificaciones se refieren en general a zonas geográficas pero no implican la aplicación directa de un factor de diseño. Ver ¶841.222.



TTuubbeerrííaa ddee aacceerroo ((¶¶884411)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 13


Tubería de aceroPresión de diseño y el espesor nominal¶841 incluye la fórmula para el cálculo de la Presión dediseño y el espesor nominal: P = . 2St . FET DFactores de diseño; F, E y T.F: Factor de diseño correspondiente a clase de localizaciónE: Factor de eficiencia de junta longitudinal.T: Factor de “De rating” por temperatura.Requerimientos adicionales para espesor: El valormínimo de t calculado puede no ser suficiente en presenciade otras fuerzas.

CCáállccuulloo ddee eessppeessoorr ((¶¶884411..1111)) a) La presión de diseño o el espesor nominal para una presión de diseño dada se calcula de acuerdo a la siguiente formula: P = . 2St . FET (¶841.11) D D = Diámetro nominal (exterior) del tubo en pulgadas E = Factor de junta soldada longitudinal ( Ver tabla 841.115A y ¶817.13d) F = Factor de diseño obtenido de tabla 841.114A ( Para su fijación se ha tenido en cuenta las tolerancias por bajo espesor y otras) (Ver también ¶ 854.2) P = Presión de diseño en psig. Ver también ¶ 841.111) S Tensión de fluencia mínima especificada T = Factor de temperatura. Ver tabla 841.116ª t = Espesor nominal en pulgadas.

b) El factor de diseño para localizaciones Clase 1 división 1 está basado en la experiencia en niveles de operación en exceso a los recomendados por el Código. El usuario puede necesitar cambiar la tubería o reducir la presión máxima a 0.72SMYS de acuerdo con ¶854.2. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 14


Control de propagación defisuras

Criterio de tenacidad / resiliencia oequivalente.

⇒Control de fractura frágil.

⇒Resistencia a la propagación de fractura dúctil.

⇒Limitadores mecánicos de propagación defracturas.

CCoonnttrrooll yy ccoonntteenncciióónn ddee pprrooppaaggaacciióónn ddee ffiissuurraass: Un criterio de tenacidad / resiliencia u otro equivalente debe ser especificado para propagación de fisuras en caso de que la línea esté diseñada para operar ya sea a un nivel de tensiones circunferenciales mayores al 40% y hasta 80% de SMYS para NPS 16 o mayor o tensiones circunferenciales mayores a 72% para NPS menor a 16.



El control debe realizarse asegurando que el tubo tiene una ductilidad adecuada ya sea especificando una adecuada resiliencia / toughness o instalando elementos que detengan la propagación de fisuras.

11)) CCoonnttrrooll ddee ffrraaccttuurraa ffrráággiill:: Debe realizarse un ensayo de impacto / resiliencia de acuerdo con los requerimientos SR5 o SR6 de API 5L o equivalente. Si la temperatura de operación es inferior a 32ºF debe utilizarse una temperatura adecuada inferior a esta que tenga en cuenta la menor temperatura de metal esperada. Cuando se especifica charpy V de tamaño completo, el valor promedio de zona de corte (dúctil) en la zona fracturada no debe ser menor al 35% y el promedio de toda la colada no menor al 50%. Si se especifica Drop weight al menos el 80% de las coladas debe tener al menos 40% de rotura al corte (dúctil)

22)) RReessiisstteenncciiaa aa llaa pprrooppaaggaacciióónn ddee ffrraaccttuurraa ddúúccttiill.. Para asegurar que el tubo tiene suficiente tenacidad para controlar una fractura dúctil el tubo debe ensayarse de acuerdo a los requerimientos suplementarios SR5 de API 5L. El valor promedio de energía absorbida en ensayo de charpy, "Para toda la colada" debe cumplir o exceder los valores calculados con las ecuaciones dadas por el Código. Battelle Columbus Laboratories (BCL) (AGA): CVN = 0,0108 σ2 R1/3 t1/3

AISI : CVN = 0,0345 σ3/2 R1/2 (En el apunte 0.0345 está redondeado a 0.035)

British Gas Council (BCG): CVN = 0,0315 σ R/t1/2

British Steel Corporation (BSC): CVN = 0,00119 σ2 R

CVN= energía absorbida para Charpy tamaño completo en ft-lb. R = Radio nominal del tubo en pulgadas T = Espesor de pared del tubo en pulgadas σ = Tensión circunferencial, ksi

LLiimmiittaaddoorreess mmeeccáánniiccooss 3) Limitadores mecánicos de propagación de fracturas tales como cambio de espesores , forma, etc pueden ser utilizados. Limitación de la Presión de diseño: DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 15


Limitación de Presión dediseño y Tensión admisible.

Se establecen limitaciones a la presión de diseñoen función del método de fabricación, la presiónde prueba en fábrica y la presión necesaria paraproducir fluencia.

¶841.112 establece criterios para la limitación dela máxima tensión admisible.

a) Para tubos soldados a tope en horno no se debe exceder lo indicado por la formula o 60% de la

presión de prueba en fábrica.(Lo menor) b) Para los demás casos, no se debe exceder el 85% del ensayo de presión en fábrica. En caso de que

la prueba de presión en fábrica fue realizada a una presión menor que el 85% de la requerida para alcanzar la fluencia, estos tubos pueden ser reensayados (fábrica o sitio) y la presión de diseño no debe exceder el 85% de la presión aplicada en el reensayo. Ver consideraciones adicionales en el código) El ensayo de presión en obra debe hacerse con liquido si se supera la presión de ensayo de



fábrica. (No se admite una presión de operación o diseño superior a la resultante de la formula de ¶841.11.

LLiimmiittaacciióónn ddee SSMMYYSS ((¶¶884411..111122)) a) Si el tubo no es nuevo ni comprado bajo especificación aprobada por el Código: 1. Utilizar valor de S para tubo nuevo homologado según 811.221 o 222 2. Utilizar S para un tubo rehusado de acuerdo a ¶817.1 3. Utilizar S para tubo de especificación desconocida de acuerdo con ¶817.1 b) Si el tubo es trabajado en frío para alcanzar la SMYS y tratado térmicamente (Ver Código) el máximo valor admisible de presión es el 75% de ¶841.11. En ningún caso debe utilizarse un valor mayor al real. Requerimientos adicionales para espesor nominal "t" (¶841.113) El valor mínimo de t calculado para presión interior de acuerdo a ¶ 841.11 puede no ser adecuado en presencia de otras fuerzas Peso, cargas durante transporte, carga del suelo, agua de ensayo, etc.) Transporte, reparación o instlación no debe reducir en ningún punto el espesor por debajo del 90% del espesor determinad de acuerdo a 841.11

FFaaccttoorreess ddee ddiisseeññoo ""FF"" yy ccllaasseess ddee llooccaalliizzaacciióónn ((884411..111144)) Deben ser de acuerdo con tabla 841.114ª. Excepciones según tabla 841.114B (para casos específicos como ser cruces de rutas con o sin encamisado, líneas paralelas a rutas, etc.))

TABLA 841.114A Factor de diseño Básico "F"

Localización clase 1 división1 0.80 Localización clase 1 división 2 0.72 Localización clase 2 0.60 Localización clase 3 0.50 Localización clase 4 0.40

FFaaccttoorr ddee eeffiicciieenncciiaa ddee jjuunnttaa lloonnggiittuuddiinnaall ((¶¶884411..111155AA))

TABLA 841.115A Factor de Junta Longitudinal "E"

ASTM A 53 Sin costura 1.00 Soldadura por resistencia eléctrica 1.00 Soldadura a tope en horno (Continua) 0.60 ASTM A 106 Sin costura 1.00 ASTM A 134 Soldadura por fusión de arco eléctrico 0.80 ASTM A 135 Soldadura por resistencia eléctrica 1.00 ASTM A 139 Soldadura por fusión eléctrica 0.80 ASTM A 211 Soldadura en espiral 0.80 ASTM A 333 Sin costura 1.00 Soldadura por resistencia eléctrica 1.00 ASTM A 381 Soldadura doble por arco sumergido 1.00 ASTM A 671 Soldadura por fusión eléctrica Clases 13,23, 33, 43, 53 0.80 Clases 12, 22, 32, 42 52 1.00



ASTM A 672 Soldadura por fusión eléctrica Clases 13,23, 33, 43, 53 0.80 Clases 12, 22, 32, 42 52 1.00 API 5L Sin costura 1.00 Soldadura por resistencia eléctrica 1.00 Soldadura eléctrica "Flash" 1.00 Soldadura por arco sumergido 1.00 Soldadura a tope en horno 0.60

FFaaccttoorr ddee ""DDee--rraattiinngg"" ppoorr tteemmppeerraattuurraa ((¶¶884411..111166))

TABLA 841.116A Factor "T" de de-rating por t (Acero)º

< 250ºF 1.000 300 0.967 350 0.933 400 0.900 450 0.867

PPrrootteecccciioonneess ddee llíínneeaass Información adicional, Protecciones de líneas y distancias mínimas (¶841.12 a 15) Consideraciones especiales deben tenerse cuando se instalan ensambles especiales como ser para conexiones de separadores vá0lvulas de líneas principales, cabezales de cruce de río, etc. en localizaciones clase 1 en las que se requiere un factor de diseño de 0.60 hasta una distancia de 5 diámetros o 10 pies. Otros casos equivalentes pueden ser tuberías soportadas por puentes vehiculares, pedestres, etc. Debe proveerse suficiente protección a las líneas instaladas en zonas sujetas a fenómenos naturales como ser terremotos, inundaciones, suelo inestable u otras condiciones que puedan causar movimientos o cargas anormales. La protección puede consistir en aumento de espesor, anclajes construcción de protecciones, etc. En caso de cruce submarino debe tratarse de ubicar la tubería en la zona más estable y considerando las características de las aguas y corrientes. Las líneas están expuestas a accidentes que pueden producirse en carreteras, puentes, etc., deben protegerse con barricadas. Las líneas principales enterradas deben ser cubiertas por no menos de 24 pulgadas. Si esto no puede cumplirse o la carga es excesiva debe encamisarse o proveerse una protección equivalente. Excepto para líneas Offshore la cubierta de tuberías enterradas no debería ser menor a:



CUBIERTA EN PULGADAS Excavación en roca Localización Excavación

normal NPS < 20 NPS > 20 Clase 1 24 12 12 Clase 2 30 18 18 Clase 3 y 4 30 24 24 Zona de carreteras, cruces de trenes, etc.

36 24 24

Debe existir una distancia mínima ( 2" ó 6" según requiera el Código) entre cualquier línea enterrada y cualquier estructura enterrada no utilizada para la línea. En caso contrario la línea debe ser protegida por camisa, aislación, etc. Los factores de diseño para construcciones de tubos de acero en caso de cruces de rutas, vías férreas, Puentes y estaciones de medición y regulación de flujo Clase 1 y 2; F=0.6; Clase 3; F=0.5 y lase 4; F=0.4), y plantas compresoras (Clase 1 a 3; F=0.5; Clase 4; F=0.4), se indican en la tabla 841.114B (Ver código).

EEnnssaayyoo ddee aappllaassttaammiieennttoo ppaarraa ttuubbooss.. El apéndice H fija los requerimientos para este tipo de ensayo. A continuación se indican a manera de ejemplo algunos de los requerimientos para este ensayo. Los requerimientos específicos varían en función del tipo de tubo, y el caso particular para lo que el Código lo requiere. El ensayo es en general para peso estándar y extra pesado. No se requiere para doble extra pesado. Para tubo soldado a tope y lap-welded la sección de ensayo es de 4 a 6 pulgadas de longitud y 2 ½ para sin costura. Y la soldadura debe estar a 45º de la línea de la fuerza. (Tubos ERW cada extremo deben ser aplastados con la soldadura en el punto de máximo doblado) El ensayo consiste en aplastar al tubo entre dos chapas paralelas hasta que las paredes opuestas se toquen, no debiendo observarse ninguna abertura o agrietamiento en la soldadura hasta que la distancia mínima especificada por el Código sea alcanzada. Esta distancia expresada en diámetros exterior nominal del tubo original, por ejemplo puede ser: ¾ para tubos soldados a tope o 2/3D para ERW o lap-weld. También se especifica que no deben producirse aberturas o agrietamientos en las otras partes del tubo que no sean la soldadura hasta que la distancia alcanzada sea menor 3/5D para tubos soldados a tope o 1/3 para ERW o lap-weld. Para otros casos esta distancia puede ser indicada en cantidad de espesores nominales (5) o requerir ser calculada ( Ver detalles específicos en el Código)



El Apéndice D incluye la información referida a:

TTeennssiioonneess ddee fflluueenncciiaa mmíínniimmaass eessppeecciiffiiccaaddaass ((SSMMYYSS)) TABLA D1

SMYS para tubos comúnmente usados Especificación Nº Grado Tipo SMYS, psi API 5L A25 BW, ERW,S. 25.000 API 5L A ERW, S, DSA. 30.000 API 5L B ERW, S, DSA. 35.000 API 5L X42 ERW, S, DSA. 42.000 API 5L X46 ERW, S, DSA. 46.000 API 5L X52 ERW, S, DSA. 52.000 API 5L X56 ERW, S, DSA. 56.000 API 5L X60 ERW, S, DSA. 60.000 API 5L X65 ERW, S, DSA. 65.000 API 5L X70 ERW, S, DSA. 70.000 API 5L X80 ERW, S, DSA. 80.000 ASTM A 53 Tipo F BW 25.000 ASTM A 53 A ERW, S. 30.000 ASTM A 53 B ERW, S. 35.000 ASTM A 106 A S 30.000 ASTM A 106 B S 35.000 ASTM A 106 C S 40.000 ASTM A 134 --- EFW Ver especificación. ASTM A 135 A ERW 30.000 ASTM A 135 B ERW 35.000 ASTM A 139 A EFW 30.000 ASTM A 139 B EFW 35.000 ASTM A 139 C EFW 42.000 ASTM A 139 D EFW 46.000 ASTM A 139 E EFW 52.000 ASTM A 333 1 S, ERW. 30.000 ASTM A 333 3 S, ERW 35.000 ASTM A 333 4 S, ERW 35.00 ASTM A 333 6 S, ERW 35.000 ASTM A 333 7 S, ERW 35.000 ASTM A 333 8 S, ERW 75.000 ASTM A 333 9 S, ERW 46.000 ASTM A 381 Clase Y 35 DSA 35.000 ASTM A 381 Clase Y 42 DSA 42.000 ASTM A 381 Clase Y 46 DSA 46.000 ASTM A 381 Clase Y 48 DSA 48.000 ASTM A 381 Clase Y 50 DSA 50.000 ASTM A 381 Clase Y 52 DSA 52.000 ASTM A 381 Clase Y 56 DSA 56.000 ASTM A 381 Clase Y 60 DSA 60.000 ASTM A 381 Clase Y 65 DSA 65.000 Notas: La tabla no es completa. API 5L contempla grados intermedios. Se recomienda ver las especificaciones aplicables. La información referida a diámetro exterior y espesor de diferentes tubo se indica en la siguiente tabla:



DIMENSIONES ANSI B36,10 Caños soldados y sin costura - ANSI B36.10 Welded and seamless pipe

Nom Diam Outside diam Sched 10

Sched 20

Sched 30

Standard Sched 40

Sched 60

Extra strong

Sched 80

Sched 100

Sched 120

Sched 140

Sched 160

XX Strong

1/8 In 0.405 0.068 0.068 0.095 0.095 Mm 10.287 1.727 1.727 2.413 2.413

1/4 In 0.540 0.088 0.088 0.119 0.119 Mm 13.716 2.235 2.235 3.023 3.023

3/8 In 0.675 0.091 0.091 0.126 0.126 Mm 17.145 2.311 2.311 3.200 3.200

1/2 In 0.840 0.109 0.109 0.147 0.147 0.188 0.294 Mm 21.336 2.769 2.769 3.734 3.734 4.775 7.468

3/4 In 1.050 0.113 0.113 0.154 0.154 0.219 0.308 Mm 26.670 2.870 2.870 3.912 3.912 5.563 7.823

1 In 1.315 0.133 0.133 0.179 0.179 0.250 0.358 Mm 33.401 3.378 3.378 4.547 4.547 6.350 9.093

1 1/4 In 1.660 0.140 0.140 0.191 0.191 0.250 0.382 Mm 42.164 3.556 3.556 4.851 4.851 6.350 9.703

1 1/2 In 1.900 0.145 0.145 0.200 0.200 0.281 0.400 Mm 48.260 3.683 3.683 5.080 5.080 7.137 10.160

2.000 In 2.375 0.154 0.154 0.218 0.218 0.436 Mm 60.325 3.912 3.912 5.537 5.537 11.074

2 1/2 In 2.875 0.203 0.203 0.276 0.276 0.375 0.552 Mm 73.025 5.156 5.156 7.010 7.010 9.525 14.021

3.000 In 3.500 0.216 0.216 0.300 0.300 0.438 0.600 Mm 88.900 5.486 5.486 7.620 7.620 11.125 15.240

3 1/2 In 4.000 0.226 0.226 0.318 0.318 Mm 101.600 5.740 5.740 8.077 8.077

4.000 In 4.500 0.237 0.237 0.337 0.337 0.438 0.531 0.674 Mm 114.300 6.020 6.020 8.560 11.125 13.487 17.120

5 In 5.563 0.258 0.258 0.375 0.375 0.500 0.625 0.750 Mm 141.300 6.553 6.553 9.525 9.525 12.700 15.875 19.050

6 In 6.625 0.280 0.280 0.432 0.432 0.562 0.719 0.864 Mm 168.275 7.112 7.112 10.973 10.973 14.275 18.263 21.946

8 In 8.625 0.250 0.277 0.332 0.332 0.406 0.500 0.500 0.594 0.719 0.812 0.906 0.875 Mm 219.075 6.350 7.036 8.433 8.433 10.312 12.700 12.700 15.088 18.263 20.625 23.012 22.225

10 In 10.750 0.250 0.307 0.365 0.365 0.500 0.500 0.594 0.719 0.844 1.000 1.125 1.000 Mm 273.050 6.350 7.798 9.271 9.271 12.700 12.700 15.088 18.263 21.438 25.400 28.575 25.400



DIMENSIONES ANSI B36,10 Caños soldados y sin costura - ANSI B36.10 Welded and seamless pipe

Nom Diam Outside diam Sched 10

Sched 20

Sched 30

Standard Sched 40

Sched 60

Extra strong

Sched 80

Sched 100

Sched 120

Sched 140

Sched 160

XX Strong

12 In 12.750 0.250 0.330 0.375 0.406 0.562 0.500 0.688 0.844 1.000 1.125 1.312 1.000 Mm 323.850 6.350 8.382 9.525 10.312 14.275 12.700 17.475 21.438 25.400 28.575 33.325 25.400

14 In 14 0.250 0.312 0.375 0.375 0.438 0.594 0.500 0.750 0.938 1.094 1.250 1.406 1.000 Mm 355.600 6.350 7.925 9.525 9.525 11.125 15.088 12.700 19.050 23.825 27.788 31.750 35.712 25.400

16 In 16 0.250 0.312 0.375 0.375 0.500 0.656 0.500 0.844 1.031 1.219 1.438 1.594 Mm 406.400 6.350 7.925 9.525 9.525 12.700 16.662 12.700 21.438 26.187 30.963 36.525 40.488

18 In 18 0.250 0.312 0.438 0.375 0.562 0.750 0.500 0.938 1.156 1.375 1.562 1.781 Mm 457.200 6.350 7.925 11.125 9.525 14.275 19.050 12.700 23.825 29.362 34.925 39.675 45.237

20 In 20 0.250 0.375 0.500 0.375 0.594 0.812 0.500 1.031 1.281 1.500 1.750 1.969 Mm 508.000 6.350 9.525 12.700 9.525 15.088 20.625 12.700 26.187 32.537 38.100 44.450 50.013

22 In 22 0.250 0.375 0.500 0.375 0.875 0.500 1.125 1.375 1.625 1.875 2.125 Mm 558.800 6.350 9.525 12.700 9.525 0.000 22.225 12.700 28.575 34.925 41.275 47.625 53.975

24 In 24 0.250 0.375 0.562 0.375 0.688 0.969 0.500 1.219 1.531 1.812 2.062 2.344 Mm 609.600 6.350 9.525 14.275 9.525 17.475 24.613 12.700 30.963 38.887 46.025 52.375 59.538

26 In 26 0.312 0.500 0.375 0.500 Mm 660.400 7.925 12.700 9.525 12.700

28 In 28 0.312 0.500 0.625 0.375 0.500 Mm 711.200 7.925 12.700 15.875 9.525 12.700

30 In 30 0.312 0.500 0.625 0.375 0.500 Mm 762.000 7.925 12.700 15.875 9.525 12.700

32 In 32 0.312 0.500 0.625 0.375 0.688 0.500 Mm 812.800 7.925 12.700 15.875 9.525 17.475 12.700

34 In 34 0.312 0.500 0.625 0.375 0.688 0.500 Mm 863.600 7.925 12.700 15.875 9.525 17.475 12.700

36 In 36 0.312 0.500 0.625 0.375 0.750 0.500 Mm 914.400 7.925 12.700 15.875 9.525 19.050 12.700

38 In 38 0.375 0.500 Mm 965.200 9.525 12.700

40 In 40 0.375 0.500 Mm 1016.000 9.525 12.700

ASME B31.8- Parte 2:"Factores de Diseño y Cálculo de Tubos” PPaaggiinnaa 2233 aa


EJEMPLOS DE RATINGS DE BRIDAS - ASME B16.5 Material Group (Grupo) 1.1 Designación nominal Forjado Fundición Planchas-Chapas

CSi, A 105 A216 WCB A 515Gr 70 CMnSi A 350 Gr LF2 A 515Gr 70

º F/ Class 150 300 400 600 900 1500 2500 -20-100 285 740 990 1480 2220 3705 6170

200 260 675 900 1350 2025 3375 5625 300 230 655 875 1315 1970 3280 5470 400 200 635 845 1270 1900 3170 5280 500 170 600 800 1200 1795 2995 4990 600 140 550 730 1095 1640 2735 4560 650 125 535 715 1075 1610 2685 4475 700 110 535 710 1065 1600 2665 4440 750 95 505 670 1010 1510 2520 4200 800 80 410 550 825 1235 2060 3430 850 65 270 355 535 805 1340 2230 900 50 170 230 345 515 860 1430 950 35 105 140 205 310 515 860 1000 20 50 70 105 155 260 430

Material group (grupo) 1.14 Nominal designation Designación nominal

Forging Forjado

Castings Fundición

Plates - Chapas

9Cr-1Mo A 182 Gr F9 A 217 Gr C 12 , º F /Class 150 300 400 600 900 1500 2500

-20-100 290 750 1000 1500 2250 3750 6250 200 260 750 1000 1500 2250 3750 6250 300 230 750 970 1455 2185 3640 6070 400 200 705 940 1410 2115 3530 5880 500 170 665 885 1330 1995 3325 5540 600 140 605 805 1210 1815 3025 5040 650 125 590 785 1175 1765 2940 4905 700 110 570 755 1135 1705 2840 4730 750 95 530 710 1065 1595 2660 4430 800 80 510 675 1015 1525 2540 4230 850 65 485 650 975 1460 2435 4060 900 50 450 600 900 1350 2245 3745 950 35 375 505 755 1130 1885 3145 1000 20 255 340 505 760 1270 2115 1050 170 230 345 515 855 1430 1100 115 150 225 340 565 945 1150 75 100 150 225 375 630 1200 50 70 105 155 255 430

AASSMMEE BB3311..88-- PPaarrttee 33::""MMaatteerriiaalleess,, EEqquuiippooss yy CCoommppoonneenntteess”” RR44 Pag. 25

Ing. Rubén Rollino – [email protected] , [email protected]

Parte 3

MMaatteerriiaalleess yy eeqquuiippooss yy CCoommppoonneenntteess..



Materiales y equipamiento (1)

Calificación de Materiales y equipamiento ¶811 establece seis métodos de calificación:a) Items que conforman especificaciones referenciadas.b) Items importantes para la seguridad para los cualesexisten especificaciones referenciadas pero no lasconforman.c) Items poco importantes para la seguridad para loscuales existen especificaciones referenciadas pero no lasconforman.d) Items para los no que existen especificacionesreferenciadase) Item de marca registrada.

MMaatteerriiaalleess yy eeqquuiippaammiieennttoo ((¶¶881100)) El capítulo I del Código incluye los requerimientos referidos a materiales y equipos. Todos los materiales y equipos permanentes deben ser aptos y seguros para las condiciones a que serán usados y deben ser calificados por el cumplimiento de las normas, especificaciones y requerimientos especiales del Código.

CCaalliiffiiccaacciióónn ddee MMaatteerriiaalleess yy eeqquuiippaammiieennttoo ((¶¶881111))

Se clasifican en seis categorías pertenecientes a métodos de calificación: a) Items que conforman especificaciones referenciadas en el Código. b) Items importantes para la seguridad de un tipo para el cual existen standards referenciados en el

Código, pero que no lo conforman. (Ejemplo. Tubo fabricado de acuerdo a una especificación no mencionada en el Código.)

c) Items relativamente poco importantes para la seguridad de un tipo para el cual existen standards referenciados en el Código, pero que no lo conforman. ( Ejemplo de pequeñas dimensiones o por las condiciones de uso)

d) Items para los cuales no existe un standard mencionado en el Código (Ejemplo Compresor de gas) e) Items de marca registrada (ver ¶804.14) f) Tubos no identificados o usados.

PPrroocceeddiimmiieennttooss ddee ccaalliiffiiccaacciióónn:: a) Items que conforman las normas o especificaciones referenciadas en el Código pueden ser

utilizados de acuerdo a los requerimientos y limitaciones del Código. b) Items importantes para la seguridad de un tipo para el cual existen standards referenciados en el

Código, pero que no las conforman, Ejemplo. Tubos, Válvulas, y Bridas, deben ser calificados como sigue:



El material debe cumplir con una especificación escrita que no varíe sustancialmente de las

normas o especificaciones referenciadas en el Código y que cumple los requerimientos mínimos del Código en cuanto a calidad de materiales y elaboración. No se debe afectar en forma adversa la soldabilidad ni la ductilidad. Si la desviación afecta la resistencia debe preverse una tolerancia para compensarla.

Efectuar una petición al Comité para aprobación de cuerdo a ¶811.222

c) Items relativamente poco importantes para la seguridad que no conforman las normas o

especificaciones referenciadas en el Código:

Deben ser ensayados o investigados y demostrarse que son aptos para el servicio propuesto, Deben utilizarse a tensiones no mayores al 50% de lo admitido por el Código para materiales

comparables, Su uso no debe estar específicamente prohibido por el Código,

d) Items para los cuales no existe un standard mencionado en el Código e e) ítems de marca registrada:

El usuario debe demostrar que son aptos para el servicio propuesto. El fabricante debe asegurar la seguridad del ítem para el servicio previsto (ejemplo compresores

de gas y dispositivos de alivio de presión) f) Materiales no identificados o tubos usados pueden utilizarse sujetos a los requerimientos de ¶ 817. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 17


Materiales y equipamiento (1)

Materiales para uso en climas fríosEspecificaciones de materiales. Los apéndices Ay B listan las especificaciones referenciadas y noreferenciadas.Especificaciones de equipos: El Código no hacereferencia excepto para componentes de tubería yestructurales.Transporte de tubos: Es necesario la aplicación deAPI RP 5L1 o API 5LW superando ciertass relacionesDiámetro/espesor y tensión de operación.Condiciones para re-utilizar tubos

MMaatteerriiaalleess ppaarraa uussoo eenn cclliimmaass ffrrííooss ((¶¶ 881122)) Debe prestarse atención a las propiedades de impacto a bajas temperaturas de los materiales a ser utilizados o expuestos a bajas temperaturas.

MMaarrccaacciióónn ((¶¶881133))

Todas las válvulas, accesorios, bulonería y tubería deben estar identificados de acuerdo a las normas y especificaciones aplicables o de acuerdo a MSS SP-25. El estampado debe minimizar la concentración de tensiones.

EEssppeecciiffiiccaacciioonneess ddee mmaatteerriiaalleess ((¶¶881144)) El apéndice A lista las normas y especificaciones referenciadas por el Código.



El apéndice C lista las normas y especificaciones no referenciadas por el Código. Los siguientes tubos pueden ser utilizados si son calificados de acuerdo a ¶ 811 Especificación Descripción

Tubos de Acero API 5L Tubos de línea ASTM A 53 Tubos con y sin costura ASTM A 106 Tubos sin costura ASTM A 134 Tubos soldados por fusión eléctrica (Arco) ASTM A 135 Tubos soldados por resistencia eléctrica ASTM A 139 Tubos soldados por fusión eléctrica (Arco) ASTM A 333 Tubos con y sin costura para baja temperaturas de servicio ASTM A 381 Tubo soldado por arco metálico ASTM A 671 Tubos soldados por fusión eléctrica ASTM A 672 Tubos soldados por fusión eléctrica API 5L Tubos expandidos en frío

Hierro dúctil ANSI A 21.52 Tubos de hierro dúctil, Fundición centrifugada, en moldes metálicos

o de arena.

Tubos plásticos ASTM D 2513 Tubos, tubos y accesorios termoplásticos para uso con gas a presión

(Ver apéndice A4 y ¶ 814.14) ASTM D 2517 Tubos, tubos y accesorios de resina epoxy reforzada para uso con gas

a presión(Ver ¶ 814.14) Ciertos componentes de hierro dúctil, .según ANSI A21.52 pueden ser usados.

EEssppeecciiffiiccaacciioonneess ddee eeqquuiippooss ((¶¶881155)) En general el Código no hace referencia a estas, excepto para los componentes de tubería y estructurales listados en los apéndices A y C y a ciertos detalles específicos. La seguridad de estos equipos debe ser equivalente a la de las otras partes del sistema.

TTrraannssppoorrttee ddee ttuubbooss ddee llíínneeaa:: ((¶¶881166))

Deben tomarse precauciones para proteger a los tubos, bordes para soldar, pintuar de protección y cualquier revestimiento para evitar que sufran daños durante el transporte por carretera, ferrocarril o transporte maritimo. Los tubos que son transportados por ferrocarril o transporte marítimo, deben cargados y transportados de acuerdo con API RP5L1 o API5LW. Si no es posible asegurar que esto ha sido cumplido debe efectuarse un ensayo de presión a 1,25 (Para clase1) o 1,5 (Para clase 2, 3 y 4) veces la máxima presión de operación admisible por al menos dos horas



EJEMPLO DE ESPECIFICACIONES REFERENCIADAS



CCoonnddiicciioonneess ppaarraa rreeuuttiilliizzaarr ttuubbooss ((¶¶881177)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 18


Condiciones para re-utilizar tubos

Se fijan requerimientos para utilizar tubos usados y noidentificados.

Pueden utilizarse tubos en buenas condiciones y consoldabilidad conocida para tensiones menores y sincurvas cerradas.

Para tensiones mayores se requiere adicionalmente entreotras la determinación de propiedades mecánicas,espesor de pared, eficiencia de junta, prueba de presión,etc.

Tubos de acero: Quitar una porción de tubo de una línea y reinstalarlo en la misma línea o en una línea que opera a igual o menor presión está permitido sujeto a ¶ 817.13 a) f) e i). Excepto para aplicaciones submarinas ♦ Tubos usados y no identificados pueden ser utilizados para bajas tensiones (tensión circunferencial

menor que 6000psi) si no se efectuará curvas cerradas o exigencias similares, siempre que:

Una cuidadosa inspección visual indique que el tubo está en buenas condiciones y libre defectos que puedan causar fugas.

Si el tubo va a ser soldado y su especificación es desconocida, debe pasar la prueba de

soldabilidad prescritos en ¶817.13(e) ♦ Calificación de tubos para uso a tensiones mayores a 6000 psi o servicios que incluyen curvas

cerradas o tratamientos de similares exigencias (¶817.13). Debe cumplirse con lo indicado en los puntos indicados la siguiente tabla: Tubo nuevo o usado

con especificación desconocida

Tubo usado con especificación

conocida Inspección a) a) Propiedades de doblado b) Espesor c) c) Factor de junta longitudinal d) d) Soldabilidad e) Defectos superficiales f) f) Tensión de fluencia g) Valor S (¶841.11) h) Prueba hidrostática i) i) a) Inspección: Limpieza interna y externa para permitir una inspección adecuada. Debe efectuarse una inspección visual para determinar que el tubo es lo suficientemente redondo y recto y para descubrir defectos que pudieran afectar su resistencia o hermeticidad.



b) Propiedades de doblado:

Tubos NPS 2 y menores deben ser doblados 90ºen frío con un mandril de 12 veces el diámetro nominal sin mostrar fisuras en ningún lugar ni aperturas en la soldadura.

Tubos mayores a NPS 2 deben ser sujetos a ensayo de aplastamiento de acuerdo a lo prescrito en el apéndice H, con la excepción que la cantidad de muestras requeridas debe estar de acuerdo con lo indicado en g) más abajo para tensión de fluencia.

c) Determinación de espesor de pared:

A menos que sea conocido con certeza debe medirse en cuatro puntos en un extremo de cada tubo. Si se sabe que el lote es uniforme puede medirse sobre el 10% de los tubos pero no menos que 10

tubos. Los espesores de los otros tubos pueden medirse utilizando un calibre para el espesor menor.

El espesor debe tomarse como el espesor comercial siguiente hacia abajo del promedio de las dimensiones obtenidas pero no mayor que 1,14 veces el menor espesor medido para menores a NPS 20 o 1,11 veces el menor espesor medido para NPS 20 y mayores.

d) Factor de junta longitudinal.

Si el tipo de junta puede determinarse con certeza puede utilizarse los factores de la tabla 841.115A del capítulo IV.

En caso contrario debe utilizarse E=0,60 para NPS 4 y menores o E=0,80 para mayores a NPS 4. e) Soldabilidad

Un soldador calificado debe realizar una costura circunferencial utilizando el mismo procedimiento y en las condiciones más severas a utilizar en producción.

La soldadura debe ensayarse de acuerdo a los requerimientos de API 1104. El tubo será considerado soldable si se cumplen los requerimientos de API 1104. Debe realizarse una prueba por cada 100 tubos mayores a NPS 4 y cada 400 tubos para NPS 4 y

menores. Si los requerimientos de API 1104 no pueden ser cumplidos, la soldabilidad puede demostrarse

por medio de un análisis químico (cantidad igual que lo indicado arriba para ensayo de junta de acuerdo a API 1104)para determinar el contenido de C y Mn (Ver ¶822.23 y proceder de acuerdo al ASME BPPVC sección IX

f) Defectos superficiales. Deben verificarse arranques, entallas y dientes y debe cumplirse con ¶ 841.24 g) Determinación de la tensión de fluencia: Si es desconocida y no se realizaron ensayos de verificación debe adoptarse no mayor a 24000 psi o establecida de acuerdo a API 5L de acuerdo a la siguiente cantidad: Cantidad Cantidad de muestras 10 tubos o menos 1 por cada tubo Entre 11 tubos y 100 1 por cada 5 tubos pero no menos de 10 Más de 100 tubos 1 por cada 10 tubos pero no menos de 20



Si la relación tensión de fluencia-rotura excede 0,85 el tubo no debería utilizarse (excepto lo indicado en ¶817.12 para tensiones menores de 6.000 psi)) h) Valor de S: Si es desconocida la especificación debe utilizarse 24000 psi o determinado como sigue:

80% del promedio de los resultados de los ensayos El mínimo valor obtenido en los ensayos pero no mayor que 52000 psi.

i) Prueba de presión Tubo nuevo o usado de especificación desconocida y todos los tubos usados deben ser sometidos a un ensayo de presión tubo por tubo u en la línea instalada antes de poner en servicio. El ensayo debe establecer la máxima presión de operación admisible (ver ¶841.111) Para reutilizar tubos de hierro dúctil o plásticos ver ¶ 817.2 y .3.

CCoommppoonneenntteess ddee ssiisstteemmaass ddee ttuubbeerrííaass yy ddeettaalllleess ddee ffaabbrriiccaacciióónn ((¶¶883300))



Componentes y detalles defabricación

Componentes de sistemas de tuberíaVálvulas y dispositivos reductores depresiónUniones bridadasAccesorios de tuberíaComponentes especiales fabricados porsoldadura Aberturas y accesorios de cierre rápidoConexiones en derivación

IInnttrroodduucccciióónn

En el capítulo III el Código incluye normas, especificaciones, criterios y requerimientos que cubren: Especificaciones para la selección de todos los ítems y accesorios que componen el sistema de

tubería, Métodos aceptables para la construcción de derivaciones, Criterios para controlar los efectos de la temperatura, Métodos aprobados para el soporte y anclaje de sistemas expuestos y enterrados.

Este capítulo no incluye los tópicos tratados por otros capítulos como ser: Materiales, Soldadura, Diseño, Instalación y Ensayo, etc. Estos temas están agrupados dentro del capítulo de acuerdo a lo siguiente:

Componentes de sistemas de tuberías (¶831)

Expansión y Flexibilidad (¶832)



Cálculo de tensiones combinadas (¶ 833)

Soporte y anclaje de sistemas expuestos (¶834)

Anclaje de sistemas enterrados. (¶835)

CCoommppoonneenntteess ddee ssiisstteemmaass ddee ttuubbeerrííaa ((¶¶883311))



Válvulas



Válvulas: Ejemplo deespecificaciones.

Especificación TipoASME B 16.33 Válvulas metálicas pequeñas operadas manualmente para sistemas de

distribución de gasASME B 16.34 Válvulas de aceroASME B 16.38 Válvulas metálicas pequeñas operadas manualmente para sistemas de

distribución de gasASME B 16.40 Válvulas termoplásticas operadas manualmente (corte de gas y

sistemas de distribución de gas)

Dentro de este punto el Código fija las condiciones de diseño, normas y especificaciones, requerimientos especiales y limitaciones aplicables a los siguientes componentes de caería:

VVáállvvuullaass yy ddiissppoossiittiivvooss rreedduuccttoorreess ddee pprreessiióónn ((¶¶883311..11)) Pueden ser utilizadas las válvulas que cumplan las siguientes especificaciones y dentro de las recomendaciones para el servicio dadas por el fabricante. Especificación Tipo ANSI B 16.33 Válvulas metálicas pequeñas operadas manualmente para sistemas de

distribución de gas ANSI B 16.34 Válvulas de acero ANSI B 16.38 Válvulas metálicas pequeñas operadas manualmente para sistemas de

distribución de gas ANSI/ASME B 16.40 Válvulas termoplásticas operadas manualmente (corte de gas y

sistemas de distribución de gas) API 6A Equipamiento "Wellhead" API 6D Válvulas de líneas MSS SP-70 Válvulas esclusas de fundición de hierro MSS SP-71 Válvulas de chequeo de fundición de hierro MSS SP-78 Válvulas plug de hierro fundido



Adicionalmente el Código establece limitaciones para ciertas válvulas de hierro dúctil fundido según ASTM A 395 por ejemplo limita en ciertos casos la presión al 80% de la presión de acuerdo al rating que corresponda y no más de 1000psi y no admite el uso de soldadura. Además el Código no permite el uso de válvulas con cuerpo de hierro fundido para estaciones de compresores. Las válvulas roscadas deben estar de acuerdo con ANSI B1.20.1, API 5L o API 6ª.

UUnniioonneess bbrriiddaaddaass ((¶¶883311..22)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 22


Bridas.



Uniones bridadas: Ejemplode especificaciones.

Especificación TipoASME 16.5/20/24 Ver especificaciones listadas en apéndices A y B (Hiero y Acero)MSS SP-44 Bridas para tubos de aceroApéndice I Bridas livianas de aceroANSI B16.24 Bridas y accesorios bridados de latón o bronce.

Las dimensiones, forma y agujereado de las bridas deben estar de acuerdo con: Especificación Tipo ANSI B 16.5 / .24 / . Ver especificaciones listadas en apéndices A y B (Hierro y Acero) MSS SP-44 Bridas para tubos de acero B31.8 Apéndice I Bridas livianas de acero ANSI B16.24 Bridas y accesorios bridados de latón o bronce. Para requisitos y limitaciones específicas debe consultarse en ¶831.2. En ese punto se encuentran requisitos y limitaciones aplicables a casos específicos como ser: Bridas fundidas o forjadas integralmente con tubos o accesorios, Bridas roscadas, lap joint, slip-on, welding neck, Unión de bridas de distinta clase y materiales, entre otros. El párrafo ¶831.22 define los requerimientos para los bulones de fijación y tuercas. Como recomendación general (con excepciones fundamentalmente para bridas de hierro fundido) el Código indica que los bulones deben responder a AST A 193, ASTM A 320, ASTM A 354 o de acero al carbono tratado térmicamente de acuerdo a ASTM A 449. Para bridas ANSI B16.5 clase 150 y 300 a temperaturas entre -20ºF y 450ºF pueden ser del grado B de AST A 307



Los materiales para tuercas deben responder a ASTM A 194 o ASTM A 307 (solo con bulones ASTM A 307) En general el roscado debe responder a ANSI B1.1, 2ª y 2B para bulones y tuercas de acero al carbono. Este punto del Código también provee requerimientos para aceros aleados, tuercas cuadradas, etc. El párrafo ¶ 821.23 fija los requerimientos para las juntas de sello: entre otros los siguientes Indica que no deben utilizarse juntas metálicas con bridas clase 150, las juntas para temperaturas mayores a 250ºF deben ser incombustibles y que para bridas de bronce deben utilizarse juntas de diámetro completo (permitido también para bridas de hierro fundido)clase 25 y 125)

AAcccceessoorriiooss ddee ttuubbeerrííaa ((¶¶ 883311..33)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 24


Ejemplos de accesorio detubería



Accesorios de tubería: Ejemplode especificaciones.

Especificación TipoASME B 16.9 o MSS -75 Accesorios de acero para soldadura a topeASME B 16.11 Accesorios de acero para soldadura socketASME B 16.42 Accesorios bridados de hiero dúctilASTM D 2513 Accesorios termoplásticosASTM D 2517 Accesorios de plástico termoseteado.¶ 831.36 Accesorios especiales con dimensiones no estándar

Accesorios estándar (¶831.31 y ¶ 831.32) El espesor mínimo de accesorios roscados o bridados no debe ser menor que el especificado para las presiones y temperaturas en cuestión de acuerdo con ANSI o MSS. Como recomendaciones generales el Código fija las siguientes especificaciones: Especificación Tipo ANSI B 16.9 o MSS -75 Accesorios de acero para soldadura a tope ANSI B 16.11 Accesorios de acero para soldadura socket ANSI B 16.42 O ANSI A21.14 Accesorios bridados de hiero dúctil ASTM D 2513 Accesorios termoplásticos ASTM D 2517 Accesorios de plástico termoseteado. ¶ 831.36 Accesorios especiales con dimensiones no estándar



CCoommppoonneenntteess eessppeecciiaalleess ffaabbrriiccaaddooss ppoorr ssoollddaadduurraa ((¶¶883311..3355)) Unidades prefabricadas con chapa y soldaduras longitudinales (excepto accesorios para soldar a tope fabricados regularmente ni tubos fabricados de acuerdo a las especificaciones citadas en el código) deben ser diseñadas y ensayadas de acuerdo bajo los requerimientos del código ASME BPV

AAbbeerrttuurraass ddee cciieerrrree rrááppiiddoo ((¶¶883311..3377)) Son utilizados para acceso repetido al interior del sistema de tubería. El Código no impone requerimientos específicos de diseño. Deben tener un rating-presión temperatura igual o mayor que el del sistema y deben estar equipados con dispositivos de bloqueo de acuerdo con sección VIII UG-35(b)

AAcccceessoorriiooss ddee cciieerrrree ((¶¶883311..22--44)) Las tapas (weld caps) deben ser de acuerdo con ANSI B 16.9 o MSS SP-75 Los cabezales (planos, elípticos, esféricos o cónicos) deben ser diseñados de acuerdo a ASME VIII Div. 1. La máxima tensión admisible no debe superar la indicada en ¶841 ni exceder 60% SMYS. Si contienen soldaduras estas deben inspeccionarse de acuerdo a ASME VIII Div. 1.

Conexiones en derivación ((¶¶ 883311..3333))

Tapas roscadas sin refuerzo en tubos de hierro fundido son permitidas hasta un diámetro de no más del 25% del diámetro nominal del tubo principal (Máximo 1 1/4" para NPS4 con espesor nominal no mayor de 0.380"). Existen limitaciones adicionales en caso de severas condiciones climáticas o cargas inusuales. Tapas roscadas existentes pueden ser utilizadas en reemplazo de conexiones en derivación si se constata la inexistencia de fisuras alrededor de la abertura.

CCoonneexxiioonneess ddee ddeerriivvaacciioonneess ssuujjeettaass aa pprreessiióónn iinntteerrnnaa ((¶¶883311..44))



Conexiones en derivación.





Conexiones en derivación. (2)

Area de refuerzo requerida para presióninterna.Refuerzos de aberturas múltiples: Area derefuerzo, distancias y refuerzos combinados.Requerimientos especiales: Función de larelación de tensiones y/o diámetros.Conexiones integralmente reforzadas.Otros diseños.

El refuerzo se requiere, cuando no está provisto inherentemente en los componentes de la bifurcación. El diseño de las conexiones en derivación simples o múltiples debe prever un adecuado control de tensiones. Las tensiones de corte producidas por la presión actuante en la derivación y o cualquier carga externa debida a movimiento térmico, vibración, etc. El refuerzo requerido debe ser determinado por la regla de que el área de metal disponible para refuerzo ser igual o mayor que el área quitada calculada con la siguiente formula (Ver también apéndice I Fig. F5 A continuación se indica a manera de ejemplo la forma de calculo de área de refuerzo.

AR =dt ( Para conexiones en ángulo recto) El refuerzo requerido se puede obtener por cualquier combinación de áreas A1 , A2, A3

ARA1

A2A3

d

B

tb

tH

L= 2 1/2 H or 2 1/2B+ M, El menor(smaller)

2 1/2 H

d d

M

REGLAS PARA REFUERZO DE DERIVACIONES SOLDADAS (RULES FOR REINFORCEMENT OF WELDED BRANCH CONNECTIONS)

FIG. F5



A1: área en exceso en la pared del tubo principal. = (H -t)(d) A2: área en exceso en la pared del tubo de la bifurcación, hasta una distancia L4 del tubo principal. . = 2(B-tb )L A3: área, in2 (mm2) correspondiente a la suma de áreas de refuerzo agregado, incluido soldaduras de refuerzo.

B= Espesor nominal del tubo de derivación H= Espesor nominal del tubo principal M= Espesor nominal del refuerzo d= Dimensión mayor de la abertura terminada en el tubo principal o diámetro de la derivación, medida paralela al eje del tubo principal. t= Espesor nominal requerido para el tubo principal tb= Espesor nominal requerido para el tubo de derivación

Áreas en: in2 (mm2) Los refuerzos pueden estar formados con materiales de distinta resistencia al de la tubería principal. Si el material de refuerzo es de menor tensión admisible, el área proporcionada por este debe ser reducida en forma proporcional a la relación de tensiones de ambos. En cambio si es de mayor resistencia no puede utilizarse este criterio para incrementar el área.

Zona de refuerzo La zona de refuerzo es un paralelogramo cuyo ancho se extiende hasta una distancia d2 a cada lado del eje de la derivación y cuya altura comienza en la superficie interior de la tubería principal hasta una distancia L4 desde la superficie exterior del tubo principal. Refuerzo de aberturas múltiples (¶831.5) Es aconsejable que las aberturas múltiples estén a una distancia tal que sus refuerzos no se superpongan. Si es necesario una distancia menor, debe tenerse en cuenta lo siguiente: Las aberturas deben reforzarse de acuerdo a los criterios antes indicados, o con un refuerzo

combinado que tenga la misma resistencia que la suma de refuerzos que hubiesen requerido por separado.

Ninguna sección debe ser evaluada más de una vez como correspondiente a más de una abertura. Cuando más que dos aberturas adyacentes han de ser provistas de un refuerzo combinado, la

distancia mínima entre centros de cualquier par de aberturas, debería ser preferiblemente 1 1/2 veces su diámetro promedio y el área de refuerzo entre ellas debe ser al menos igual al 50% del total requerido para esas dos aberturas.

Si las aberturas están separadas menos de 1 1/2 su diámetro promedio, no se debe considerar el material entre ellas como contribuyendo al refuerzo.

Una serie de aberturas adyacentes o con poca separación entre ellas, puede ser reforzada como un grupo si son tratadas como una sola asumiendo un diámetro que abarque a todas.

Anillos y Monturas. No deben tener diferencias apreciables de ancho. Pueden fabricarse en más de una pieza siempre que la soldadura de unión cubra todo el espeso. Cada pieza debe tener un agujero para venteo durante soldadura y tratamiento térmico. (Ver ¶127.4.8.)



Otros diseños: La aptitud de otros tipos de refuerzo a los cuales no se puedan aplicar las reglas indicadas anteriormente, debe ser demostrada por ensayos de prueba o a rotura sobre modelos a escala, o por cálculos avalados por servicio satisfactoriamente de diseños similares. Requerimientos especiales (¶831.42) (Se aplican en conjunto con la tabla 831.42

TABLA 831.42 Relación de DN

Tubo de derivación/ Tubo principal Relación de Tensión

circunferencial de diseño y SMYS < 25% >25% y < 50% > 50% < 20% (g) (i) (g) (i) (h) (j)

> 20 y < 50% (d) (i) (j) (i) (j) (h) (i) (j) > 50% (c) (d) (e) (j) (b) (e) (j) (a) (e) (f) (j)

a) Es preferible el uso de tees forjadas de acero con diseño probado. Cuando estas no pueden ser utilizadas el

refuerzo debe extenderse completamente alrededor de la circunferencia del tubo principal. No se admiten anillos u otro tipo de refuerzo local parcial.

b) Es preferible el uso de tees forjadas de acero con diseño probado. Cuando estas no pueden ser utilizadas el refuerzo debe extenderse alrededor de la circunferencia del tubo principal. Sin embargo se admiten se admiten anillos u otro tipo de refuerzo local parcial incluso accesorios para soldar.

c) El refuerzo puede ser un anillo u otro tipo que cubra toda la circunferencia del tubo principal. Debe realizarse una transición de espesor en los extremos a unir con el tubo principal. Se recomienda que la soldadura de filete del refuerzo al tubo de derivación no supere el espesor de este último.

d) Cálculo de refuerzo no se requiere para aberturas no superiores a NPS 2 (Precaución en caso de vibraciones u otras fuerzas externas)

e) Las juntas soldadas deben ser equivalentes a las mostradas en el apéndice I Fig. I1 e I2. f) El interior de los extremos de la abertura terminada, en lo posible debe ser redondeados a 1 1/8" de radio. Si

el miembro de refuerzo circular es de mayor espesor que el tubo principal debe tener transición hasta el espesor del “header” En caso de hot tap y plugging ver j.

g) El refuerzo de las aberturas no es mandatorio pero puede ser requerido para ciertos casos con presiones mayores a 100 psi , tubería delgada o fuerzas externas severas.

h) Si el refuerzo es requerido y debe cubrir más que media circunferencia entonces debe utilizarse uno de circunferencia completa o una te.

i) El refuerzo puede ser de cualquiera de los tipos indicados en ¶831.41. j) Para el caso de hot tap y accesorios para plugging tipo Tee con espesor del accesorio mas grueso que el

header: 1) El mínimo tamaño de filete es t más el gap entre el header y accesorio. 2) La máxima dimensión de filete debe ser 1,4*t más el gap entre el header y accesorio 3) Si es necesario debe hacerse una transición en el accesorio de aproximadamente 45º.



DDeerriivvaacciioonneess eexxttrruuiiddaass ((OOuuttlleett)) rreeffoorrzzaaddaass iinntteeggrraallmmeennttee ((¶¶883311..66))

Se define como un tubo principal o porción que tiene un labio de derivación extruido con una altitud por fuera de la superficie del tubo principal h0>ρ0 El diseñador debe definir un espesor de pared apropiado para asegurar la misma vida útil que el

sistema. El diseño es de acuerdo a lo indicado en la figura 104.3.1 (G). La altura del cuello es igual o

mayor que el radio de acuerdo entre la parte que reemplaza la porción de tubo principal y la conexión del ramal. (h0>r0)

Estas reglas se aplican solamente cuando el eje de la conexión es normal al del tubo principal y no se aplican a ninguna conexión que tenga cualquier tipo de refuerzo adicional.

Area requerida (Required area) A=KtrDo

A1

A2

A3ro

roho

r1r1

To

L

Zona de refuerzoReinforcement zoned

Tb

tb

tr

D

dc

A3

A2

Sobre espesor de corrosion (Corrosion allowance)

Nota general: El esquema es dibujado para la condicion que K=1.00.(GENERAL NOTE: Sketch is drawn for condition where K=1.00.)

Tr

Dc

Fig F3

A1

A2

A3ro

roho

r1r1

To

L

dTb

tb

tr

D

dc

A3

A2

TrArea requerida (Required area) A=KtrDo

Zona de refuerzoReinforcement zone

Sobre espesor de corrosion (Corrosion allowance)

Nota general: El esquema es dibujado para la condicion que K=1.00.(GENERAL NOTE: Sketch is drawn for condition where K=1.00.)

Fig F4

Dc



- El diseño debe cumplir el criterio de que el área del refuerzo requerida no debe ser menor que el

área requerida. (A7 > A1+ A2 + A4) Area de refuerzo requerida: se define como: A =K Do Donde K d/D 1.00 > 0.60 0.6 + 2/3 d/D 0.15 < d/D < 0.60 0.70 d/D < 0.15 Do= Diámetro interno de la conexión extruida excluido sobreespesor de corrosión, medido en la zona de correspondencia con el tubo principal Dc= Diámetro interior del tubo principal D= Diámetro exterior del tubo principal d= Diámetro exterior del tubo de derivación dc= Diámetro exterior del tubo de derivación Tr= Espesor del tubo principal excluido sobreespesor de corrosión tr= Espesor del tubo principal requerido según formula de ¶841.11 Tb= Espesor nominal requerido para el tubo de derivación Area del refuerzo requerida A= A1+ A2 + A4

Siendo: A1 = Area dentro de la zona de refuerzo del tubo principal resultante de un exceso de espesor. A1 = dc(tn - tmh) A2= Area dentro de la zona de refuerzo de la conexión resultante de un exceso de espesor. A2 = 2L8(tb - tmb) A3= Area dentro de la zona de refuerzo resultante de un exceso de espesor en el labio extruido. A4 = 2ro[T0 - ( tb -

A)]



EExxppaannssiióónn yy FFlleexxiibbiilliiddaadd ((¶¶ 883322)) (Tubería sobre nivel de suelo) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 28


Expansión y Flexibilidad. Expansión: Diferencia de expansión entre la máximatemperatura de operación y la temperatura promedio demontaje.

Expansión de aceros al carbono y baja aleación:Tabla832.2

El diseño debe prever suficiente flexibilidad de forma talde prevenir excesivas tensiones.

La flexibilidad puede ser provista por el uso de curvas,“loops” cambio de dirección, juntas de expansión,etc.

El sistema debe tratarse como un conjunto y considerarselos factores de intensificación de tensiones.

Pretensionado en frío: Puede utilizarse para mejorar elcomportamiento en servicio.

Las tuberías , deben diseñarse de forma tal de que tengan suficiente flexibilidad para prevenir fallas que puedan producirse debido a sobretensiones del material de la tubería o anclajes, pérdidas en juntas o distorsión de los equipos conectados debidos a excesivos esfuerzos por movimientos. La flexibilidad puede ser provista por cambios de dirección utilizando curvas, loops o pequeños offset u otras previsiones para absorber movimientos térmicos, como ser el uso de juntas de expansión, articuladas, rotulas, tubos corrugados o mangueras metálicas flexibles. Si se utilizan juntas de expansión deben instalarse anclajes de suficiente rigidez para absorber las fuerzas debidas al fluido u otras causas. El sistema debe tratado como un conjunto cuando se calcula la flexibilidad. Deben considerarse la importancia de todas las partes de la línea incluidos los restrictores de movimiento como ser guías y soportes.

PPrreemmiissaass yy rreeqquueerriimmiieennttooss bbáássiiccooss .. ♦ En los cálculos de flexibilidad los sistemas de tuberías entre puntos de anclaje deben ser tratados

como un todo o conjunto. ♦ Debe considerarse la importancia de todas las partes de la línea y/o todos los restrictores colocados

con el propósito de reducir momentos y fuerzas sobre los equipos o pequeñas líneas que se bifurcan.

♦ Los cálculos de flexibilidad deben tomar en cuenta las condiciones de intensificación de tensiones de los componentes y juntas. Pueden tomarse créditos cuando existe flexibilidad extra en esos componentes y juntas. En caso de no existir fuentes de datos más directamente aplicables, pueden utilizarse los factores de flexibilidad e intensificación de tensiones mostrados en el apéndice E del código Debe utilizarse el rango total de temperatura este sometido el sistema a pretensionado en frío o no.

♦ El calculo de flexibilidad debe basarse en el módulo de elasticidad Ec a temperatura ambiente. ♦ Las propiedades dimensionales de los tubos y accesorios a utilizar en los cálculos de flexibilidad,

deben basarse en las dimensiones nominales y utilizar el factor de eficiencia de junta soldada "E" (Tabla 841.115ª) como igual a 1,00.

PPrreetteennssiioonnaaddoo eenn ffrrííoo ((¶¶883322..3377)) Para modificar los efectos de la contracción y expansión la línea principal puede ser pretensionada en frío. Esto puede ser tomado en cuenta en el cálculo de reacciones según ¶833.5, siempre que el método de pretensionado sea probado como efectivo.



La expansión térmica de los materiales más comunes utilizados en tubería debe ser determinada de la tabla 832.2 : Todo lo indicado en ¶832.1 es aplicable para temperaturas no mayores a 450ºF

Tabla 832.2 Expansión térmica de materiales de tubería

Acero al C, Acero de alta resistencia y hierro forjado Temperatura º F Expansión total, in/100 ft

Sobre 32ºF 32 0.0 60 0.2

100 0.5 125 0.7 150 0.9 175 1.1 200 1.3 225 1.5 250 1.7 300 2.2 350 2.6 400 3.0 450 3.5

CCáállccuulloo ddee tteennssiioonneess ccoommbbiinnaaddaass ((¶¶883333 ))



Tensiones combinadas.

Las tensiones de expansión debencombinarse considerando:

Las tensiones de flexión

resultantes

Las tensiones de torsión

resultantes.

Las tensiones de expansión deben combinarse de acuerdo a la siguiente formula: SE = (Sb

2+ St2)1/2

Donde: Sb = Tensiones de flexión resultantes (psi) = i Mb / z St =Tensiones de torsión resultantes (psi) = Mt / 2z



SE =Tensiones de expansión combinadas (psi) Mb, Mt = Momentos de flexión y torsión. I= factor de intensificación de tensiones (Ver apéndice E) Z = Módulo de elasticidad del tubo , in.3 ♦ La máxima tensión de expansión SE no debe superar 0,725S, donde S es la mínima tensión de

fluencia especificada ( Ver además ¶833.4) ♦ El total de lo siguiente no debe superar S: a) Tensiones combinadas de expansión b) Tensión longitudinal debida a presión (SFT: Ver ¶841.11) c) Tensión longitudinal debida a cargas externas, tal como peso, contenido, viento, etc. La suma de b) y c) no debe superar 0,725S Computo de reacciones La reacción R' debe ser obtenida de acuerdo a la siguiente formula y desde las reacciones R de los cálculos de flexibilidad: ♦ En un sistema sin pretensionado en frío o pretensionado uniforme en todas las direcciones, las

reacciones (fuerzas y momentos) de Rh y Rc en condición fría y caliente respectivamente, deben obtenerse de la reacción R derivada de los cálculos de flexibilidad basados en el módulo de elasticidad a temperatura ambiente Ec, usando las ecuaciones (9) y (10).

R' = ( 1 – 2/)R Donde: Cs = Factor de pretensionado en frío, variando de cero para no pretensionado a 1.00 para 100% pretensionado. Ec = Módulo de elasticidad en condición fría R = Reacción máxima para el rango completo de expansión, basado en Ec el cual asume la condición más severa ( 100% pretensionado en frío, sea usado o no), lb y in-lb (N y mm-N) R' = Reacción máxima estimada prevista luego del pretensionado en frío. No debe exceder los limites admisibles de los equipos y soportes.

SSooppoorrtteess ((¶¶ 883344)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 30


Soportes.Deben ser aptos para el soporte de las máximas fuerzasdebidas a presión, peso y fuerzas adicionales.

Deben prevenir o reducir excesiva vibración.

Deben proteger a los equipos.

En función de las tensiones de operación puedensoldarse o no directamente a la tubería.

Consideraciones especiales deben tenerse para elsoporte de tuberías enterradas.



Los soportes deben prevenir o reducir excesiva vibración y proteger a los equipos de tensionado indebido. Los soportes, colgantes y anclajes deben instalarse de tal forma de no interferir con la libre expansión y contracción de la tubería entre soportes y ser diseñados de tal forma de no ser desensamblados por el movimiento de la tubería. Los materiales deben ser durables, incombustibles y adecuados para las condiciones de servicio (834.3) Fuerzas en uniones de tubería (834.4) Todas las juntas de unión deben ser aptas para soportar las máximas fuerzas debidas a presión interna y fuerzas adicionales debidas a expansión o contracción térmica y peso de la tubería y contenido. Fijación de soportes y anclajes (¶834.5) Si la tubería está diseñada para trabajar con tensiones circunferenciales por debajo del 50% de MSYS los soportes pueden fijarse directamente a la tubería, utilizando proporciones y tensiones de soldadura acorde a las prácticas estructurales estándar. Si trabajan a tensiones superiores los soportes deben ser provistos de un elemento que envuelva al tubo. La soldadura del miembro que envuelve al tubo, al tubo debe ser preferentemente continua. Soporte de tubería enterrada (¶835) Las curvas y quiebres producen fuerzas longitudinales que deben ser absorbidas por anclajes en las curvas, fricción contra el suelo o tensiones longitudinales en la tubería. Los anclajes deben prever la distribución de las cargas de forma tal que puedan ser soportadas por el suelo. Las líneas enterradas están sujetas a tensiones debidas a cambios de presión y temperatura. Para líneas largas la fricción con el suelo previene los cambios de longitud debido a esas tensiones, excepto en algunas decenas de metros cerca de las curvas o extremos. En esas ubicaciones el movimiento no restringido puede ser de magnitud considerable. Si se hacen conexiones o derivaciones en esas zonas estas deben ser suficientemente flexibles.

FFaaccttoorreess ddee FFlleexxiibbiilliiddaadd ee iinntteennssiiffiiccaacciióónn ddee tteennssiioonneess Apéndice E :



TABLA E-1

Descripción Factor de flexibilidad , k Factor de intensificación de tensiones, i

Soldadura doble slip-on de brida(nota 14)

1 1,2

Soldadura socket weld de bridas o accesorios (Nota 14 y 15)

1 2,1 max o 2,1Tc/Cx pero no mayor que 1,3

Bridas lap joint (ANSI B 16.9)

1 1.6

Unión de tubo roscado con brida (Nota 14)

1 2,3

Tubo o curva corrugada

5 2.5

Notas: Ver Código



GRAFICO A (B31.1)

ASME B31.8 Parte 4 "Soldadura y Ensayos” R4 PPaaggiinnaa 5511


Parte 4

SSoollddaadduurraa yy EEnnssaayyooss

SSoollddaadduurraa.. ((¶¶882200)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 31


Soldadura - 1

Se establecen requerimientos para la soldadurade materiales tanto laminados como forjados ofundidos.Se cubre la soldadura a tope y filete en tubos,bridas, accesorios, etc.No se cubre la soldadura de fabricación detubos.Algunas variables esenciales y tiempos derecalificación.

El Capítulo II da los requerimientos aplicables a Soldadura y Ensayos. Este capitulo se aplica a juntas de tuberías de materiales tanto forjados como fundidos y cubre soldaduras de filete y a tope en tubos, derivaciones, bridas slip-on, accesorios socket, etc. Cuando las válvulas y equipos son provistos con extremos para soldar directamente a tubos, la composición, diseño y los procedimientos de soldadura y alivio de tensiones no deben provocar daños. Este capítulo no se aplica a la soldadura realizada para la fabricación del tubo. Las soldaduras pueden ser realizadas por cualquier proceso o combinación que produzca soldaduras que cumplan los requerimientos del Código. Pueden ser realizadas en posición o rolando los tubos. Antes de iniciar las soldaduras debe establecerse y calificarse los procedimientos de soldadura. Cada soldador u operador debe ser calificado para el procedimiento previsto antes de ejecutar soldaduras. (¶821.3) Los criterios de aceptación de soldaduras de sistemas de tuberías que operan al 20% o más de la mínima tensión de fluencia especificada son los indicados en API 1104 (821.4) Antes de soldar en o alrededor de estructuras o áreas que contengan gas, debe determinarse la ausencia de gas combustible. Las definiciones y términos referidos a soldadura que son utilizadas en el Código corresponden a ANSI/AWS A3.0



PPrreeppaarraacciióónn ddee bboorrddeess ppaarraa ssoollddaadduurraa ((¶¶882222)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 32


Detalles típicos de extremos de soldadura a tope.

COMBINACIONES ACEPTABLES DE PREPARACIÓN DE EXTREMOS DE CAÑOS(ACCEPABLE COMBINATIONS OF PIPE END PREPARATIONS)

37 1/2 deg ± 2 1/2 deg

Preparación normal de extremos de caños y accesorios para soldar a tope, de 22mm de espesor o mas delgados

(Standard end preparation of pipe butt welding fittings 7/8 in. and thiner) (b) Standard End Preparation Preparaciones de extremos normales

37 1/2º (deg) ± 2 1/2º (deg)

(deg)60º (deg) a (to) 80º

(d) (e)

30º (deg)+5º(deg) -0º(deg)

Preparacion opcional del extremo del caño(Optional end preparation of pipe)

(a)

30º ()deg +5º(deg) -0º (deg)

1/16

" (in

). ±

1/32

" (in

).

10º(deg) ± 1º (deg)

37 1

/2º (

deg)

± 2

1/2

º (de

g)

30º (

deg)

+ 5

º (de

g) to

37

1/2º

(deg

)

-

0º (d

eg) ±

2 1

/2º (

deg)

(f)

Preparación sugerida de extremos de caños y accesorios, de más de 22mm de espesor (Suggested end preparation, pipe and fittings over 7/8- in. thickness) (c)

10º(deg) ± 1º (deg)

1/16

" (in

). ±

1/32

" (in

).

3/4" (in).

t > 7/8" (in).

1/16

" (in

). ±

1/32

" (in

).

Radio(Radius) 37 1/2º (deg)± 2 1/2º (deg)



Ejemplos de transiciones.

Desalineación interna(Internal Offset)

30º (deg) max

t

0.5 t max

(c)

tD

t

3/32 in. max

(a)

30º (deg). max.14º (deg). min. (1:4)[Nota (note) (1)]

(d)

30 deg max

t

0.5 t max

tD


t

(b)

tD= 1.5 t

0.5 t max



Ejemplos de fijación de bridas

FIG I6 (c y d) DETALLES RECOMENDADOS PARA FIJACION DE BRIDAS (RECOMMENDED ATTACHMENT DETAILS OF FLANGES)

(c) Soldadura en frente y cubo (Front and Back Weld)

1/2" (in). max

t

t

1.4 t

1.4 t

t0.707 t ( ó t si se prefiere), (or t if preferred)

(d) Soldadura en cara y cubo. (Face and Back Weld)

1.4 t

1.4 t

En el apéndice I del Código se muestran algunos detalles aceptables de preparación para Este apéndice se aplica para uniones entre espesores y SMYS diferentes. Los detalles indicados en la figura I5 se aplican para uniones a tope entre espesores desiguales y/o SMYS diferentes. (Para uniones de espesores desiguales con SMYS se aplican las reglas de este apéndice pero no se especifica ángulo mínimo de transición) Diámetros interiores desiguales: a) Para tuberías que operan con tensiones circunferenciales < al 20% de SMYS, y los espesores a

unir no varían más que 1/8”, no se requiere ningún tratamiento a la unión, siempre que se garantice adecuada penetración y fusión de ambos bordes. Si la desalineación es mayor se aplica el siguiente punto b).

b) Para niveles de tensiones > al 20% de SMYS: 1) Si los espesores nominales no varían más que 3/32” no se requiere tratamiento especial, si se logra

penetración total. y se funden ambos bordes. (Ver figura I5.a) 2) Para desalineación interior > 3/32”, y no hay acceso al interior, la transición debe realizarse

transición cónica sobre el espesor mayor con el con un ángulo no mayor que 30º ni menor que 14º. (Ver I5.b)



3) Para desalineación interior > 3/32” pero no más que la mitad del menor espesor y hay acceso interior para soldar la transición puede efectuarse con soldadura. (Ver I5.c)

4) Si la desalineación interior es mayor que la mitad del menor espesor puede ser realizada de acuerdo a I5.b ó I5.d)

Diámetros exteriores desiguales: La transición puede realizarse de acuerdo a las figuras I5.e ó I5.F, en función de la dimensión de la desalineación. Diámetros interiores y exteriores desiguales: Puede utilizarse una combinación de las figuras I5.a) a I5.f), prestando especial atención a la alineación. La siguiente tabla resume las figuras contenidas en el apéndice I, las que adem160s se muestran más abajo.

Figura Descripción Figura I1 Aberturas sin refuerzo Figura I2 Aberturas con refuerzo localizado Figura I3 Aberturas con refuerzo que cubre toda la circunferencia Figura I4 Preparación de extremos de tubos. Figura I5 Diseños para espesores desiguales. Figura I6 Detalles para fijación de bridas



H

N

W1 W1

B

GENERAL NOTES.(a) Cuando se emplea una montura para soldar, ésta deberá insertarse sobre éste tipo de conexión. (When a welding saddle is used, it shall be inserted over this type of connection).(b) W1=3B/8, pero no menor que 1/4" (W1= 3B/8, but not less than 1/4 in). (c) N=1/16" min., 1/8" max, a menos que se suelde la parte de atras o se use un aro de respaldo (N= 1/16 in. min., 1/8 in. max., unless back welded or backing strip is used). DETALLES DE SOLDADURA PARA ABERTURAS SIN OTRO REFUERZO QUE EL DE LAS PAREDES DEL COLECTOR Y LA DERIVACION (WELDING DETAILS FOR OPENINGS WITHOUT REINFORCEMENT OTHER THAN THAT IN HEADER AND BRANCH WALLS)

N

45º (deg.) min.

Derivacion (Branch)

45º (deg.) min.

Tubo Principal (Header)

FIG. I1



Montura(Saddle)

H

W2

Corona circular(Pad)

M

W3

W3

Same as Fig I1(Igual que la Fig. I1)

W1

N

B

W1

W2

M

H

N

W1

W1

W3

W3

FIG. I2

W1 min = 3B/8, but not less than 1/4 in. (3B/8, pero no menor que 1/4") W2 min = M/2, but not less than 1/4 in. (M/2, pero no menor que 1/4")W3 min = M, but not greater than H (M, pero no mayor que H) N = 1/16 in min, unless back welded or backing strip is used. (1/16 en pulgadas, a menos que se emplee una soldadura trasera o un aro de respaldo)

GENERAL NOTES:(a) All welds to have equal leg dimensions, and a minimum throat = 0.707 x leg dimension. (Todas las soldaduras tienen catetos iguales, y una garganta mínima de 0.707 por altura de cateto). (b) If M is thicker than H reinforcement member shall be tapered down to the header wall thickness. (Si M es mas gruesa que H deberá efectuarse una transición en el refuerzo).(c) Provide hole in reinforcement to reveal leakage in buried welds and to provide venting during welding and heat treatment. [See para. 831.41(h)]. (Efectuar un agujero en el refuerzo para venteo de gases y revelar perdidas ).

WELDING DETAILS FOR OPENINGS WITH LOCALIZED-TYPE REINFORCEMENT(Detalles de refuerzo con tipo de refuerzo localizado). Fig. I2



z

These longitudinat welds may be located anywhere around circunference(Esta soldadura longitudinal puede ubicarseen cualquier lugar alrededor de la circunferencia)

Optional weldSoldadura Opcional

GENERAL NOTE:Se proverá un agujero de refuerzo para detectar perdidas en soldaduras ocultas y para proporcionar ventilación durante la soldadura y el tratamiento térmico. [Ver para. 831.41(h)](Provide hole in reinforcement to reveal leakage in buried welds and to provide venting during welding and heat treatment. [See para. 831.41 (h)]Not required for tee type. )

Sleeve Type Tipo manguito

GENERAL NOTE (Nota general):Dado que la presión del fluido se ejerce sobre ambos lados del metal de la cañería debajo de la T, el metal de la cañería no representa un refuerzo(Since fluid pressure is exerted on both sides of pipe metal under tee, the pipe metal does not provide reinforcement. ) Tee Type Tipo T

Optional weldSoldadura Opcional

Optional WeldSoldadura Opcional

Saddle and Sleeve TypeTipo montura y manguito


Saddle TypeTipo montura



Fig I3

ASME B31.8 Parte 4: "Soldadura y Ensayos” PPaaggiinnaa 5577


30º (deg) +5º(deg) -0º (deg)

1/16

" ( in

). ±

1/32

" (in

).37 1/2º (deg) ± 2 1/2º (deg)10º(deg) ± 1º (deg)

Preparacion opcional del extremo del caño(Optional end preparation of pipe)

(a)

Preparación normal de extremos de caños y accesorios para soldar a tope, de 22mm de espesor o mas delgados

(Standard end preparation of pipe butt welding fittings 7/8 in. and thiner) (b) Standard End Preparation Preparaciones de extremos normales

3/4" (in).

t > 7/8" (in).

37 1/2º (deg)± 2 1/2º (deg)

Preparación sugerida de extremos de caños y accesorios, de más de 22mm de espesor (Suggested end preparation, pipe and fittings over 7/8- in. thickness) (c)

30º (deg)+5º(deg) -0º(deg) 37 1/2 deg ± 2 1/2 deg

30º (

deg)

+ 5

º (de

g) t o

37

1/2º

(deg

)

-

0º ( d

eg) ±

2 1

/2º (

deg)

37 1

/2º (

deg )

± 2

1/2

º (de

g)

(d) (e) (f)

COMBINACIONES ACEPTABLES DE PREPARACIÓN DE EXTREMOS DE CAÑOS(ACCEPABLE COMBINATIONS OF PIPE END PREPARATIONS) Fig I4.

1/16

" (in

). ±

1/3 2

" (in

).

1/1 6

" (in

). ±

1 /32

" (in

).

60º (deg) a (to) 80º (deg) 10º(deg) ± 1º (deg)

ASME B31.8 Parte 4: "Soldadura y Ensayos” R4 PPaaggiinnaa 5588


t

3/32 in. max

t


tD= 1.5 t

0.5 t max

(a)

(b)

t

30º (deg) max 0.5 t max

tD

(c)

(d)

tD

t

0.5 t max30 deg max

Desalineación interna(Internal Offset)


0.5 t max

ttD

(e)

0.5 t max

ttD

(f)

tD

t

30º (deg) max,14º (deg) min (1:4)[Nota (note) (1)]

0.5 t max

(g) Desalineación combinada (Conbination Offset)

Nota (note):(1) No se aplica el minimo cuando ambos materiales base tienen la misma minima tension de fluencia especificada. (No minimum when materials joined have specified minimum yield strengths)

DISEÑO ACEPTABLE PARA PAREDES DE DISTINTO ESPESOR(ACCEPTABLE DESIGN FOR UNEQUAL WALL THICKNESS) Fig. I5

Dealineación externa(External Offset)

30º deg max

30º deg max 30º deg max





(a) Brida solapada (Lap joint Flange)

(b) Brida soldada a tope (Butt Welding Flange)

FIG I6 (a y b) DETALLES RECOMENDADOS PARA FIJACION DE BRIDAS (RECOMMENDED ATTACHMENT DETAILS OF FLANGES)

1.4 t

1.4 t

1.4 t

1.4 t

1/2" (in). max

t

t

(c) Soldadura en frente y cubo (Front and Back Weld)

t

(d) Soldadura en cara y cubo. (Face and Back Weld)

DETALLES RECOMENDADOS PARA FIJACION DE BRIDAS (RECOMMENDED ATTACHMENT DETAILS OF FLANGES) FIG I6 (c y d)

0.707 t ( ó t si se prefiere), (or t if preferred)



FIG I6 (e y f) D ETA LLES RECOM ENDADO S PA RA FIJACION D E BRIDAS (RECOM M END ED ATTACHM EN T DETAILS OF FLANGES)

t: espesor nom inal del tubo.(N om inalpipe wallthickness)

N o m enor que t.(Not less than t)

C , m in= 1 1/4 t, No < 5/32 in. (Not less than 5/32 in.)

(e) Soldadura socket solam ente) (Socket W elding Only)

c

ccc

(f) Brida socket-weld (Socket W elding Flange)>

> 1/16 in (1,5mm )

Size ofweld (Altura de cateto)

θθ

Theoretical throat (Raíz teórica)

(g)Convex equal Leg (Convexo: Catetos iguales)Fillet Weld (Soldadura de Filete)

(h)Concave equal Leg (Concavo: catetos iguales)Fillet Weld (Soldadura de Filete)

Size of weld (Altura de cateto)

FIG I6 (g y h) DETALLES RECOMENDADOS PARA FIJACION DE BRIDAS (RECOMMENDED ATTACHMENT DETAILS OF FLANGES)



Las soldaduras de sello de juntas roscadas son permitidas pero no deben ser consideradas como aportando a la resistencia de la unión. Las soldaduras de sello deben ser realizadas por soldadores calificados.

CCaalliiffiiccaacciióónn ddee PPrroocceeddiimmiieennttooss yy SSoollddaaddoorreess ((¶¶882233)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 35


Calificación de Procedimientos deSoldadura y Soldadores

Calificación de procedimientos de soldadura ysoldadores previo al inicio de las soldaduras según:

API 1104

ASME BPVC Sección IX.

Soldadores: En función de tensiones de operación, seadmite calificación de acuerdo a:

Apéndice G del Código B31.8.

El Código establece distintos requerimientos en función de las tensiones circunferenciales producidas por la Presión de operación de los sistemas. Sistemas que operan con tensiones circunferenciales menores al 20% de la mínima tensión de fluencia especificada (¶823.1) Los soldadores deben ser calificados de acuerdo a lo requerido para líneas que operan a más del 20% de SMYS o apéndice G Resumen de apéndice G Debe realizarse una calificación inicial. Luego de esto los trabajos del soldador deben verificarse mediante una recalificación cada año o mediante la extracción y ensayos de soldaduras de producción. El ensayo debe realizarse con un tubo NPS 12 o menor, con eje horizontal fijo de forma que el que exista al menos una parte de la soldadura realizada sobre cabeza. La preparación y otros detalles deben responder a la Especificación de Procedimiento para la cual el soldador va a ser calificado. Deben extraerse cuatro probetas para plegado de raíz, serán consideradas aceptables si no se producen grietas mayores a 1/8" (Descartando bordes de probeta) Al menos tres de las probetas deben ser aceptables. Soldadores que realizan conexiones a líneas de servicio: El ensayo de calificación consiste un accesorio de conexión a un tubo de igual diámetro a un tubo principal típico y la soldadura debe efectuarse en igual posición que la soldadura de obra. El ensayo de la soldadura consiste en aplastar el accesorio contra el tubo principal. Si la soldadura rompe en la unión del accesorio con el tubo principal La zona de rotura no debe mostrar falta de penetración, pobre penetración ni solapado. Para verificación periódica de soldadores de pequeñas líneas de servicio (NPS 2 o menor) se deben tomar dos muestras de soldaduras de producción y cortadas a 8 pulgadas de longitud con la soldadura en el centro. Una muestra debe aplastarse en los extremos y traccionada. La rotura debe producirse fuera de la zona de soldadura o zona afectada por el calor. La segunda muestra debe ser doblada hasta 2 pulgadas a cada lado



de la soldadura en el dispositivo de plegado guiado y no se deben producir rotura. Si no se dispone de una maquina de tracción pueden realizarse dos plegados. El apéndice G también incluye ensayos para juntas de cobre. Sistemas que operan con tensiones circunferenciales del 20% de la mínima tensión de fluencia especificada o mayores. (¶823.2) Los procedimientos de soldadura y los soldadores para soldaduras nuevas o fuera de servicio, deben ser calificados de acuerdo a ASME BPVC sección IX o API 1104. Para líneas en servicio según apéndice B de API 1104. Cuando se utilizan soldadores calificados de acuerdo a API 1104 en plantas compresoras, la calificación debe ser realizada mediante ensayos destructivos. Variables para la calificación separada de soldadores (¶823.23) ASME BPVC sección IX y API 1104 contienen secciones referidas a variables esenciales para soldadores. Estas deben respetarse excepto que para este Código todos los aceros al carbono con contenido de C no excediendo 0,32% y C equivalente (C + 1/4Mn), No excediendo 065% (ambos por análisis de colada) se consideran como P Nº 1. Aceros aleados que tengan una soldabilidad demostrada similar a esos aceros al carbono deben ser soldados, precalentados y tratados térmicamente como esos aceros al carbono. Puede haber diferencias entre la resistencia mecánica de esos aceros P N º 1 que si bien no son variables esenciales para el soldador pueden requerir calificación separara de procedimiento de acuerdo a la norma o código tomado como base para la calificación. Recalificación de soldadores (¶823.3) Todos los soldadores deben ser recalificados al menos una vez al año y puede requerirse si el soldador no ha soldado por más de seis meses en un proceso determinado o si hay dudas de su habilidad. Los registros que demuestran la calificación de los soldadores deben ser mantenidos mientras el procedimiento esté en uso. La compañía operadora o contratista es responsable por mantener los registros. (¶823.4)

PPrreeccaalleennttaammiieennttoo ((¶¶882244)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 36


Tratamiento térmico.

Precalentamiento: De acuerdo a especificación.

Alivio de tensiones:

Composición química.

Espesor

Método y Temperatura de alivio de tensiones

Aceros al carbono con contenido de C que excede 0,32% o C equivalente (C + 1/4Mn), que excede 065% (ambos por análisis de cuchara) deben precalentarse a la temperatura indicada en la especificación de procedimiento. Lo mismo se aplica aceros con menores contenidos de C o Ceq., si la especificación



indica que la composición química, temperatura de metal o ambiente, espesores o geometría lo hacen recomendable. Si se sueldan materiales que requieren distinta temperatura de precalentamiento gobierna la más alta. La temperatura debe verificarse por medio de crayones, termocuplas, pirómetros u otro medio apto y debe ser uniforme y no bajar del mínimo mientras se suelda.

AAlliivviioo ddee tteennssiioonneess ((¶¶882255)) Aceros al carbono con contenido de C que excede 0,32% o C equivalente (C + 1/4Mn), que excede 0,65% (ambos por análisis de cuchara) deben ser tratados térmicamente de acuerdo a lo indicado en ASME BPVC sección VIII. También puede ser recomendable el tratamiento térmico en otros aceros cuando existen condiciones adversas de enfriamiento o este es muy rápido. Las soldaduras en aceros al carbono, deberán aliviarse térmicamente cuando el espesor nominal de pared exceda 1 1/4". Cuando se sueldan dos espesores diferentes se aplica lo siguiente: a) El espesor más grueso en la zona de soldadura b) El espesor del tubo principal o header en el caso de conexiones bridadas (slip-on) o socket weld. Si se sueldan materiales disimiles y uno de ellos requiere alivio de tensiones la junta también lo requiere. Todas las soldaduras de conexiones y attachments deben ser aliviadas térmicamente si el tubo requiere tratamiento con las siguientes excepciones: a) Filetes y soldaduras con bisel no mayores a 1/2" que se fijan a conexiones no mayores a NPS 2 b) Filetes y soldaduras con bisel no mayores a 3/8". Soldadura a tope que fija miembros soporte a otras

fijaciones no retenedoras de presión. Temperatura de alivio de tensiones (¶825.6) El alivio de tensiones debe realizarse a temperaturas de 1100ºF o mayores para aceros al carbono y 1200ºF o mayores para aceros ferríticos aleados (De acuerdo a la especificación de procedimiento) En caso de aceros disimiles se aplica la mayor temperatura requerida. La temperatura requerida debe alcanzarse lentamente y mantenida al menos 1 hr/pulgada de espesor de pared pero no menos de 1/2 hora. El enfriamiento debe ser lento y uniforme. Métodos de alivio de tensiones (¶825.7) a) Calentar la estructura completa como una unidad. b) Calentar una sección completa conteniendo soldaduras antes de unir a otra sección. c) Calentar una parte con bandas conteniendo la soldadura en el centro d) Tratamiento térmico localizado en el caso de soldaduras de derivación u otras soldaduras de

fijaciones Equipamiento para Alivio de tensiones localizado (¶825.8)



Puede ser mediante inducción eléctrica, resistencia eléctrica, anillos con quemadores, torchas con llama u otro medio que permita obtener y mantener uniforme la temperatura. La temperatura debe ser verificada mediante termocuplas u otro medio adecuado para asegurar que se cumpla el ciclo térmico.

IInnssppeecccciióónn ddee SSoollddaadduurraass ((¶¶882266)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 37


Inspección y Ensayos deSoldaduras

Extensión de inspección y ensayos función de: Tensión de operación (Sh < 20% ó > 20%)

Clase de localización. (1 a 4) y otras condiciones.Procedimiento de ensayoCriterio de aceptación.Control de calidad por personal calificado.Reparaciones.

Sistemas que operan con tensiones menores al 20% de la tensión mínima de fluencia especificada La calidad de las soldaduras debe ser verificada visualmente por muestreo y las soldaduras defectuosas deben ser reparadas o eliminadas. Sistemas que operan con tensiones iguales o mayores al 20% de la tensión mínima de fluencia especificada. a) La calidad de cada soldadura debe ser inspeccionada visualmente. Soldaduras con defectos no

aceptables deben ser reparadas o eliminadas. (Para todas las relaciones de tensión aplica que la inspección visual debe ser realizada por personal calificado por entrenamiento y experiencia.

b) Adicionalmente, un cierto porcentaje debe ser examinada por medio de radiografía, ultrasonido, partículas magnetizables u otro método comparable y aceptable. (Perforado no es aceptable). La siguiente cantidad mínima de soldaduras a tope deben ser seleccionadas al azar por la compañía operadora de la producción diaria. Cada soldadura debe ser examinada en su desarrollo completo o una longitud equivalente de soldaduras si se decide no ensayar todo el desarrollo de las soldaduras

10% de las soldaduras en localización clase 1 15% de las soldaduras en localización clase 2 40% de las soldaduras en localización clase 3 75% de las soldaduras en localización clase 4 100% de las soldaduras en estaciones compresoras, cruces de ríos navegables, autopistas, etc. Si es practicable pero nunca menos del 90% c) Todas las soldaduras que son inspeccionadas deben cumplir los criterios de aceptación de API 1104

para ser aceptables. d) Cuando se utiliza ensayo radiográfico debe seguirse un procedimiento aprobado de acuerdo a API

1104. e) Cuando la tubería es NPS 6 o menor o cuando el proyecto contiene un numero tal de soldaduras en

las que los ensayos no destructivos son impracticables y la operación es al 40% de la tensión de fluencia mínima especificada o menos lo indicado en a) b) y c) anteriormente no es aplicable y las soldaduras pueden ser inspeccionadas y aprobadas visualmente por un inspector calificado.

f) Además de la inspección no destructiva, la calidad de la soldadura debe ser continuamente controlada por personal calificado.



Las soldaduras con defectos no aceptables, deben ser reparadas o eliminadas. Si se reparan se debe cumplir con API 1104.

AApplliiccaacciióónn ddee mmééttooddooss ddee EENNDD.. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 38


T A B L A 1 3 6 . 4 . 1

I M P E R F E C C I O N E S D E S O L D A D U R A S I N D I C A D A S P O R D I S T I N T O SM E T O D O S D E E X A M I N A C I O N

I m p e r f e c c i ó n V i s u a l M T P T R T U TF i s u r as u p e r f i c i a l

X ( N o t a 1 ) X( N o t a 1 )

X( N o t a 1 )

X X

F i s u r a i n t e r n a . . . . . . . . . . . . . . . X XS o c a v a d u r as u p e r f i c i a l

X( N o t a 1 )

X( N o t a 1 )

X( N o t a 1 )

X . . . . . . . . .

R e f u e r z o d es o l d a d u r a

X( N o t a 1 )

. . . . . . . . . . . . . . .. . .

. . . . . . . . . . . . . . . . . . X . . . . . . . . . .

P o r o s i d a d X(N o ta 1 y 2 )

X(N o ta 1 y 2 )

X(N o ta 1 y 2 )

X . . . . . . . . .

I n c l u s i ó n d ee s c o r i a

X ( N o t a 2 ) X ( N o t a 2 ) X( N o t a 2 )

X X

F a l t a d e f u s i ó n( s u p e r f i c i a l )

X(N o ta 1 y 2 )

X(N o ta 1 y 2 )

X(N o ta 1 y 2 )

X X

F a l t a d e f u s i ó ni n t e r n a

. . . . . . . . . . . . . . .. . . .

. . . . . . . . . . . . . . .. . . .

. . . . . . . . . . . . . . . . . ..

X X

P e n e t r a c i ó ni n c o m p l e t a

X ( N o t a 1 ) X ( N o t a 1 ) X ( N o t a 1 ) X X

N o t a s :1 ) C u a n d o l a s u p e r f i c i e a i n s p e c c i o n a r e s r e a l m e n t e a c c e s i b l e p a r a

e x a m i n a c i ó n .2 ) S i l a s d i s c o n t i n u i d a d e s e s t á n a b i e r t a s a l a s u p e r f i c i e ( P a r a p a r t í c u l a s

m a g n é t i c a s p u e d e n s e r s u b s u p e r f i c i a l e s )

EJEMPLO DE POSIBILIDAD DE DETECCION A TRAVES DE DISTINTOS METODOS DE END

Imperfección Visual Partícula

Magnética Líquidos Penetrantes

Radiografía Ultrasonido

Fisura superficial X (Nota 1) X (Nota 1) X (Nota 1) X X Fisura interna ............... X X Socavadura superficial

X (Nota 1) X (Nota 1) X (Nota 1) X .........

Refuerzo de soldadura

X (Nota 1) .................. .................. X ..........

Porosidad X (Nota 1 y 2) X (Nota 1 y 2) X (Nota 1 y 2) X ......... Inclusión de escoria

X (Nota 2) X (Nota 2) X (Nota 2) X X

Falta de fusión (superficial)

X (Nota 1 y 2) X (Nota 1 y 2) X (Nota 1 y 2) X X

Falta de fusión interna

................... ................... ................... X X

Penetración incompleta

X (Nota 1) X (Nota 1) X (Nota 1) x X

Notas: 1) Cuando la superficie a inspeccionar es realmente accesible para examinación. 2) Si las discontinuidades están abiertas a la superficie ( Para partículas magnéticas pueden

ser sub superficiales)

ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” R4 PPaaggiinnaa 6666


Parte 5

DDiisseeññoo,, IInnssttaallaacciióónn yy EEnnssaayyoo..


Diseño, Instalación y Ensayo.Diseño, Instalación y Ensayo.Tubos de acero.(Visto en parte 2)Otros materialesEstaciones compresorasContenedoresControl y limitación de presiónVálvulas /Trincheras / CámarasMedidores para consumidores y reguladoresLíneas de servicio.

IInnttrroodduucccciióónn El Capítulo IV del Código fija los lineamientos y requerimientos aplicables para el diseño, instalación y ensayos de sistemas de tuberías para el transporte y distribución de gas. Para el caso de sistemas Offshore y sistemas para gas ácido debe consultarse los capítulos VIII y IX respectivamente en los que se encuentran con los prefijos A y B los puntos con requisitos específicos para estos sistemas. Este capítulo los lineamientos y requerimientos para el diseño, instalación y ensayo están divididos en los siguientes tópicos principales: ♦ Diseño, Instalación y Ensayo. ♦ Tubos de acero ♦ Otros materiales ♦ Estaciones compresoras ♦ Contenedores ♦ Control y limitación de presión ♦ Válvulas ♦ Trincheras / Cámaras ♦ Medidores para consumidores y reguladores ♦ Líneas de servicio.

DDiisseeññoo.. ((¶¶884400)) Los requerimientos de diseño incluidos por el Código en este capítulo referidos a factores de diseño y cálculo de tubos rectos de acero se encuentran en la parte 2 de este curso.



IInnssttaallaacciióónn ddee llíínneeaass ddee aacceerroo ((¶¶884411..22)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 40


InstalaciónESPECIFICACIONES:Los trabajos debe hacerse de acuerdo aespecificaciones de construcción.

INSPECCION:La compañía operadora debe realizar una adecuadainspecciónLos inspectores deben ser calificados por experienciay/o entrenamiento.

ESPECIFICACIONES: En virtud de los diferentes requerimientos contenidos en este Código que influyen en los requisitos aplicables, alcance y tipo de inspección y ensayos, calificaciones requeridas y otros en función de factores de diseño y condiciones de servicio se hace imprescindible que los trabajos de construcción deban realizarse de acuerdo a especificaciones de construcción que cubran todas las fases de los trabajos y contengan los requisitos aplicables de este Código.

IInnssppeecccciióónn.. ((¶¶884411..222211)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 42


Curvas y Piezas a gajos

Se admiten en función delángulo y/o nivel de tensiones deoperación.

Curvas en frío en obra.

Piezas a gajos

INSPECCION: La compañía operadora debe realizar una adecuada inspección. Los inspectores deben ser calificados por experiencia o entrenamiento y tener autoridad para ordenar reparaciones, remociones o reemplazo de componentes o soldaduras que no cumplan el estándar de aceptación previsto en el Código. La inspección de tuberías e instalaciones que trabajan con tensiones circunferenciales del 20% o más del SMYS deben ser sometidas al menos a las siguientes inspecciones para asegurar la calidad de los trabajos: (a) Inspección de la superficie del tubo previo a la aplicación de la protección superficial (¶841.242.a) (b) Inspección de la superficie pintada previo a la colocación del tubo en .la trinchera (zanja) (c) Inspección de la presentación de las juntas previo a soldar. (d) Inspección visual de la pasada de raíz. (e) Inspección de la soldadura terminada previo a la aplicación de pintura. (f) Inspección del fondo de la trinchera (zanja), previo a la colocación de tubos. (excepto Offshore) (g) Inspección de la fijación de tubos a la trinchera (zanja), previo al relleno (excepto Offshore) (h) Inspección de eventuales reparaciones o reemplazos antes del relleno. (i) Realización de ensayos especiales que sean requeridos por las especificaciones ( No destructivos,

Ensayos eléctricos a la pintura, etc.) (j) Inspección del relleno previo al uso de acuerdo a procedimiento de relleno de forma tal de evitar

daños a la pintura.



CCuurrvvaass,, CCooddooss yy PPiieezzaass aa ggaajjooss ((¶¶884411..2233)) En tuberías de acero, las curvas deben estar exentas de pliegues, fisuras u otra evidencia de daños mecánicos. El máximo grado de doblado en frío, en obra puede ser determinado de acuerdo con la siguiente tabla:

NPS Deflexión del eje longitudinal, (grados)

Mínimo radio de doblado en diámetros de tubo (ver¶841.231.c)

<12 ¶841.231 (d) 18D 12 3.2 18D 14 2.7 21D 16 2.4 24D 18 2.1 27D > 20 1.9 30D

Doblado en frío en obra puede ser realizado a un diámetro menor si cumple todos los otros requerimientos de esta sección y el espesor de pared pos-doblado no es menor a lo indicado en ¶ 841.11 Esto puede demostrarse mediante ensayos. (referencias al espesor también se aplican para NPS < 12)(¶841.231.d) Si existen soldaduras circunferenciales en la zona de la curva debe ser radiografiada (excepto Offshore) Curvas en caliente deben ser realizadas de acuerdo a ASME B16.49. Para curvas con pliegues ver (¶841.231. Codos seccionados (Miter)s (¶841.232) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 43


Piezas a gajos

Se admiten en función de lo siguiente: En sistemas que opera a 40% o más de SMYS los codos a gajos no son admitidos. Deflexiones causadas por desalineaciones de hasta 3º no se consideran como este tipo de piezas. En sistemas que operan entre 10% y <40% de SMYS el ángulo total de deflexión de cada gajo no debe superar 12,5º. En sistemas que operan a menos de 10% de SMYS el ángulo de deflexión de sección no debe superar 90º. En sistemas que operan a más de 10% de SMYS la distancia mínima entre secciones no debe ser menor a un diámetro de tubo medido en la zona menor del gajo.



¶841.233 indica que codos forjados hechos en fábrica pueden ser utilizados si la longitud de arco medida en la zona menor es de al menos 1" para NPS 2 y mayores.

RReeqquueerriimmiieennttooss ssuuppeerrffiicciiaalleess (Para tensiones circunferenciales > 20% de SMYSS) (¶841.24) En este punto el Código detalla los requisitos aplicable al estado superficial de la tubería fundamentalmente los referidos a aquellas características que han sido encontradas como causas importantes en las fallas de sistemas de tuberías y defectos peligrosos que deben ser prevenidos, eliminados o. reparados Durante la construcción debe prevenirse el entallado y/o arranque de material de la tubería. Los puntos cubiertos por el Código referidos a este tema, son: Detección de entallas y/o faltas de material.

Reparación de entallas y/o faltas de material. (esmerilado/amolado con bordes suaves y control de

espesor)

Abolladuras. Si afectan soldaduras deben ser eliminadas. Dimensión máxima permitida medida como

la distancia entre la superficie abollada y la proyección del perfil circular teórico, no debe exceder

0.25 pulgada (6mm) para tubos no mayores a NPS12, ni 2% del diámetro para tubos mayores a NPS

12 (para relaciones de tensiones mayores al 40% de SMYS)

Eliminación de golpes de arco (Por medios mecánicos únicamente y verificando su eliminación)

Otras consideraciones (¶841.25/26/27)

El manipuleo de los tubos debe realizarse con cuidado y equipamiento apropiado para evitar daños. Instalación en la trinchera: Es importante minimizar las tensiones residuales en la tubería producida por la construcción, fundamentalmente en las líneas que trabajan al 20% o más de la SMYS. La tubería debe ser fijada en la trinchera sin uso de fuerzas externas para mantenerla en posición (excepto Offshore) hasta que el relleno es completado. El relleno debe efectuarse de forma tal de no producir daños sobre la tubería ni la pintura. Si la trinchera es inundada para consolidar el relleno debe asegurarse que la tubería no flote y se mantenga firme sobre el fondo de la trinchera. Cuando se realiza "Hot tap" debe utilizarse cuadrillas experimentadas. Deben tomarse precauciones especiales para evitar la explosión o incendio al realizar soldadura eléctrica o corte con llama en líneas y/o equipos asegurando que estén llenos de gas incombustible o aire. Si se deben realizar operaciones de soldadura y/o corte con llama en líneas llenas de gas el código recomienda un procedimiento a seguir que incluye a) asegurarse que existe un ligero flujo de gas durante estas operaciones b)controlar la presión en la zona de los trabajos, c) después del corte cerrar todos los extremos abiertos y no permitir que dos aberturas permanezcan abiertas al mismo tiempo con mayor razón si las aberturas están a diferentes niveles d) No realizar las operaciones si existe riesgo de mezcla del gas con aire (Si es necesario utilizar gas inerte) Cuando se pone en servicio una línea el aire debe ser desplazado por algún método recomendado como ser introducir un flujo de gas moderadamente rápido hasta que el gas venteado no contenga aire o si esto puede producir daño puede introducirse un tapón de gas inerte entre el aire y el gas y monitorearse el venteo hasta que se este venteando una cantidad de gas. Existen otros métodos alternativos.



PPrruueebbaass yy EEnnssaayyooss ppoosstteerriioorreess aa llaa ccoonnssttrruucccciióónn ((¶¶884411..33)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 44


Ensayos posteriores ainstalación

Prueba hidrostática y/o neumática:

Sistemas que operan a < 30% SMYS

Sistemas que operan a > 30% SMYS

Pruebas de fuga o pérdidas

Todos los sistemas de tuberías deberán ser ensayados para verificar que cumplen los requerimientos del Código, excepto los subconjuntos que se hallan ensayado previamente. Las soldaduras circunferenciales en conexiones "tie-in" no ensayadas con presión después de la construcción, deben ser inspeccionadas por radiografía u otro método de END aceptado de acuerdo con ¶826.2. Conexiones "tie-in" no soldadas y no ensayadas con presión, deberán ser sometidas a un ensayo de fugas a una presión no menor a la disponible cuando sea puesta en servicio.

PPrruueebbaa ddee PPrreessiióónn.. Ensayos requeridos para prueba de tensión en sistemas que operan con tensiones circunferenciales > al 30% de la SMYS del tubo. (¶841.32) Deben ser ensayadas después de la construcción y antes de la operación durante al menos dos horas. Localización Ensayo Localización clase 1 div. 1 Hidrostáticamente a 1,25 veces la presión de diseño si MOP>72%

SMYS (Ver ¶841.36)

Localización clase 1 div. 2 Con aire o gas a 1,1 MOP o Hidrostáticamente al menos a 1,1 veces MOP si MOP>72% SMYS(Ver ¶841.36)

Localización clase 2 Con aire a 1,25 MOP o Hidrostáticamente al menos a 1,25 veces MOP (Ver ¶841.36)

Localización clase 3 y 4 Hidrostáticamente a 1,4 MOP ( No se aplica si la temperatura del tubo es < 32ºF o si esto puede ocurrir durante la prueba. Tampoco se aplica si no se dispone de agua de calidad necesaria) En este caso se aplica prueba con aire a 1,1 MOP (Sin limitaciones de tabla

Notas Los requerimientos de ensayos están resumidos en la tabla 841.322(f) Al seleccionar el nivel de ensayo el diseñador debe considerar la relación entre presión de

ensayo y de operación si se prevé el incremento de edificaciones previstas para la ocupación por humanos

Para otras previsiones ver ¶841.323/324/325 La compañía operadora debe mantener en sus archivos los protocolos de prueba con

referencias al procedimiento ut8ilizado y la MAOP.



Ensayos requeridos para prueba de tensión en sistemas que operan con tensiones circunferenciales < al 30% de la SMYS del tubo y la presión > 100psi. (¶841.33) Localización clase 1 Al menos prueba de fuga de acuerdo a ¶841.34 Localización clase 2, 3 y 4 De acuerdo a tabla 841.322(f) excepto que puede utilizarse gas o aire

como medio de ensayo dentro de los límites de la tabla 841.33

TABLA 841.322 (f) Requerimientos de ensayo para líneas que operan con tensiones circunferenciales > a

30% de MSYS del tubo. Presión de ensayo prescrita

Localización clase

Fluido de ensayo admitido

Mínimo Máximo MAOP (El menor de)

1 div. 1 Agua 1.25 x MOP

Ninguno TP / 1.25 ó DP

1 div. 2 Agua Aire Gas

1.1 x MOP 1.1 x MOP

1.1 x MOP

Ninguno 1.1 x DP 1.1 x DP

TP / 1.1 ó DP

2 Agua Aire

1.25 x MOP 1.25 x MOP

Ninguno 1.25 x DP

TP / 1.25 ó DP

3 y 4 (Nota 1) Agua 1.4 x MOP Ninguno TP / 1.4 ó DP Nota1: Ver excepciones en ¶841.322d MOP: Máxima presión de operación. DP: Design Pressure (presión de diseño) TP: Test Pressure (Presión de ensayo)

TABLA 841.33 Máxima tensión circunferencial admitida durante el ensayo

Clase de localización - % de SMYS Medio de ensayo 2 3 4

Aire 75

50 40

Gas 30 30 30

PPrruueebbaa ddee ffuuggaass oo ppéérrddiiddaass.. ((¶¶884411..3344//3355)) Líneas que operan a presión > 100 psi. Deben ensayarse después de la construcción y demostrarse que no poseen pérdidas. Si estas existen deben ser localizadas y eliminadas a menos que no sean peligrosas para la seguridad del público.



En todos los casos en que la línea se somete a una tensión de ensayo de al menos 20% de SMYS del tubo y el medio de ensayo es gas o aire, una prueba de fuga debe ser realizada en el orden de 100 psi antes de que se alcance una tensión circunferencial del orden de 20% de SMYS . Líneas que operan a presión < 100 psi. Deben ensayarse después de la construcción y demostrarse que no poseen pérdidas. Puede utilizarse gas como medio de ensayo a la máxima presión disponible en el sistema de distribución al momento del ensayo. En este caso debe ser utilizado un dispositivo detector de fugas en todas las soldaduras circunferenciales accesibles. (Esto puede ser no suficiente en sistemas con pintura de protección aplicada. En estos casos debe utilizarse una presión de prueba de 100 psi. Deben aplicarse las medidas de seguridad necesarias durante el ensayo de forma tal de proteger la seguridad de los empleados y el público. Cuando se utiliza gas o aire como medio de ensayo y preverse que no existan personas en el área de ensayo cuando las tensiones se encuentran entre el 50% de SMYS y la máxima presión de ensayo.

OOttrrooss mmaatteerriiaalleess,, iinnssttaallaacciioonneess yy ccoommppoonneenntteess..

OOttrrooss mmaatteerriiaalleess.. ((¶¶884422)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 45


Otros materiales.

El párrafo 842 contiene requisitos aplicablesa:

Tuberías de hierro dúctil.Tuberías plásticas.Tuberías de cobre.

En esta parte del Código se pueden encontrar los requisitos aplicables a espesores, cálculo de espesores, Juntas de unión, instalación y ensayos referidos a los siguientes materiales: Tuberías de hierro dúctil Tuberías plásticas. Tuberías de cobre.

EEssttaacciioonneess ccoommpprreessoorraass ((¶¶884433)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 46


Estaciones compresoras.Se establecen requerimientos referidos a:Diseño, ubicación, salidas y construcción de edificios.Aplicación de la sección VIII para separadores delíquidos (no de tubos) y recipientes.Aplicación de B31.1 para tuberías de agua y vapor.Aplicación de B31.3 para tuberías de aire y fluidoshidráulicos.Aplicación de NFPA 70 para instalación eléctricas.Limitación y alivio de presión.Sistemas de detección y alarmas.



En esta parte el Código establece requisitos específicos referidos a: Diseño de la estación compresora. Ubicación Salidas Construcción de edificios y áreas cercadas

Instalación eléctrica (Aplicación de ANSI/NFPA 70) Equipamiento Instalaciones de tratamiento de gas(incluida la aplicación del Código ASME VIII para separadores

de líquidos no construidos de tubo. Tuberías de la estación compresora ( Establece entre otros: Factores de diseño, requisitos

especiales para materiales, construcción y ensayos, Aplicación del ASME B31.3 para tuberías de aire, fluidos hidráulicos y aceite, del ASME B31.1 para tuberías de agua y vapor y del ASME VIII para recipientes que reciben o almacenan aire.)

Protección contra fuego Dispositivos de seguridad. Requerimientos para limitación de presión. Control de combustible Prevención de explosiones. Sistemas de detección de gas y alarma Tuberías de la estación compresora.(Gas, combustible, aire, lubricantes, agua, vapor e hidráulicos)

OOttrrooss ccoommppoonneenntteess ee iinnssttaallaacciioonneess.. Otros requerimientos contenidos en este capítulo, son los referidos a: DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 47


Otros componentes einstalaciones.

Recipientes y contenedores dealmacenaje.Control y limitación de presión de gas.Válvulas.Cámaras.Medidores de consumidores yreguladores.Líneas de servicio.

1) Recipientes y contenedores de almacenaje (¶844) Se establecen los requisitos para el diseño, factores de diseño, ubicación, materiales, construcción y ensayos. 2) Control y limitación de presión de gas (¶845) Se establecen los requisitos a considerar para la protección contra sobrepresión accidental, el control y limitación de presión de gas tanto en las líneas principales como en las de entrega a consumidores considerándose distintos materiales y calificaciones para establecer la MAOP. También se incluyen los requisitos para el diseño de las instalaciones incluso los referidos a capacidades, instrumentación y "upraring" 3) Válvulas (¶846)



En esta parte el Código fija los requerimientos para Espaciado de válvulas en líneas de transmisión y líneas mayores de distribución de alta y baja presión Localización de válvulas (Transmisión y distribución)

ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” PPaaggiinnaa 7733 aa


MAOP en función de la Presión de ensayo.(845.213)

ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” PPaaggiinnaa 7733 bb


Calificación de líneas de acero para establecer la MAOP (845.214)

Aplica para líneas para gas natural existentes o líneas que serán convertidas a servicio con gas natural y cuando uno o más factores de la fórmula de diseño son desconocido. (ver para. 84 I . 11 ), (MOP > 100).

La MAOP debe ser establecida por ensayo de presión y limitada a la presión obtenida dividiendo la presión de ensayo por el factor dado en las tablas siguientes (845.214.b) :

Debe determinarse también que todos los componentes tienen el rating adecuado

< 100 psi

ASME B31.8 - Parte 5: "Diseño, Instalación y Ensayo” PPaaggiinnaa 7733 cc


> 100psi



4) Cámaras. (¶847) Se establecen los requerimientos para el diseño estructural, accesibilidad, sellado, impermeabilización, venteo y ventilación y construcción de cámaras subterráneas o fosos , para válvulas, estaciones de alivio de presión o reguladoras de presión, etc. 5) Medidores de consumidores y reguladores. (¶848) Se establecen los requerimientos para la localización, presiones de operación, protección e instalación de los medidores de consumidores y reguladores. 6) Servicio de gas (¶849) Se establecen los requerimientos y lineamientos para el diseño, instalación ensayo e interconexión con líneas principales de:

Líneas de servicio de acero Líneas de servicio de hierro dúctil. Líneas de servicio de cobre Líneas de servicio de materiales plásticos

Puesta en servicio de instalaciones. ((¶¶884411..44)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 48


Puesta en Servicio

Procedimientos

Limpieza y Secado

Ensayos funcionales

Puesta en Marcha y llenado con gas.



Procedimientos de Puesta enMarcha

Sistema mecánicamente completo y operativoEnsayos funcionales realizados y aceptados.Sistemas de seguridad operativos.Procedimientos de operación disponibles.Sistema de comunicación establecido.Transferencia de la línea a los responsablesde operaciónDocumentación

Deben establecerse procedimientos para la puesta en servicio. Estos procedimientos deben contemplar las características del gas a ser transportado, la necesidad de aislar la línea de otras instalaciones conectadas y la transferencia de la línea a los responsables de operación. Debe asegurarse que no se introducirán en la línea elementos o componentes incompatibles con el gas a ser transportado o con los materiales de los componentes de la línea.



Procedimientos. Los procedimientos deben contemplar: Limpieza y secado (más allá del medio de ensayo)

Ensayos funcionales de equipos y sistemas:

Tubería, Estaciones compresoras, Equipamiento de monitoreo y control, etc. Puesta en marcha e introducción del gas a transportar. Este procedimiento debe contemplar al menos: (a) Sistema mecánicamente completo y operativo. (b) Ensayos funcionales realizados y aceptados. (c) Sistemas de seguridad operativos. (d) Procedimientos de operación disponibles. (e) Sistema de comunicación establecido. (f) Transferencia de la línea a los responsables de operación Documentación

Los siguientes registros deben ser mantenidos como permanentes (a) .Procedimientos de limpieza y secado (b) Resultados de limpieza y secado (c) Registros de ensayos de funcionamiento (d) Sistemas de control de equipos (e) Listas de chequeo pre-opracionales completadas. En forma similar a los requisitos aplicables a tubos de acero, esta sección del Código contiene requisitos aplicables a:

EEnnssaayyoo hhiiddrroossttááttiiccoo ddee llíínneeaass eenn eell ssiittiioo Prácticas recomendadas para el ensayo hidrostático de líneas en el sitio. Apéndice M Este capitulo del Código provee lineamientos para la ejecución de prueba hidrostáticas de líneas en el sitio y cubre la determinación de la presión a la que el tubo alcanza la SMYS. Esta debe alcanzarse solamente cuando es necesaria tal determinación. En esta parte del curso solo se indican los lineamientos que mayor influencia pueden tener en el ensayo y no mencionado en los capítulos anteriores. 1) Temperatura del medio: En condiciones de baja temperatura puede ser necesario calentar el fluido de

ensayo o agregar anticongelante. 2) El llenado debería ser monitoreado y controlado el volumen. 3) La presión debe incrementarse hasta el 80% de la presión prevista y esperar un tiempo para verificar

que no existan fugas mayores. 4) verificar si se producen desvíos de la línea recta de la línea 5) Luego de alcanzar la presión especificada, y estabilizada, comienza el periodo de espera y puede

agregarse fluido de ensayo para mantener la presión mínima. 6) La verificación de si es alcanzada la SMYS se realiza mediante el monitoreo continuo de puntos de la

línea de tal forma de determinar el apartamiento de estos. Para controlar la máxima presión de ensayo



cuando se excede el 100% de SMYS puede controlarse a través de la comparación de volumen inyectado con el incremento de presión.

7) Debe elaborarse el registro del ensayo.

Ing. Rubén E Rollino [email protected] , [email protected]

Parte 6

OOppeerraacciióónn,, MMaanntteenniimmiieennttoo yy CCoonnttrrooll ddee CCoorrrroossiióónn..

PPrroocceeddiimmiieennttooss ddee OOppeerraacciióónn yy MMaanntteenniimmiieennttoo DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 50


Procedimientos de Operacióny Mantenimiento



Procedimientos afectan la seguridad deInstalaciones.

Mantenimiento de gasoductos y reparaciones.

Mantenimiento de tuberías de distribución.

Mantenimiento de instalaciones menores.

Clases de localización y cambios.

Concentración en localizaciones clase 1 y 2.

Conversiones de líneas en servicio.

El capítulñp V del Código, comprende los siguientes temas aplicables a sistemas e instalaciones en operación:

Procedimientos de Operación y Mantenimiento que afectan la seguridad de Instalaciones de transmisión y distribución de gas (¶850)

Mantenimiento de líneas. (¶851)

Mantenimiento de tuberías de distribución. (¶852) Mantenimiento de instalaciones menores. (¶853)

Clases de localización y cambios en la cantidad de edificaciones destinadas a la ocupación humana. (¶854)

Concentración de personas en localizaciones clase 1 y 2. (¶855)

Conversiones de líneas en servicio (¶856)

PPrroocceeddiimmiieennttooss ddee OOppeerraacciióónn yy MMaanntteenniimmiieennttoo.. ((¶¶885500)) En esta parte el Código se refiere a los procedimientos de Operación y Mantenimiento que afectan la seguridad de Instalaciones de transmisión y distribución de gas.


Debido a la cantidad de variables, el Código no considera posible ni recomendable establecer una serie de procedimientos de operación y mantenimiento que sean en todos los casos adecuados desde el punto de vista de seguridad pública sin que en algún caso sean innecesariamente onerosos e imprácticos. Por esto el Código establece los requisitos básicos aplicables y cada empresa operadora debe desarrollar los procedimientos necesarios desde el punto de vista de la seguridad pública aplicables a la operación y mantenimiento de las instalaciones bajo su responsabilidad y basados en experiencia y conocimiento de sus instalaciones y condiciones bajo las que operan. Requisitos básicos. (¶850.2) Cada compañía operadora debe: Tener un plan de emergencia escrito que cubra la falla de las instalaciones y otras emergencias. Operar y mantener sus instalaciones de acuerdo al plan establecido. Actualizar periódicamente los planes en función de la experiencia, considerando la exposición pública y los

cambios que se requieran en las condiciones de operación. Prever el entrenamiento necesario a sus empleados para la correcta aplicación de los procedimientos bajo

su responsabilidad. Mantener los registros de administración del plan y entrenamiento.

Rasgos esenciales del plan de operación y mantenimiento. (¶850.3) El plan de operación y mantenimiento debe incluir: Planes e instrucciones detalladas para empleados cubriendo procedimientos de operación y mantenimiento

de instalaciones de gas, durante operaciones normales reparaciones y emergencias. Los ítems recomendados por el Código como necesarios para ser incluidos en este plan se indican en los

puntos: ¶ 851.2 a .6 y ¶861(d) Rasgos esenciales del plan para emergencias. (¶850.4) El plan para emergencias debe contener procedimientos que cubran como mínimo lo siguiente: Sistema de recepción, identificación y clarificación d emergencias que requieran inmediata respuesta de la

compañía. Clara indicación de la responsabilidad de instrucción a los empleados sobre los procedimientos y el

entrenamiento necesario para su aplicación. Indicar claramente la responsabilidad por la actualización del plan. Implementación de un plan para un adecuado manejo de las llamadas que involucren emergencias ya sea de

clientes, público, compañías, empleados, etc. Implementación de un plan para una pronta y efectiva respuesta a los avisos de emergencia. Control de situaciones de emergencia incluyendo las acciones a tomar por el primer empleado que llegue al

lugar. Diseminación de la información al público. Restablecimiento seguro de la operación de las instalaciones. Análisis de causas para minimizar la posibilidad de recurrencia de fallas, Información y registros de la

emergencia.

Mantenimiento de gasoductos ((¶¶885511)) Deben establecerse:


Procedimientos para vigilancia periódica de las instalaciones: Incluyendo estudios y acciones ante condiciones inusuales de operación o mantenimiento, tal como fallas, pérdidas, corrosión interior o cambios en los requerimientos de protección catódica. En función de esto puede ser necesario el establecimiento de un programa de reacondicionamiento, ensayos o abandono de las instalaciones. Patrullaje de las instalaciones: Condiciones de la superficie sobre y adyacentes a las servidumbres de paso del gasoducto por ejemplo cruce de rutas, ferroviarios, etc. requieren patrullaje más frecuentes que las tuberías en campo abierto. Vigilancia de pérdidas. El método debe ser efectivo para determinar fugas peligrosas. La extensión y la frecuencia son función de la antigüedad de la línea, la localización y también de la eventualidad de transportar gas sin odorizado. Frecuencia de Patrullaje: Localización clase 1 y 2: Al menos una vez al año Localización clase 3: Al menos una vez cada seis meses. Localización clase 4: Al menos una vez cada tres meses.

PPrroocceeddiimmiieennttooss ddee rreeppaarraacciióónn ddee ttuubbeerrííaass ddee aacceerroo:: Lo siguiente aplica para tuberías de acero que operan con tensiones circunferenciales iguales o mayores al 40% de SMYS: Ante la presencia de defectos que puedan ocasionar fallas deben tomarse urgentes medidas preventivas para proteger la propiedad y al público. Si no es posible realizar las reparaciones apropiadas inmediatamente, debe procederse como se indica a continuación. El uso de parches "patch" está prohibido, excepto cuando se admite en ¶851.43.e. Si la línea no se saca de servicio la presión debe ser disminuirse a un nivel seguro durante la reparación. Notas: Defectos superficiales como entallas o disminución de espesor son considerados como peligrosos si supera el 10% del espesor nominal del tubo ( Ver también ¶ 841.113.b) Las abolladuras si son suaves no requieren en general reparaciones salvo que contenga un concentrador de tensión, afecte la curvatura del tubo en una soldadura longitudinal o circunferencial o su profundidad supere el 6% del diámetro del tubo. Areas corroídas que no producen perdidas que serán reparadas de acuerdo a ¶862.213.no son consideradas graves. El uso de parches "patch" está prohibido, excepto cuando se admite en ¶851.43 Una montura que envuelve totalmente a la tubería debe tener una presión de diseño al menos igual que la MAOP y no deben tener menos de 4 pulgadas de ancho. Si la zona defectuosa no produce pérdidas la soldadura de filete es opcional. Reparaciones permanentes de defectos graves (¶851.41) Las abolladuras, entallas y defectos similares graves deben ser eliminadas, reforzadas o la presión de operación disminuida. Todas las soldaduras circunferenciales que tengan defectos no admisibles por API 1104 deben ser reparadas (Ver ¶827) con la línea fuera de servicio. Si se efectúan reparaciones de soldaduras sin pérdidas con la línea en servicio la presión debe ser disminuida de forma tal de no ocasionar tensiones superiores al 20% de SMYS y el defecto pueda ser eliminado por amolado y quedando un espesor remanente de 1/8" Si una soldadura no puede ser reparada puede instalarse una camisa con soldaduras de filete. Para otros detalles ver ¶851.4. Reparaciones de áreas corroídas con y sin pérdidas. (¶851.43)


Si es posible la línea debe ser retirada de servicio y reemplazada la parte afectada por un tubo de igual o mayor resistencia. Si no es posible retirar de servicio la línea puede utilizarse un encamisado, a menos que sea admitido un parche (Ver más abajo) Si la pérdida es producida en una zona con pitting puede utilizarse una pieza abulonada (bolted) tipo abrazadera (bolt-on leak clamp) Areas corroídas con o sin pérdidas sobre tubos de no más de 40.000 psi de SMYS pueden ser reparadas utilizando un parche de chapa con esquinas redondeadas y con una dimensión que no exceda la mitad de la circunferencia del tubo soldada con filete. Pequeñas áreas corroídas pueden ser reparadas por relleno utilizando electrodos de bajo hidrógeno Las reparaciones permanentes de fisuras por Hidrógeno o por corrosión bajo tensiones deben en lo posible ser realizadas sacando la línea de servicio y reemplazando la parte dañada por un nuevo tramo de tubo. Si esto no es posible puede utilizarse un encamisado. Para otros detalles ver ¶851.4 Todas las reparaciones deben ser ensayadas de acuerdo a ¶851.5 Las partes reemplazadas deben ser sometidas a ensayos de presión. También puede realizarse un ensayo de presión al nuevo tramo de tubo antes de instalarse y radiografiarse las soldaduras circunferenciales de unión a los tramos existentes (Ver ¶826) Los defectos reparados por soldadura de acuerdo a P851.4 deben ser sometidos a END de acuerdo a ¶826.

RReettiirroo yy rreeppoossiicciioonnaammiieennttoo eenn sseerrvviicciioo ddee llíínneeaass ((¶¶885511..88//99)) Cada compañía debe tener previsto entre sus procedimientos de operación y mantenimiento el retiro de servicio de líneas e instalaciones incluyendo su desconexión, purgado de gas y precauciones para asegurar que no permanecen hidrocarburos no líquidos. Para el caso de reposición al servicio de líneas abandonadas debe considerarse : Deflexión Diámetro, espesor de pared y especificación de los tubos. Presión de la línea Tipo de soldaduras circunferenciales. Pruebas e historial de operación. Presencia de defectos. Curvaturas y curvas existentes. Válvulas y accesorios. Condiciones del terreno y suelo. Consideraciones de seguridad para el personal. Eventuales tensiones adicionales por el reposicionamiento en servicio de la línea. Consideraciones similares a las vistas para operación y mantenimiento de gasoductos son tenidas en cuenta para líneas de servicio e instalaciones.

CCaammbbiioo ddee ccllaassee ddee llooccaalliizzaacciióónn.. Clases de localización y cambios en la cantidad de edificaciones destinadas a la ocupación humana. (¶854) Las líneas que operan por encima del 40% de la SMYS deben ser monitoreadas para determinar si se construyen mayor cantidad de edificaciones previstas para el uso humano y tomarse las medidas necesarias en caso de que el incremento se acerque a la clase de localización superior.(ver tabla 854.1.c) Concentración de personas en localizaciones clase 1 y 2. (¶855). Debe considerase la consecuencia de una eventual falla, verificar necesidad de aplicar restricciones a la relación de tensiones, ejecutar pruebas de presión a 100% o 90% de SMYS, según corresponda. (Ver punto completo en el código)

ASME B31.8 - Parte 6:"Operación, Mantenimiento y Control de Corrosión” R3 PPaagg..7799 aa


DDeeffeeccttooss ggrraavveess yy rreeppaarraacciioonneess.. ((rreessuummeenn)) Los capítulos IV (Instalación) y V (Mantenimiento) definen defectos y métodos de reparación aceptables y no aceptables.Con el fin de evitar duplicación en este curso fueron agrupados: Los siguientes defectos son cubiertos:

Entallas, rasguños, etc. Aplastamiento. Golpes de arco. Areas corroídas.

Requerimientos superficiales en tubos: Sh > 20% of SMYS (Durante la construcción) (841.24) Entallas, rasguños, etc (con disminución de espesor): Deben ser prevenidos, reparados o eliminados. Pueden ser esmerilados/amolados con contornos suaves si el espesor remanente es igual o mayor al mínimo requerido. (se admite reducción de hasta el 10% del espesor nominal) Insertar parches está prohibido. Aplastamientos con profundidad que excede 1/4in para NPS < 12, o 2% del diámetro para NPS > 12 y Sh > 40% de SMYS, deben ser removidos. Aplastamientos que contengan concentradores de tensiones o afecten la curvatura del tubo en soldaduras longitudinales o circunferenciales, deben ser removidos. Golpes de arco Deben ser eliminada la entalla metalurgica producida. El espesor remanente debe ser igual o mayor al mínimo requerido y debe verificarse la eliminación de sus efectos, puliendo y atacando con Nithal o presulfato de amoniaco al 20%. Defectos graves y Reparaciones en la etapa de operación (851.41/2) Entallas y daños mecánicos: son consideradas graves cuando superan en 10% el espesor nominal del tubo. Estos defectos deben ser removidos o reforzados o la presión debe ser reducida. El uso de parches es prohibido con ciertas excepciones. (851.43.e). Si es posible debe eliminarse un tramo completo de tubo y reemplazado. Si no es posible pueden realizarse reparaciones. - Colocando una camisa que cubra toda la circunferencia, con o sin filetes circunferenciales. - Eliminando el defecto por hot taping. - Por esmerilado/amolado siempre que el espesor remanente sea mayor al requerido (No aplica para aplastamientos) Aplastamientos suaves, no requieren reparación a menos que: (a)Contenga concentradores de tensiones. (b) afecte la curvatura del tubo en una soldadura, o (c) Su profundidad exceda 6% del diámetro del tubo. (d) Su profundidad excede 2% del diámetro del tubo si afecta a una soldadura. Excepto que se considere aceptable por un análisis de ingeniería que incluya END Procedimientos de reparación para aplastamientos, entallas y daños mecánicos exteriores:

ASME B31.8 - Parte 6:"Operación, Mantenimiento y Control de Corrosión” R3 PPaagg..7799 bb


Si el aplastamiento no es eliminado puede ser reparado colocando una camisa que envuelva toda la circunferencia del tubo. La zona entre el aplastamiento y la camisa debe ser rellenada o la presión ecualizada: Si se realizan los filetes circunferenciales, la soldadura longitudinal de la camisa debe ser a tope. Si los filetes no son realizados la soldadura longitudinal de la camisa puede ser de filete. La zona entre el tubo y la camisa debe ser rellenada para prevenir la corrosión. Si la camisa debe soportar la presión, debe tener al menos igual resistencia que el tubo que es reparado. El largo mínimo de la camisa es 4 pulgadas. Daños mecánicos exteriores incluyendo fisuras/grietas, pueden ser reparados por esmerilad/amolado. Si están asociados con un aplastamiento este no debe tener una dimensión que supere el 4% del diámetro del tubo. Si la profundidad del esmerilado/amolado no supera el 10% del espesor nominal es aceptable independientemente de su longitud y ancho. Si la profundidad (a) del esmerilado/amolado supera el 10% pero no el 40% del espesor nominal del tubo su longitud máxima está limitada a la calculada con la siguiente ecuación:

2/12

111.0/1.1

/)(12.1 −⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

−=

tataDtL

Reparación permanente de soldaduras (851.42) (operación) Debe ser de acuerdo con API 1104. Preferentemente la línea debe ser retirada de servicio. Si la reparación es realizada con la línea en servicio y sin pérdidas, la presión debe ser reducida a Sh < 20% of SMYS. El esmerilado del área debe limitarse de tal forma que exista un espesor remanente de al menos 1/8 in.. Si esto no es practicable puede utilizarse un encamisado. También debe aplicarse una camisa si se encuentra un defecto de fabricación en soldadura doble arco sumergido o ERW 851.42 da requerimientos adicionales. Areas corroídas. Pueden ser reparadas utilizando electrodo de bajo H2 . Para reparaciones mayores, es preferible el reemplazo del tramo afectado. Si no es posible la reparación puede ser realizada instalando una camisa ( a menos que se admitan parches) o depositando material de soldadura. Al igual que en los casos anteriores los filetes circunferenciales de la camisa son opcionales y función de si el área tiene perdidas o no. La camisa puede ser atornillada si es para reparar pérdidas por picaduras. Una pérdida pequeña puede ser reparada soldando un nible o accesorio adecuado. (venteando el gas) Areas corroídas con o sin perdidas en tubos con SMYS no mayor a 40000 psi pueden ser reparadas con parches de esquinas redondeadas y no excediendo media circunferencia. Pequeñas áreas corroídas pueden ser reparadas mediante soldaduras y utilizando electrodos de bajo hidrogeno. A mayor presión y mayor caudal menor es la posibilidad de perforar. Con 20V y 100A es improbable perforar con los siguientes espesores:

ASME B31.8 - Parte 6:"Operación, Mantenimiento y Control de Corrosión” R3 PPaagg..7799 cc


Debe atenderse la posibilidad de fractura frágil. Hot tap (841.26) Los hot taps deben ser realizados por equipos de trabajo entrenados y con experiencia. Los procedimientos de soldadura deben calificarsese de acuerdo a API 1104 apéndice B. END. (851.52) Los defectos reparados por soldadura de acuerdo a 851.4, deben ser examinados de acuerdo a: 826. Ensayos de reparaciones de líneas de acero que operan a Sh > 40% SMYS. (851.5) Reemplazo de tubo: Debe ser sometido a ensayo de presión de acuerdo a una línea nueva en igual ubicación. El ensayo puede ser sobre las partes antes de instalarla en la línea siempre y cuando se cumplan los requerimientos de 826 para todas las soldaduras circunferenciales realizadas en sitio. (ver para. 851.52.)

ASME B31.8 - Parte 6:"Operación, Mantenimiento y Control de Corrosión”R2 PPaaggiinnaa 8800


CCoonnvveerrssiioonneess ddee llíínneeaass eenn sseerrvviicciioo.. ((¶¶885566)) Esta parte del Código provee requerimientos para que el operador pueda calificar bajo este Código a una línea en servicio no cubierta por este Código. Para esto debe realizarse un estudio del historial de operación incluyendo registros de inspecciones, fallas, fugas, protección catódica y corrosión. Deberá realizarse también una inspección la condición física de los tramos visibles, identificación de materiales reemplazo de partes dañadas y un estudio de los niveles de tensión en operación, teniendo en cuenta las localizaciones. También deberá efectuarse una prueba de fugas y dentro del año de convertida la línea debe instalarse una protección catódica de acuerdo con ¶ 862.2. (A menos que exista) Todos los pasos necesarios deberán constar en un procedimiento de conversión escrito y los registros deberán guardarse

CCoonnttrrooll ddee ccoorrrroossiióónn ((¶¶886600))



Control de corrosiónExterior

Instalaciones nuevasInstalaciones existentes

InteriorServicios a alta temperaturaCorrosión bajo tensiones y otros.Determinación de resistencia remanente.

El Capitulo VI de Código fija los requerimientos mínimos para el control de la corrosión de sistemas de tuberías y componentes metálicos expuestos, enterrados y sumergidos. El capítulo contiene los procedimientos y requerimientos mínimos para controlar la corrosión externa, incluida la atmosférica, y la corrosión interna y eso aplicable al diseño y construcción de sistemas nuevos y a la operación y mantenimiento de sistemas existentes. La aplicación del contenido de este capítulo requiere de la participación de personal capacitado en este tema. Muchas situaciones especificas no pueden ser anticipadas por eso es de suma importancia que la evaluación y aplicación de las prácticas de control de la corrosión incluya estudios e investigaciones tendientes a mitigar la corrosión. Está permitido desviarse de los requerimientos del Código, si la compañía operadora puede demostrar que los objetivos expresados en el Código son cumplidos. La Compañía operadora debe establecer procedimientos para implementar su programa de control de la corrosión el que en ciertos casos seguramente necesitará de practicas adicionales a las recomendadas en el Código.



CCoonnttrrooll ddee ccoorrrroossiióónn eexxtteerriioorr ((¶¶886622)) En este punto el Código fija los requerimientos aplicables a instalaciones nuevas como existentes. Los tópicos mínimos que deben ser cubiertos se indican a continuación para diferentes tipos de instalaciones: Instalaciones nuevas

Instalaciones enterradas Requerimiento de protección superficial (Pintura) Protección Catódica Aislación eléctrica Conexiones eléctricas, puntos de monitoreo e interferencias. Revestimientos. Protección atmosférica.

Instalaciones existentes

Para instalaciones existentes enterradas se agregan entre otros los siguientes puntos:

Evaluación: ( Historial de pérdidas y vigilancia de áreas corroídas) Acciones correctivas: (Provisión de protección catódica, Protección superficial, instalación de ánodos

galvánicos u otro método efectivo) Reparación de tubos corroídos.

CCoonnttrrooll ddee ccoorrrroossiióónn iinntteerriioorr ((¶¶886633)) Cuando se transporta gas corrosivo incluyendo gas con agua libre en las condiciones de transporte deben tomarse medidas para proteger al sistema de tubería de la corrosión interior. Estas medidas pueden incluir:

Pintura interior Agregado de inhibidor de corrosión Programa de limpieza interior (Cerdos) Uso de probetas testigo de corrosión. Tratamiento del gas.

LLíínneeaass ppaarraa sseerrvviicciioo aa aallttaa tteemmppeerraattuurraa ((¶¶886655)) Deben tenerse consideraciones especiales en las líneas que trabajan a alta temperatura (>150ºF) debido a que la temperatura elevada tiende a producir disminución de la resistividad de las tuberías enterradas o sumergidas y a incrementar la corrosión electroquímica debido a una actividad iónica o molecular acelerada. Las temperaturas elevadas ocurren por ejemplo aguas abajo de las estaciones compresoras. La pintura de protección superficial y las instalaciones de protección catódica, deben. ser seleccionada teniendo en cuenta estos factores.



También debe prestarse atención a la corrosión interna debido a que cuando se transportan gas o una mezcla de gas y líquido, las reacciones se incrementan con la elevada temperatura y además no son estables.

CCoorrrroossiióónn bbaajjoo tteennssiioonneess yy oottrrooss ffeennóómmeennooss ((¶¶886666)) Deben identificarse las causas potenciales de fallas como ser Fenómenos ambientales, Corrosión bajo tensiones, fisuras por hidrógeno (fatiga o embridamiento), etc. Cuando existan indicios de tales causas pueden existir debe establecerse un programa de investigación y solución para estas causa. El Código indica que la compañía operadora debe mantener actualizado de acuerdo al estado del arte su programa de control de la corrosión. Los siguientes tópicos deben ser considerados: niveles corrientes de protección catódica, calidad de la preparación y protección superficial de los tubos, temperaturas de operación, niveles de tensiones, condiciones del suelo

DDeetteerrmmiinnaacciióónn ddee rreessiisstteenncciiaa rreemmaanneennttee ddee ttuubbooss ccoorrrrooííddooss.. El apéndice L del Código incluye un método para determinar la resistencia remanente de tubos de acero corroídos que operan a tensiones del 40% de la SMYS o más. La resistencia remanente puede determinarse por medio del siguiente análisis: a) Determinar La profundidad de la corrosión, d (Ver figura L.1) 1) Si d es menor que el 10% del espesor nominal de pared (t), no es necesario considerar una reducción de la

MAOP 2) Si d es mayor al 80% de t las partes afectadas deberían quitarse de servicio. b) Determinar la longitud efectiva, L, de corrosión a lo largo del eje longitudinal.

L

td

Profundidad máxima de la corrosion(Maximum depth of corrosion)

Eje longitudinal de la tubería(Longitudinal axis of pipe)

Fig. L1



c) Calcular el factor no dimensional, A:

Donde D = Diámetro exterior nominal del tubo, in. c) Para valores de A menores o iguales que 4.0

P´= Máxima presión segura para el área corroída, psig. (No mayor que P) d) Para valores de A mayores que 4.0. P´= 1.1P(1-d/t) . (No mayor que P) Si la MAOP establecida es igual o menor que P´ la zona afectada puede permanecer en servicio, si es protegida contra futura corrosión Si es mayor que P´, la MAOP debe ser reducida hasta que no exceda P´, o la zona corroída debe ser reparada o reemplazada.

MMiisscceelláánneeooss ((¶¶887700)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 53


Varios

Odorización

Gas de Petróleo licuado (LPG)

El este capitulo VII del Código establece los requerimientos referidos a odorización, gas de petróleo liquificado y líneas paralelas o bajo líneas de transmisión eléctrica

OOddoorriizzaacciióónn,, Requiere que el gas entregado a los consumidores o utilizado para propósitos domésticos en plantas compresoras deben tener un olor distintivo que permita su detección en la atmósfera en concentraciones de un quinto del punto explosivo inferior. Para proporciones mayores debe agregarse un odorizados.



Como excepción el Código admite no utilizar odorizador en los siguientes casos siempre que esto sea perjudicial en caso de que también tenga otros usos: Gas bajo tierra u otro almacenaje. Gas que se utilizará en otro proceso donde el odorizador no es recomendable o perjudicial. Gas utilizado en operaciones de campo Ni el odorizador ni sus productos de combustión deben ser perjudiciales para los humanos ni los materiales involucrados y no debe ser soluble en agua en concentraciones mayores de 2 1/2 partes de odorizador en 100 partes de agua (En peso)

SSiisstteemmaass ddee ggaass ddee PPeettrróólleeoo LLiiccuuaaddoo ((LLPPGG)) Generalmente incluyen Propano, butano y mezclas que pueden ser almacenadas como líquidos a presiones entre 80 psig a 250 psig a temperatura ambiente. El código solo se refiere a los casos en que puedan ser vaporizados y utilizados como combustibles gaseosos. Para el diseño, construcción operación y mantenimiento de instalaciones que involucren Butano, Propano o mezcla de estos gases son aplicables todos los requerimientos de ANSI/NFPA 58 y 59. Odorización: En general estos gases no son tóxicos. Sin embargo si son entregados a los consumidores o utilizados como combustibles, deben ser odorizados. Ventilación: Estos gases son más pesados que el aire por lo que deben preverse instalaciones de venteo a nivel del piso. Si se instalan en cámaras subterráneas o instalaciones similares deben preverse equipos de extracción.- También deben tomarse precauciones para ventear las descargas de válvulas de seguridad.

CCrriitteerriiooss ppaarraa ccoonnttrroollaarr eessccaappeess ddee ggaass.. El apéndice M del Código, provee criterios para la detección, ponderación y control de escapes de gas. Dentro de los métodos de detección contemplados por el Código, se encuentran:

Vigilancia para detección en superficie: (Equipos de monitoreo atmosférico: 50ppm) Detección de escapes subsuperficiales. ( aberturas, agujeros, etc.) Vigilancia de la vegetación. Ensayo de presión para detección de perdidas. Ensayo de burbujeo. Ensayo de detección de fugas por ultrasonido.

Las perdidas son clasificadas en 3 grados por el Código, en función de su peligrosidad para el público. Siendo la 1 la más peligrosa, 1 y 2 requieren reparación y la 3 puede permanecer en operación por no ser peligrosa. También se describen otros métodos , instrumentos y su sensibilidad para detección.



PPrrááccttiiccaass rreeccoommeennddaaddaass ppaarraa eell eennssaayyoo hhiiddrroossttááttiiccoo ddee llíínneeaass eenn eell ssiittiioo.. AAppéénnddiiccee MM

El apéndice M del Código provee lineamientos para la ejecución de prueba hidrostáticas de líneas en el sitio y cubre la determinación de la presión a la que el tubo alcanza la SMYS. Esta debe alcanzarse solamente cuando es necesaria tal determinación. En esta parte del curso solo se indican los lineamientos que mayor influencia pueden tener en el ensayo y no mencionado en los capítulos anteriores.

Temperatura del medio: En condiciones de baja temperatura puede ser necesario calentar el fluido de

ensayo o agregar anticongelante. El llenado debería ser monitoreado y controlado el volumen. La presión debe incrementarse hasta el 80% de la presión prevista y esperar un tiempo para verificar que no

existan fugas mayores. verificar si se producen desvíos de la línea recta de la línea Luego de alcanzar la presión especificada, y estabilizada, comienza el periodo de espera y puede agregarse

fluido de ensayo para mantener la presión mínima. La verificación de si es alcanzada la SMYS se realiza mediante el monitoreo continuo de puntos de la línea

de tal forma de determinar el apartamiento de estos. Para controlar la máxima presión de ensayo cuando se excede el 100% de SMYS puede controlarse a través de la comparación de volumen inyectado con el incremento de presión.

Debe elaborarse el registro del ensayo.

ASME B31.4-8 - : "Apéndice 1 B31.G Pag 11

ASME B31.4-8 - "Apéndice 1 B31.G Pag 33

ASME B31.4-8 - "Apéndice 1 B31.G Pag 1122

ASME B31.8 - Parte 7"Transmisión Offshore y Gas Acido” R2 PPaagg 8866


Parte 7

TTrraannssmmiissiióónn OOffffsshhoorree yy GGaass AAcciiddoo

TTrraannssmmiissiióónn ddee ggaass OOffffsshhoorree.. ((¶¶AA880000))



Offshore-1Calificación de materiales y equipos.No se admite el uso de tubos no identificados,plástico y hierro dúctil.Especificaciones de materiales.Requisitos adicionales para tubos con concreto yflexibles.Pueden ser necesarias consideraciones adicionalesrespecto a propiedades mecánicas, dureza,composición química, espesores y/o pruebas..

El Capítulo VIII del Código establece requisitos aplicables específicamente a sistemas de transmisión Offshore. Los requerimientos contenidos en los Capítulos I a VI del Código también se aplican a los sistemas Offshore a menos que estén específicamente modificados en este capítulo del Código. El capítulo VII no es aplicable. Con excepción de los puntos A840 a 842, A844 y A847 los restantes puntos de este Capítulo tienen la misma numeración que la de los capítulos I a VI. A continuación se resumen algunos de los principales requerimientos contenidos en este capítulo:

CCaalliiffiiccaacciióónn ddee mmaatteerriiaalleess yy eeqquuiippooss.. ((¶¶AA881111)) No debe utilizarse para transporte de gas natural tubos no identificados, de plástico, de plástico con refuerzo metálico ni de hierro dúctil.

EEssppeecciiffiiccaacciioonneess ddee mmaatteerriiaalleess.. ((¶¶AA881144)) Tubos revestidos con concreto deben cumplir al menos con los requerimientos de ASTM. Los tubos flexibles deben construirse con materiales que cumplan con ASTM o ASME.



Debido a que en la tubería Offshore pueden presentarse distintas condiciones respecto de la Onshore como ser presión exterior e interior, temperatura, condiciones de carga, etc. Puede ser necesario suplementar los requerimientos de los tubos y componentes como ser en lo referido a:

Tolerancia de espesor de pared Tolerancia de ovalización Tolerancia de diámetro exterior Tensión de fluencia máxima y mínima. Carbono equivalente máximo. Dureza Ensayo hidrostático en fábrica.

SSoollddaadduurraa.. ((¶¶AA882211 yy AA882233)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 55


Offshore-2

SoldaduraAlivio de tensionesSoldaduras inspección y ensayosDiseño, instalación, ensayos y pruebasOperación y Mantenimiento

Esta parte se refiere a la soldadura de materiales de acero al carbono. La soldadura puede ser realizada bajo condiciones atmosféricas o hiperbáricas.

RReeqquueerriimmiieennttooss:: a) Antes de realizar operaciones de soldadura debe contarse con una WPS escrita y el procedimiento

calificado. El procedimiento aprobado debe contener los detalles aplicables listados en API 1104. b) Para el caso de soldadura en condiciones hiperbáricas el procedimiento calificado debe incluir los

detalles aplicables de API 1104 y la norma ANSI/AWS D3.6. c) Los soldadores y operadores de soldadura, deben ser calificados antes de realizar cualquier

operación de soldadura sujeta a los requerimientos del Código. La calificación debe realizarse de acuerdo a API 1104 para soldaduras realizadas en condiciones atmosféricas y suplementada de acuerdo a AWS D3.6 para soldadura bajo agua.

d) Las calificaciones de procedimiento y soldadores u operadores son válidas únicamente dentro de

los limites del procedimiento de soldadura. Si se efectúan cambios más allá de lo previsto en las "Variables esenciales" se requiere una calificación suplementaria. Las variables esenciales de API 1104 deben prevalecer en tanto y en cuanto no sean afectadas por el ambiente submarino. En este caso gobiernan las variables de AWS D3.6.

e) Para instalaciones donde se requiere la aplicación del ASME BPVC Sección VIII. Las

calificaciones de procedimientos y soldadores deben ser de acuerdo a la sección IX.



f) Para la calificación de soldadores y procedimientos se aplica ¶823 excepto ¶823.1 y .2.

AAlliivviioo ddee tteennssiioonneess.. ((¶¶AA882255)) En función del espesor de pared y si ha sido demostrado a través de la calificación de un procedimiento sin PWHT, en forma satisfactoria, puede ser obviado. Tal demostración debe ser realizada sobre materiales y en condiciones que simulen lo mas aproximadamente posible las condiciones reales de ejecución en obra. Deben medirse las propiedades de tracción, tenacidad y dureza. No se requiere tratamiento térmico de alivio de tensiones si: a) Las mediciones indican que las propiedades metalúrgicas y mecánicas se mantienen dentro de los

limites especificados para los materiales y condiciones de servicio y b) Un análisis de ingeniería es realizado para determinar que las propiedades mecánicas y las

tensiones residuales sin PWHT son satisfactorias para las condiciones de servicio. Puede ser requerido efectuar medición de tensiones residuales.

IInnssppeecccciióónn yy eennssaayyooss ddee ssoollddaadduurraass.. ((¶¶AA882266)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 56


Offshore: Soldadura

Calificación de Procedimientos y Soldadores

WPS

API 1104

ANSI/AWS D3.6

ASME IX



Offshore Inspección, Ensayos y

Pruebas

Extensión de END

API 1104 / ASME VIII

Ensayo de Presión

El 100% de la longitud de las soldaduras circunferenciales Offshore deben ser inspeccionadas por medio de END, si es posible, pero nunca menos del 90%. Los criterios de aceptación deben satisfacer los requerimientos de API 1104 o ASME BPVC sección VIII como sea aplicable a la soldadura o reparación. Como alternativa los límites de aceptación de defectos puede establecerse en base a estudios basados en análisis de fractura mecánica. Requerimientos adicionales en la calificación de procedimientos de soldadura o END adicionales a los especificados.



CCoommppoonneenntteess ddee ttuubbeerrííaa.. ((¶¶AA883311)) Se limita el uso de fundición de hierro y hierro dúctil para accesorios y se establecen criterios en cuanto a cargas que deben soportarse.

DDiisseeññoo,, iinnssttaallaacciióónn yy eennssaayyooss.. ((¶¶AA884400 aa ¶¶AA884433)) El diseño, instalación y ensayo de las líneas Offshore deben realizarse de acuerdo al capítulo IV con las modificaciones específicas que introduce este capítulo VIII. Las previsiones del capítulo IV, relacionadas con la clase de localización, no se aplican., excepto para la zona lindera con las instalaciones de tierra. Estas zonas deben adicionalmente diseñarse y ensayarse de acuerdo con la clase de localización de acuerdo con ¶840, excepto: Para localizaciones clase 3 y 4 puede efectuase alternativamente un ensayo a una presión no menor de 1,25 veces la MOP, cumpliendo con lo indicado A826 para soldaduras y ensayos. Además ¶A847 (Ensayos) reemplaza a ¶841.32. Condiciones de diseño Existe una cantidad de parámetros físicos que gobiernan el diseño de sistemas Offshore, algunos tienen influencia durante la instalación, otros durante la operación y otros en ambas situaciones. Algunos de estos son: Olas, corriente, suelo marino, viento, hielo, actividad sísmica, movimientos de las plataformas, temperatura, presión, Peso de equipos de construcción, movimientos de recipientes, etc. A menudo las condiciones de diseño de las líneas Offshore son controladas más por las condiciones de instalación que por las de operación. Consideraciones de diseño durante la instalación y operación Las siguientes consideraciones deben ser tomadas en cuenta en la instalación.

Peso de la línea o partes (En aire y sumergida) Perfil(Forma) Cargas ambientales (Viento, olas, corriente, hielo, carga sísmica y otros fenómenos naturales) Cargas impuestas por los equipos utilizados en la construcción y movimiento de recipientes. Característica del suelo. Cargas operacionales (Peso de luces no soportadas, fijaciones, Presión interior y exterior,

Expansión y contracción térmica, fuerza ascencional, etc.) Consideraciones de resistencia. (¶A842) Los análisis de diseño e instalación, deben basarse en métodos de ingeniería aceptados, resistencia de materiales y condiciones de diseño. Instalación: Algunas consideraciones de resistencia durante la instalación son: Pandeo, Colapso debido a presión externa Máximas tensión longitudinal admisible debida a cargas axiales y de flexión, fatiga durante la instalación, Ensambles especiales, Tensiones residuales, etc. Operación: Las tuberías Offshore y las instalaciones que conectan a estas con las plataformas deben diseñarse contra los siguientes posibles modos de falla:



Fluencia excesiva Pandeo Falla por fatiga Fractura dúctil Fractura frágil Pérdida de estabilidad Propagación de fractura Corrosión Colapso Impacto debido a objetos extraños, bloques de hielo, soportes, etc. Estabilidad lateral y vertical (En el fondo) Mayores detalles, factores y fórmulas aplicables puede verse en los puntos ¶A842.22 a ¶A842.31 del Código. Estaciones compresoras (¶A843.1) En este punto el Código fija lineamiento para el diseño de instalaciones compresoras abarcando la localización, protecciones, salidas, instalaciones eléctrica y equipamiento, siendo todos ellos de clara interpretación para la resolución de casos específicos. Válvulas. (¶846) Las líneas deben equiparse con válvulas u otros componentes que cierren el flujo de gas a tierra en caso de emergencia. Deben estar accesibles y protegidas.

PPrruueebbaass yy EEnnssaayyooss ((¶¶AA884477)) Ensayo de presión (847.3)¶ La tubería instalada debe ensayarse al menos a 1,25 veces la MAOP. La tubería de las plataformas y "Risers" debe ensayarse al menos a 1,4 veces la MAOP Partes prefabricadas de tuberías de plataformas que han sido ensayadas al menos a 1,4 veces la MAOP no necesitan volver a ensayarse después de la instalación si son unidas con bridas o con soldaduras radiografiadas 100%. Medio de ensayo. (¶A847.4) El medio de ensayo para todas las líneas Offshore debe ser agua. Puede ser considerado el agregado de aditivos para mitigar la corrosión y el congelamiento si son compatibles con el medio de ensayo. Procedimiento de ensayo y registros. (¶A847.4 y .5) La ejecución de la prueba hidrostática debe ser realizada de acuerdo a un procedimiento específico. Los siguientes requisitos deben estar contenidos: a) Ejecución del ensayo después de la instalación y antes de la operación inicial del sistema (Ver

excepciones en ¶A847.2) b) Incluir en la prueba hidrostática tanto como sea posible a la línea de unión entre la tubería

Offshore y la línea (Risers). c) Mantener las condiciones de ensayo por un mínimo de 8 horas continuas como mínimo a la

presión especificada y registrar los resultados Toda variación de la presión debe ser considerada. d) En caso de producirse durante el ensayo una rotura o una pérdida (fuga) de magnitud que invalide

el ensayo deberá reensayarse la zona después de la consiguiente reparación.



e) La compañía operadora deberá mantener los registros de ensayos durante toda la vida útil de la línea. Estos registros deben indicar el procedimiento, el fluido la presión y duración del ensayo.

f) Zonas de la línea con deformaciones, aplastamiento ,etc. deben ser ensayadas después de la instalación debiendo verificarse la deformación a través del pasaje de un dispositivo para la detección de deformaciones a través de la sección. Las zonas en que detecten deformaciones que puedan afectar el se deben ser reparadas o reemplazadas. También debe considerarse la reparación de zonas con excesiva ovalización que puedan interferir el pasaje interior de elementos (pigging) previstos por ejemplo para limpieza o la inspección interna.

Tramos o partes insertadas (Tie-in) Se reconoce que los tramos que se insertan entre dos zonas de la línea ensayados no siempre son posibles de ser ensayados Hidrostáticamente. Estas soldaduras pueden ser eximidas del ensayo hidrostático si se inspeccionan por radiografía u otro método de END aceptable.

PPrroocceeddiimmiieennttooss ddee OOppeerraacciióónn yy MMaanntteenniimmiieennttoo qquuee aaffeecctteenn aa llaa sseegguurriiddaadd.. ((¶¶AA885500))



Offshore. Operación y Mantenimiento

Clases de localizaciónProcedimientosProtección superficialProtección catódicaAislación eléctrica.

Los requisitos del capítulo V dependen de la clase de localización y no se aplican a las líneas Offshore de transmisión de gas, excepto en las zonas límites en las que adicionalmente deben ser operadas y mantenidas de acuerdo a la clase de localización de acuerdo a ¶640. Esencialmente el plan de Operación y Mantenimiento debe contener instrucciones para el personal sobre los procedimientos aplicables durante la operación normal y reparaciones prestando especial atención a aquellas zonas que representen mayor peligro para el público y el medio ambiente en el caso de una emergencia o en el caso de requerimientos extraordinarios de construcción o mantenimiento. También deben estar contempladas olas acciones requeridas en caso de emergencia. El plan de mantenimiento debe incluir; Patrullaje periódico, verificando indicios de fugas, actividades de construcción no realizadas por la firma y cualquier otro factor que pueda afectar la seguridad del público Este patrullaje debe ser realizado con la frecuencia necesaria para detectar corrosión debida a la atmósfera de agua salada y el humedecimiento y secado cíclico. IInnssttaallaacciioonneess ssuubbmmaarriinnaass. (¶A862.1 y .2) Diseño de protección superficial: El diseño de los sistemas de protección superficial debe considerar el tipo de ambiente en el cual la instalación será instalada. La selección debe basarse en:



1) Baja absorción de agua 2) Compatibilidad con el tipo de protección catódica aplicado al sistema. 3) Compatibilidad con la temperatura de operación. 4) Suficiente ductilidad para evitar fisuración. 5) Suficiente resistencia para evitar daños durante la instalación. 6) Resistencia las condiciones del ambiente submarino. 7) Facilidad para reparaciones. Preparación superficial. Puede ser necesario una limpieza y preparación superficial adicional del sustrato metálico hasta un estado casi blanco y con un perfil de anclaje de forma de lograr una adherencia adecuada de las pinturas de base epoxy. Las soldaduras deben inspeccionarse y cualquier irregularidad que pueda afectar a la pintura, debe eliminarse. Es recomendable especificar el grado de limpieza, perfil de anclaje y adherencia requeridos. Aplicación e inspección: La aplicación debe ser efectuada en condiciones controladas. Es recomendable la verificación de que el procedimiento empleado logra la adherencia especificada. Debe utilizarse un detector apto para la pintura utilizada debe ser empleado para la inspección de defectos. Ver mayor información en NACE RP-06-75 Las soldaduras y aberturas realizadas en obra deben ser pintadas con un esquema compatible con el del resto de la línea. Los tubos deben ser inspeccionados en obra antes de la instalación para verificar defectos. Protección catódica (¶A862.13) Debe instalarse una protección catódica cuando se cumple una o más de las condiciones del apéndice A del Código (Ver en el Código). Esta protección puede ser efectuada a través de Anodos galvánicos, corriente impuesta u otra forma que contemple los efectos de las variaciones del contenido de oxigeno, temperatura, resistividad del agua y/o suelo, etc. Aislación eléctrica. (¶A862.14) Las líneas sumergidas deben estar aisladas eléctricamente de otras estructuras metálicas de tal forma que la protección catódica pueda ser efectiva, a menos que ambas sean protegidas como una unidad.

ASME B31.8 - Parte 7"Transmisión Offshore y Gas Acido” PPaaggiinnaa 9933


SSeerrvviicciioo ddee GGaass AAcciiddoo.. ((¶¶BB880000))



Gas Acido.

Gas que contiene H2S a 65 psia (4.5 bar)ó mayor a una presión parcial de 0.05psia (3.5 m Bar) o mayor. (Ver NACEMR0175)

El capítulo IX del Código establece requerimientos que solo se aplican a los servicios con gas ácido. Estos contemplan como los efectos específicos de este tipo de fluidos afectan al diseño, instalación operación, mantenimiento y disponibilidad de las líneas. Términos utilizados en este Capítulo no contenidos en otros son: Gas ácido: Gas que contiene H2S a 65 psia (4.5 bar) o mayor a una presión parcial de 0.05 psia (3.4 m Bar) o mayor. (Ver NACE MR0175) Fisuración por tensión de sulfuros (SSC): Mecanismo de fisuración relacionado con la corrosión, ocasionado por la exposición de un material susceptible a los iones de sulfuros en presencia de agua libre. Dureza (Brinell, Rockwell, Vickers, Microdureza) Zona afectada por el calor. (HAZ) Fisuración inducida por hidrógeno (HIC) Sulfuro de Hidrógeno (H2S): Presión parcial: ( Multiplicación de fracción de moles de H2S en la presión total del sistema) Radio de exposición (ROE) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 60


Servicio de Gas Acido

Requerimientos especiales para:Especificaciones de materiales,componentes y marcado.SoldaduraInspección y EnsayosOperación y Mantenimiento



EEssppeecciiffiiccaacciioonneess ddee mmaatteerriiaalleess,, ccoommppoonneenntteess yy mmaarrccaaddoo:: ((¶¶BB881133,, BB881144 yy BB883300))



Gas ácido: Materiales

Los materiales deben cumplir losrequerimientos de NACE MR 0175.

Los materiales deben responder a NACE MR0175.

SSoollddaadduurraa ((¶¶BB882200)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 62


Gas ácido: Soldadura Calificación de Procedimientos y Soldadores.

Ensayos mecánicos destructivosDureza

Precalentamiento.Para eliminar hidrógeno, independientemente de otroprecalentamiento recomendado. Alivio de tensiones.Requerimientos adicionales de dureza.

Esta sección no se aplica a las soldaduras realizadas durante la fabricación de tubos pero el usuario debe prever que estas soldaduras sean aptas para el servicio ácido. Los criterios de aceptación son los establecidos en API 1104 Sección 6 o ASME BPVC Sección VIII División 1. Deben contemplarse requisitos adicionales para dureza y tensiones residuales, Las soldaduras de sello requieren un procedimiento calificado separado. La zona interior adyacente a la soldadura debe ser limpiada a metal brillante (1 pulgada desde el bisel) antes de soldar.

CCaalliiffiiccaacciióónn ddee pprroocceeddiimmiieennttooss yy ssoollddaaddoorreess.. ((¶¶BB882233)) Nota: Los requerimientos indicados en ¶ 823.1 y 823.11 del Capitulo II no se aplican a esta sección.



Todas las calificaciones de procedimiento y soldadores deben estar basadas ensayos mecánicos destructivos. (¶B823.22) La dureza de todas las zonas de la soldadura incluyendo el metal de soldadura y zona afectada, de la probeta de calificación de soldadura, debe cumplir con los requerimientos de NACE MR0175. Para las aleaciones más comunes la dureza máxima admisible es 22 HRC. El usuario debe asegurar que la probeta de calificación de soldadura es representativa de las soldaduras de producción. (Presta atención a características que por ejemplo puedan afectar la velocidad de enfriamiento, entre otros fundamentalmente ∆t 8/5). Habitualmente para detectar finas zonas duras en la HAZ es utilizada microdureza. Un valor comúnmente aceptado y conservado es 250 HV 10.

PPrreeccaalleennttaammiieennttoo.. ((¶¶BB882244)) Los tubos que hán sido utilizados con gas ácido deben precalentarse previo a soldar a un mínimo de 400ºF (250ºC) durante 20 minutos, para eliminar el contenido de Hidrógeno del material,. Este precalentamiento es independiente de cualquier otro especificado en el procedimiento de soldadura.

AAlliivviioo ddee tteennssiioonneess.. ((¶¶BB882255)) Todo el procedimiento de soldadura debe diseñarse para evitar superar los valores máximos de dureza especificados. Cuando se dude de la efectividad del procedimiento para lograrlo debe establecerse un mecanismo de alivio de tensiones en las soldaduras para servicio con gas ácido. En general la pasada de revenido, vibraciones o PWHT a baja temperatura no provee protección contra la fisuración en servicio equivalente a la de un tratamiento térmico de alivio de tensiones. El alivio de tensiones es habitualmente ejecutado a 1.100ºF (593ºC) para aceros al Carbono y 1.200ºF (649ºC) para aceros ferríticos aleados. Otros tratamientos pueden ser ejecutados si están soportados por evidencia metalúrgica. El rango exacto debe constar en la especificación de procedimiento de soldadura. Cuando se unen materiales disimiles prevalecen las condiciones más exigentes (Debe prestarse atención en el caso de soldar aceros austeníticos u otros de alta aleación) Las partes deben ser calentadas lentamente hasta la temperatura requerida y mantenida al menos por un periodo de tiempo de 1 hr/pulgada de espesor de pared pero nunca menos de ½ hora. El enfriamiento debe ser lento ( Nota este Código no indica velocidad de calentamiento ni enfriamiento como para indicar que significa “lento”. Pueden obtenerse referencias en otras secciones de este código B31 o el código ASME BPVC) Debe registrarse el ciclo térmico con que se realizó el tratamiento térmico. Un grupo de tres soldaduras cercanas (Ejemplo una Te) pueden controlarse con una sola termocupla.

IInnssppeecccciióónn yy eennssaayyooss.. ((¶¶BB882266)) En adición a lo indicado en el capítulo II (¶826.2 (a) a (f) para líneas de gas ácido en localizaciones clase 3 o 4, estaciones de compresión y cruces de ríos navegables y cruces de vías férreas o carreteras debe



verificarse el 100% de las soldaduras por medio END. Esta inspección puede realizarse previo al tratamiento térmico.

DDiisseeññoo,, IInnssttaallaacciióónn yy PPrruueebbaass.. ((¶¶BB884400))



Gas ácido-Diseño.

Diseño:Debe considerarse el control de fracturas.No debe utilizarse factor de diseño 0,80.Las curvas deben cumplir con NACE MR 0175.Eliminación de golpes de arco.

Debe considerarse el control de fracturas y no debe utilizarse el factor de diseño F= 0.80 para gas ácido. Las curvas deben cumplir con los requerimientos de NACE MR 0175 en la condición después de curvada. (También puede requerirse esto para curvado en caliente). Es recomendable que el primer prototipo se ensaye para verificar la dureza y que tanto la tenacidad como resistencia mecánica, son aceptables. (Piezas a gajos no son aceptables para servicio ácido)

RReeqquueerriimmiieennttooss ssuuppeerrffiicciiaalleess.. ( para tubos que operan a tensiones circunferenciales > al 20% de SMYS. DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 64


Gas ácido. Inspección, instalación y

ensayos.

Inspección y Ensayos:Requerimientos adicionales para localizaciones clase 3y 4.

Almacenaje:El almacenaje de gas ácido no está incluido en elCódigo)

Hot-taps:Deben ejecutarse bajo un procedimiento escritoaprobado.

Deben eliminarse los golpes de arco ( Por ser concentradores de tensión) por amolado o maquinado. La cavidad resultante debe ser limpiada y examinada para determinar que se ha eliminado la zona afectada ( Con solución de 10% presulfato de amoniaco o 5% de ácido nítrico en alcohol.).Debe asegurarse que el espesor remanente se mantenga dentro de las tolerancias y que la transición sea suave.

HHoott ttaappss ((¶¶BB884411..2266))



Debido a que son requeridas especiales consideraciones desde el punto de vista de la salud y metalúrgicos, en adición a lo indicado en ¶841.271 del capítulo IV, para el caso de servicio ácido solo deben ser realizados bajo un procedimiento escrito aprobado. Las mismas consideraciones valen para las pruebas posteriores a la construcción con gas ácido adicionalmente a lo indicado en ¶841.31 del capítulo IV.

AAllmmaacceennaajjee ((¶¶BB884444)) El almacenaje de gas ácido se encuentra fuera del alcance de esta Código.

OOppeerraacciióónn yy MMaanntteenniimmiieennttoo.. ((¶¶BB885500)) DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 65


Gas ácido.Operación y mantenimiento.

Operación y Mantenimiento:Se requieren procedimientos adicionales.

Corrosión .Se requiere especial atención a la corrosión bajotensiones y otros fenómenos.

Se requieren procedimientos adicionales que contemplan las características de estos gases. Estos procedimientos deben considerar: Cálculo del radio de exposición (ROE) al H2S utilizando una ecuación apta de dispersión de aire, tal como Pascal-Giford. (Ver ¶B850) Para el plan de emergencia debe preverse además del entrenamiento convencional, que el personal debe ser entrenado sobre las características peligrosas del H2S, sus efectos sobre los componentes metálicos, medidas de precaución, operación de equipos de seguridad, sistemas de primeros auxilios, acciones correctivas y procedimientos de parada. Mantenimiento. (¶B851) Cuando se superan ciertas concentraciones y todas las instalaciones de superficie deben se señalizadas con carteles de “Gas Poison” (Esto es en ingles ver la escritura aplicable para el entendimiento e instrucción del público). Deben tenerse precauciones adicionales para la seguridad del público (¶B855)

CCoorrrroossiióónn.. ((¶¶BB886600)) En este punto el Código efectúa recomendaciones adicionales referidas a corrosión interna y externa.



Como punto destacado que difiere de las otras partes del Código, el punto ¶B866 se refiere a la corrosión bajo tensiones y otros fenómenos. Las líneas que trabajan con gas ácido particularmente combinado con dióxido de carbono y agua salada pueden sufrir fenómenos severos de corrosión como ser los problemas relacionados con el Hidrogeno: La reacción corrosiva en presencia de ion sulfuro permite una alta liberación de átomos de Hidrogeno que entran en el acero causando diferentes fenómenos, como ser por un lado bajo tensiones por sulfuros (SSC), la fisuración inducida por Hidrogeno (HIC) con variantes como ser la de tensiones orientadas (SOHIC), etc. y por otro lado la fisuración por corrosión bajo tensiones debida a cloruros (Fundamentalmente en aceros autenticas o la corrosión inducida microbiológica.

Apéndices DIAPOSITIVA POWER POINT Nº 66


Apéndices

D Tensión de fluencia mínima Apéndice LL Determinación de la resistencia remanentede tubos corroídos. .M Criterios para el control de fugasN Prácticas recomendadas para pruebahidrostática de líneas de tuberías en el sitio.

Los aplicables al curso se encuentran incorporados en las partes relacionadas.

curso ansiasme b31 8 (3)

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