ASME B31.4

CÓDIGO ASME PARA TUBERÍAS A PRESIÓN, B31(Código Estándar Nacional en los E.U.A.) Sistemas de Transporte de Hidrocarburos Líquidos y otros Líquidos por Ductos de Tubería NORMA ASME B31.4- EDICIÓN 1992 The American Society of Mechanical Engineers ASME CÓDIGO ASME PARA TUBERÍAS A PRESIÓN, B31 (Código Estándar Nacional en los E.U.A.) Sistemas de Transporte de Hidrocarburos Líquidos y otros Líquidos por Ductos de Tubería NORMA ASME B31.4- EDICIÓN 1992 The American Society of Mechanical Engineers ASME 345 East 47 th Street, New York, N.Y. 10017, U.S.A. CÓDIGO ASME PARA TUBERÍAS A PRESIÓN, B31 (Código Estándar Nacional en los E.U.A.) ASME B 31.4a - 1994 APÉNDICE a la Edición ASME B 31.4 – 1992 de la Norma para Sistemas de Transporte de Hidrocarburos Líquidos y otros Líquidos por Ductos de Tubería The American Society of Mechanical Engineers ASME United Engineering Center 345 East 47 th Street, New York, N.Y. 10017, U.S.A. PREFACIO La necesidad de tener un código nacional para la tubería a presión, se hizo crecientemente evidente desde 1915 a 1925. Para llenar esta necesidad el Comité Estadounidense de Estándares de Ingeniería (American Engineering Standards Committee (cuyo nombre fue cambiado más adelante al de Asociación Estadounidense de Estándares , que es hoy el Instituto Nacional de Estándares de Estados Unidos, o ANSI (American Standards Association, ahora American Nacional Standards Institute), inició el Proyecto B31 en Marzo de 1926, a solicitud de la Asociación Estadounidense de Ingenieros Mecánicos (American Association of Mechanical Engineers, ASME) siendo la Sociedad la única patrocinadora. Después de varios años de trabajo del Comité Seccional B31, y sus sub- comités, se publicó una primera Edición en 1935 como un Código Estándar Estadounidense Tentativo para Tuberías a Presión. En 1937 se comenzó una revisión del estándar tentativo original. Se hicieron varios años más de esfuerzos para asegurar la uniformidad entre secciones, eliminando los requerimientos divergentes y las discrepancias, manteniendo el Código al tanto de los desarrollos recientes de técnicas de soldadura, cómputos para calcular las tensiones, e incluyendo la referencia a nuevos estándares dimensionales y materiales. Durante este período, se preparó una nueva sección añadida sobre tubería de refrigeración, en cooperación con las Sociedad Estadounidense de Ingenieros en Refrigeración (American Society of Refrigeration Engineeers) y suplementaba al Código Estándar Estadounidense de Refrigeración Mecánica (American Standard Code for Mechanical Refrigeration). Este trabajo culminó en el Código Estándar Estadounidense para la Tubería a Presión de 1942 (1942 American Standard Code for Pressure Piping). Los Suplementos 1 y 2 del Código de 1942, que aparecieron en 1944 y 1947, respectivamente, introdujeron nuevos estándares dimensionales y materiales, una nueva fórmula del espesor de pared de la tubería y requerimientos más completos para la tubería de instrumentación y control. Poco después que se emitió el Código de 1942, se establecieron procedimientos para manejar las solicitudes requiriendo explicación o interpretación de los requerimientos del Código y para publicar tales solicitudes y respuestas en la Revista Ingeniería Mecánica (Mechanical Engineering) para la información de todos los interesados. Hacia 1948, los aumentos en la severidad de las condiciones de servicio combinados con el desarrollo de nuevos materiales y diseños para enfrentar estos más altos requerimientos, propiciaron cambios más extensos en el Código que los que pudieran provenir solamente de suplementos. Se tomó la decisión por parte de la Asociación Estadounidense de Estándares (American Standards Association) y el patrocinante, para reorganizar el Comité Seccional y sus varios sub- comités y para invitar a varias instituciones interesadas a reafirmar sus representantes o a designar nuevos. Siguiendo a esta reorganización, el Comité Seccional Bel, realizó una revisión concienzuda del código de 1942, y se aprobó y publicó un código revisado en Febrero de 1951 con la designación ASA Bel.1-1951, que incluía: (a) una revisión general y extensión de los requerimientos para ajustarse con la práctica actualizada de hoy en día. (b) revisión de las referencias a los estándares dimensionales existentes, especificaciones de materiales y la adición de referencias sobre los nuevos materiales; y (c) la aclaración de requerimientos ambiguos o conflictivos. El Suplemento No. 1 al B3l.1 se aprobó y publicó en 1953 como ASA B3l.la-1953. Este Suplemento y otras revisiones aprobadas, se incluyeron en una nueve edición del B31.1 publicada en 1955 con la designación de ASA B31.1-1955. Una revisión en 1955 de los comités Seccional y Ejecutivo, dió por resultado la decisión de desarrollar y publicar secciones de industria como documentos de código separados del Estándar Estadounidense B31 – Código para Tuberías a Presión. El ASA B31.4 -1959 fue el primer documento de código separado para Sistemas de Transporte por Tubería y reemplazó la parte de la Sección 3 del código B31.1- 1955 que cubría los Sistemas de Tubería para Transporte de Petróleo. En 1966, se revisó el B31.4 para ampliar la cobertura a soldadura, inspección y pruebas, y para agregar capítulos nuevos que abarquen los requerimientos de construcción y los procedimientos de operación y mantenimiento que afecten la seguridad de los sistemas de tubería. Esta revisión se publicó con la designación USAS B31.4 -1966, Sistemas de Transporte de Petróleo Líquido, toda vez que la Asociación Estadounidense de Estándares (American Standards Association) se reconstituyó, como el Instituto de Estándares de los Estados Unidos de América (United States of America Standards Institute) en 1966. El Instituto de Estándares de los Estados Unidos de América, Inc., cambió su nombre, en fecha 6 de octubre de 1969, al de Instituto Nacional Estadounidense de Estándares, Inc., (American National Standards Institute, Inc.), asimismo el USAS B31.4 -1966 fué re- designado como ANSI B31.4 - 1966. El Comité Seccional B31, fue re- nominado como Comité Nacional Estadounidense de Estándares Código B31 para Tuberías a Presión, y debido al Amplio campo que abarcaba, más de 40 diferentes sociedades de ingeniería, oficinas gubernamentales, asociaciones de especialidades, institutos y organizaciones afines, destacaron uno o más representantes al Comité de Estándares B31, además de algunos “Miembros Individuales” para representar los intereses generales del público. Lasa actividades del código fueron subdivididas de acuerdo al alcance de las distintas secciones, siendo que la dirección general de las actividades del Código, quedaban bajo la responsabilidad de los funcionarios del Comité de Estándares B31 y un Comité Ejecutivo cuya membresía consistía principalmente de los funcionarios del Comité de Estándares y los Directores de los Comités de Sección y Especialistas Técnicos. El Código ANSI B31.4- 1966 fué revisado y publicado en 1971 con la designación de ANSI B31.4 – 1974 En diciembre de 1978, El Comité Nacional Estadounidense de Estándares B31, se convirtió en un Comité de ASME, con procedimientos acreditados por ANSI. La revisión de 1979 fue aprobada por ASME y posteriormente por ANSI en fecha 1° de Noviembre de 1979, con la designación de ANSI / ASME B31.4 – 1979. Siguiendo a la publicación de la Edición de 1979, el Comité de Sección de B31.4 comenzó a trabajar en la expansión del alcance del código para abarcar los requerimientos del transporte de alcoholes líquidos. Se revisaron las referencias a los estándares dimensionales y especificaciones de materiales, y se agregaron nuevas referencias. Se efectuaron otras revisiones aclaratorias y editoriales para poder mejorar el texto. Estas revisiones llevaron a la publicación de dos Apéndices al B31.4, el Apéndice “b” al B31.4 se aprobó y publicó en 1981, como ANSI / ASME B31.4b – 1981. El Apéndice “c” al B31.4 fue aprobado y publicado en 1986 como ANSI / ASME B31.4c – 1986. La Edición del B31.4 de 1986 fue una inclusión de los dos apéndices publicados previamente en la edición de 1979. Siguiendo a la publicación de la Edición de 1986, se efectuaron revisiones aclaratorias y editoriales para mejorar el texto. Adicionalmente, se revisaron las referencias a estándares existentes y especificaciones de materiales, habiéndose añadido nuevas referencias. Estas revisiones llevaron a la publicación de un Apéndice al B31.4, que fue aprobado y publicado en 1987 como ASME / ANSI B31.4a – 1987. La Edición de 1989 del B31.4 fue una inclusión de los apéndices publicados previamente en la Edición de 1986. Siguiendo a la publicación de la Edición de 1989, se efectuaron revisiones aclaratorias y editoriales para mejorar el texto. Adicionalmente, se revisaron y pusieron al día las referencias a estándares existentes y especificaciones de materiales. Estas revisiones llevaron a la publicación de un Apéndice al B31.4, que fue aprobado y publicado en 1991 como ASME B31.4a – 1991. Esta nueva Edición del B31.4 es una inclusión de los apéndices publicados previamente en la Edición de 1989 y una revisión al mantenimiento de válvulas. La edición fue aprobada por el Instituto Nacional Estadounidense de Estándares, el 15 de diciembre de 1992, con la designación de ASME B31.4 – Edición de 1992. 13 INTRODUCCIÓN El Código ASME B31 para Ductos a Presión consiste de varias secciones publicadas en forma individual, cada una de ellas, es una Norma Nacional Norteamericana. De aquí en adelante, en esta Introducción y en el texto de esta Sección del Código B31.4 dónde la palabra “Código” sea usada sin identificación específica, se refiere a esta Sección del Código. El Código menciona los requisitos de ingeniería que son necesarios para el diseño y construcción segura de un ducto a presión. Mientras la seguridad es la consideración básica, este factor no necesariamente gobierna las especificaciones finales para cualquier sistema de ductos. Se notifica a los diseñadores que el presente Código no es un manual del diseño; y no anula la necesidad de contar con el criterio de un ingeniero competente. En todas las ocasiones en que puede hacerse, se expresan los requerimientos del Código para diseño, en términos de principios básicos de diseño y fórmulas. Éstos se complementan según se haga necesario con requisitos específicos, para asegurar una aplicación uniforme de los principios y para guiar la selección y aplicación de las características de los elementos de tubería. El Código prohíbe diseños y prácticas que se sepa que son inseguras y contiene advertencias dónde se recomienda precaución, aunque no se llega a la prohibición. Esta sección del código incluye: (a) Las referencias a las especificaciones de materiales aceptables y normas de componentes, incluyendo los requisitos de dimensiones y valores de presión- temperatura; (b) Los requisitos para el diseño de componentes y armado de conjuntos, incluso los soportes de la cañería; (c) Requisitos y datos para la evaluación y limitación de tensiones, reacciones y movimientos asociados con la presión, los cambios de temperatura, y otras fuerzas; (d) La guía y limitación en la selección y aplicación de materiales, componentes y métodos de unión; (e) Requisitos para la fabricación, armado, y construcción de tuberías; (f) Requisitos para el examen, inspección, y prueba de tuberías; (g) Los procedimientos para el funcionamiento y mantenimiento que son esenciales para la seguridad del público; y (h) las previsiones para proteger las tuberías de la corrosión externa y corrosión / erosión interna. La intención de la presente Edición de esta Sección del Código B31.4 y cualquier Addendum posterior, no tengan efecto retroactivo.. A menos que se haga un acuerdo específico entre partes contratantes para usar otro elemento, o en caso de que el cuerpo reglamentario que tenga jurisdicción en la zona imponga el uso de otra norma, la última Edición y los Anexos emitidos por lo menos 6 meses antes de la fecha del contrato original para la primera fase de actividades que cubren un sistema o sistemas de tubería, debe ser el documento que sirva de norma para todos los diseños, materiales, fabricación, construcción, examen, y prueba para los ductos hasta el terminado del trabajo y su funcionamiento inicial. Se advierte a los usuarios del presente código, de que no deben utilizar revisiones del Código sin tener la seguridad de que son aceptables para las autoridades apropiadas de la jurisdicción, en la zona donde el se instalen los ductos.. Los usuarios notarán que los párrafos en el Código no están necesariamente numerados consecutivamente. Tal discontinuidad es el resultado del seguimiento de un plan general común, que hasta el momento ha resultado práctico para todas las Secciones del Código. De esta forma, el material correspondiente está correspondientemente numerado en la mayoría de las Secciones del Código, facilitando de esta manera la 14 referencia para aquellas personas que tienen la oportunidad de usar más de una sección. El Código está bajo la dirección del Comité B.31 de ASME, Código para Ductos a Presión, el cual esta organizado y opera bajo procedimientos de la Asociación Estadounidense de Ingenieros Mecánicos que han sido acreditados por el Instituto Nacional Estadounidense de Normas. El Comité trabaja en forma continua y mantiene las Secciones del Código actualizadas en lo que se refiere a materiales, construcción, y práctica industrial. Se publican periódicamente Anexos y nuevas publicaciones salen al público en periodos de 3 a 5 años. Cuando ninguna Sección del Código de ASME para Ductos de Presión abarque específicamente un sistema de tubería, a su discreción, el usuario puede seleccionar cualquier Sección determinada, generalmente aplicable. Sin embargo, se advierte que pudiera ser necesario el cumplimiento de requisitos suplementarios a la Sección escogida, para mantener las condiciones de seguridad en un sistema de tubería para aplicación intencional. El usuario deberá tomar en cuenta las limitaciones técnicas de varias secciones, requisitos legales, y posible aplicabilidad de otros códigos o normas, que son algunos de los factores que determinan la pertinencia de cualquier Sección de este Código. El Comité ha establecido un procedimiento ordenado para considerar las solicitudes de interpretación y revisión de requisitos del Código. Para recibir atención, las peticiones deben dirigirse por escrito y deben dar los detalles completos (ver Apéndice Obligatorio que cubre la preparación de peticiones técnicas) La respuesta aprobada a una petición será directamente enviada al investigador. Además, la pregunta y su contestación serán publicadas como una parte del Suplemento de Interpretación para la Sección del Código aplicable. Un Caso es el formulario prescrito de respuesta a una petición cuando un estudio indica que la formulación del Código necesita aclaración o cuando la respuesta modifica un requerimiento existente del Código o permiso de concesiones para usar nuevos materiales o construcciones alternativas. Los casos propuestos serán publicados en la revisión pública de la revista Ingeniería Mecánica. Además, el Caso será publicado como parte de un Suplemento de Casos emitido para la Sección del Código aplicable. Un Caso es normalmente emitido por un período limitado; después de ese periodo el caso puede ser renovado, incorporado en el Código, o dejar que expire, si no hay alguna indicación que muestre la necesidad de los requerimientos cubiertos por dicho caso. Sin embargo, las disposiciones de un caso pueden ser usadas después de su expiración, mientras se muestre que el caso fue efectivo en la fecha original de contrato o fue adoptado antes de la terminación del trabajo, y las partes contratantes aprueban su utilización. Los materiales se ingresan a las listas de las tablas de tensiones, una vez que se ha demostrado un suficiente uso en tuberías, dentro del campo de acción del Código.. Los materiales pueden estar cubiertos por un Caso, como se mostró anteriormente. Las solicitudes de listas deben incluir evidencias de uso satisfactorio y datos específicos que permitan el establecimiento de las tensiones permisibles, límites mínimo y máximo de temperatura, y otras restricciones. Pueden encontrarse criterios adicionales en las pautas para la adición de nuevos materiales en el Código de ASME para Calderos y Recipientes de Presión, Sección II y Sección VIII, División 1, Apéndice B. (Para desarrollar el uso y ganar experiencia, los materiales que no estén en las listas, pueden ser usados de acuerdo con el párrafo 423. l.) Las solicitudes de interpretación y las sugerencias para revisiones, deben ser enviadas a la Secretaría, Comité B31 de ASME, 345 East 47 Street, New York, NY 10017, E.U.A. 15 ASME B31.4—Edición de 1992 401—401.5.6 CAPÍTULO I CAMPO DE ACCIÓN Y DEFINICIONES 400 PRESENTACIÓN GENERAL (a) Este código de sistemas para transporte de líquidos es una de las varias secciones del código B31 de ASME para tubería a presión. Esta sección se publica como un documento separado para ofrecer mayor conveniencia. Este reglamento es aplicable a hidrocarburos, GLP, alcoholes y dióxido de carbono. En este documento se hará referencia a estos sistemas, como Sistemas de Ductos para Líquidos. (b) Los requerimientos del presente código son adecuados para proporcionar seguridad en situaciones normales que se encuentran en las operaciones de sistemas de ductos para líquidos. No se dan en forma específica los requerimientos para condiciones inusuales y anormales, tampoco se mencionan todos los detalles prescritos de ingeniería y construcción. Todo trabajo realizado dentro del campo de acción de este reglamento, debe cumplir con las normas de seguridad expresadas o implicadas. (c) El propósito principal de este código es establecer los requerimientos para un diseño seguro, construcción, inspección, pruebas, operación y mantenimiento de sistemas de ductos para líquidos, que ofrezcan seguridad al público en general, al personal de operación de diferentes empresas, protección contra el vandalismo y daños accidentales de los sistemas de tubería y protección al medio ambiente. (d) Este reglamento muestra preocupación por la seguridad del empleado, hasta el punto en que es afectada por el diseño básico, calidad de materiales y buena fabricación ú obra de mano, así como los requerimientos de construcción, inspección, pruebas, operación y mantenimiento de sistemas de ductos para líquidos. El presente reglamento, no tiene la intención de sustituir las normas industriales de seguridad existentes, aplicadas a las áreas de trabajo, ni las practicas de trabajo seguro y dispositivos de seguridad. (e) Se advierte a los diseñadores o proyectistas, que este reglamento no es una guía para el diseño. El código no elimina la necesidad que existe de aplicar el buen criterio de un ingeniero capacitado. Las exigencias específicas de diseño del presente reglamento, usualmente se basan en un enfoque simplificado de ingeniería hacia un determinado tema. Se pretende que un diseñador capacitado, tendrá que aplicar un análisis más completo y riguroso de los problemas inusuales, y debe tener noción del desarrollo de dichos diseños y la evaluación de fuerzas y tensiones complejas o combinadas. En estos casos el diseñador es responsable de demostrar la validez de su análisis o enfoque. (f) El presente Código no debe ser retroactivo o aplicado a sistemas de ductos o tuberías que hayan sido instalados antes de la fecha de emisión mostrada en la carátula del documento, hasta el punto en que el grado de diseño, los materiales, construcción, armado, inspección y pruebas resulten afectadas. Se pretende, sin embargo, que las disposiciones de este Código sean aplicables dentro de un lapso de 6 meses posteriores a su emisión para la reubicación, reemplazo, mejoramiento o cambio de los sistemas de ductos o tubería existentes y para la operación, mantenimiento y control de corrosión de sistemas de ductos nuevos o ya existentes. Después de que las revisiones del Código sean aprobadas por ASME y ANSI, el mismo puede ser usado bajo acuerdo de las partes contratantes, empezando desde la fecha de emisión. Las revisiones se hacen obligatorias o el cumplimiento de los 16 requerimientos mínimos para nuevas instalaciones, 6 meses después de la fecha de emisión del reglamento, con excepción de instalaciones de tubería o componentes que hayan sido contratados o que ya se encontraban bajo construcción antes de la finalización del período de los 6 meses mencionado anteriormente. (g) Se previene a los usuarios de este Código, de que algunas áreas de legislación pueden establecer jurisdicción guberna- mental, en cuanto a temas cubiertos por este Código. De la misma manera, se alerta a los usuarios a no usar revisiones que sean menos estrictas que las revisiones previas, sin tener la seguridad de que hayan sido aceptadas por las autoridades que tengan jurisdicción en el área donde las tuberías van a ser instaladas. Las reglas del Departamento de Transporte de los Estados Unidos que regulan el transporte mediante tuberías interestatales y para comercio exterior de petróleo, productos petroleros, y líquidos como dióxido de carbono, están detalladas bajo la Parte 195- Transporte de Líquidos Peligrosos Mediante Ductos o Tuberías, título 49- Transporte, Código de Regulaciones Federales. 400.1 Campo de Acción 400.1.1 Este Código presenta los requerimientos de diseño, materiales, construcción, armado, inspección y pruebas de líquidos que son trasportados por ductos de tuberías, tales como el petróleo crudo, gasolina natural, gases naturales licuados, GLP, dióxido de carbono, alcohol liquido, amoníaco líquido anhidro y productos petroleros líquidos. Estos líquidos son transportados entre las instalaciones de franquicia de los productores: tanques, plantas de proceso de gas natural, refinerías, estaciones, plantas de amoniaco, terminales (marinas, ferroviarias, y de camión) y otros puntos de recepción y entrega. (Ver figura 400.1.1) Los sistemas de ductos de tubería, consisten en tuberías, bridas, empernados, empaquetaduras, válvulas, instrumentos de alivio, accesorios de tubería, y partes de contención de presión de otros componentes de tubería. También se incluyen colgadores y soportes, y otros equipos necesarios para prevenir la sobre-tensión en partes que estén presurizadas. Los sistemas de tubería, no incluyen estructuras de soporte, tales como estructuras de edificios, puntales o montantes, o fundaciones, o cualquier otro tipo de equipo, tal como el definido en el párrafo 400.1.2 (b). También se hallan incluidos en el campo de acción de este código: (a) Las tuberías primarias y auxiliares, asociadas para el transporte de petróleo liquido y de amoníaco anhidro liquido que se encuentran en terminales (marinas, de rieles, y camiones), patios de tanques, estaciones de bombeo, estaciones de reducción de presión, y estaciones de medición. También se incluyen las trampas para detener chanchos y rascadores, coladores o filtros y circuitos para pruebas; (b) tanques de almacenamiento y trabajo incluyendo tanques de almacenamiento fabricados con tubería y las tuberías que interconectan estas instalaciones; (c) tuberías para petróleo líquido y amoniaco anhidro líquido, localizadas en propiedades que han sido dedicadas a ese tipo de servicio en refinerías petrolíferas, gasolina natural, procesamiento de gases, amoniaco y plantas de almacenaje a granel; (d) aquellos aspectos de operación y mantenimiento de Sistemas de Ductos de Tubería para Líquidos, que se relacionen con la seguridad y protección del publico en general, el personal de la empresa operativa, el medio ambiente, y los sistemas de tuberías. Ver párrafos 400( c ) y ( d ). 400.1.2 Este Código no es aplicable a: (a) tuberías auxiliares tales como las de agua, aire, vapor, aceites lubricantes, gas y combustible; (b) recipientes o tanques a presión, intercambiadores de calor, bombas, medidores, y otros tipos de equipos, incluyendo la tubería interna y las 17 conexiones para tubería, con excepción de las que quedan limitadas por el párrafo 423.2.4 (b); (c) Tuberías diseñadas para presiones internas: (1) Que se encuentren a 15 o menos psi (1 bar) de presión sin importar la temperatura; (2) por encima de 15 libras (1 bar) si la temperatura de diseño es menor a -20 °F (- 30 °C) o mayor a 250 °F (120 °C); (d) tubería de revestimiento (casing), tubería delgada (tubing) o tubería usada en arreglos de cabezales de pozos petroleros, separadores de gas y petróleo, tanques de producción de crudo, otros tipos de instalaciones de producción, y tuberías que conectan estas instalaciones; (e) refinerías petroleras, gasolina natural, procesamiento de gas, amoniaco, procesamiento de dióxido de carbono, y tuberías de plantas de proceso a granel, con excepción de los puntos mencionados en el código 400.1.1(c); (f) Tuberías de transporte y distribución de gas; (g) El diseño y la fabricación de ítems patentados de equipos, aparatos, o instrumentos, con excepción de los limitados por el párrafo 423.2.4 (b); (h) Sistemas de tuberías para refrigeración de amoniaco a los que se hace referencia en el Código para Tuberías de Refrigeración de ASME/ANSI B31.5; (i) tuberías para recolección de dióxido de carbono y sistemas de distribución. 400.2 Definiciones: Algunos de los términos más comunes relacionados con tuberías serán definidos en los siguientes párrafos. 1 bióxido de carbono- un fluido que predominantemente consiste en dióxido de 1 Los términos de soldadura que se hallan de acuerdo con la Norma AWS A3.0 están marcados con un asterisco (*). Para hallar los términos de soldadura usados en el presente Código, pero que no se muestran aquí, se aplican las definiciones de acuerdo con la AW A3.0. carbono comprimido por encima de su presión critica, y que para los propósitos del presente Código, se considera como un líquido. defecto- una imperfección de suficiente magnitud como para merecer el rechazo. diseño de ingeniería- el diseño detallado, desarrollado basándose en requerimientos operativos y conforme a los requerimientos del presente Código, incluyendo todos los dibujos necesarios y especificaciones, rigen una instalación de ductos de tubería. corrosión general- la pérdida uniforme o gradualmente variable del espesor de pared en determinadas áreas de una tubería. circunferencia soldada- soldadura a tope de circunferencia completa, que une tuberías o componentes. imperfección- discontinuidad o irregulari- dad que se detecta mediante inspecciones. presión interna de diseño- presión interna usada en los cálculos o el análisis, para determinar la presión de diseño de los componentes de tubería véase el párrafo 401.2.2). gas licuado de petróleo (GLP)- petróleo líquido, compuesto predominantemente por los siguientes hidrocarburos: butano (butano normal e isobutano), butileno (incluyendo sus isómeros), propano, propileno, y etano. Estos hidrocarburos pueden hallarse solos o mezclados entre sí. alcohol líquido- cualquier compuesto de un grupo de compuestos orgánicos que solo contienen hidrógeno, carbono, y uno o más radicales oxhidrilo, los cuales permanecen líquidos en una corriente de flujo en movimiento dentro de un ducto. amoníaco líquido anhidro- compuesto formado por la combinación de dos elementos gaseosos, nitrógeno e hidrógeno, en la proporción de una parte de nitrógeno por cada tres partes de hidrógeno por volumen, comprimidos hasta que llega al estado liquido. máxima presión operativa de estado constante- presión máxima (suma de la presión estática, la presión para vencer las pérdidas por fricción y contrapresión, si es que la hay) en cualquier punto de un sistema 18 de tuberías, cuando el sistema esté operando bajo condiciones de estado constante. unión en V o inglete- dos o más secciones rectas de tubería unidas en una línea y que divide el ángulo de unión en dos de manea que produce un cambio de dirección. tamaño nominal de tubería- ver la definición en ANSI/ASME B36.10M-1985, p. 1. Costa afuera- área que se encuentra más allá de la línea de aguas altas a lo largo de la porción de costa que está en contacto directo con el mar abierto y más allá de la línea que demarca el límite entre aguas interiores de tierra y aguas marinas. compañía operadora- propietario o agente responsable por el diseño, construcción, inspección, pruebas, operación y mantenimiento del sistema de tuberías. petróleo- petróleo crudo, condensado, gasolina natural, gases naturales líquidos, gas licuado de petróleo (GLP), y productos líquidos de petróleo. tubería- tubo, usualmente cilíndrico, usado para transportar un fluido o transmitir presión de fluido; normalmente se lo llama “tubo” en las especificaciones aplicables. También están incluidos otros componentes similares que son usados con el mismo propósito. De acuerdo con el tipo de fabricación, los tipos de tubería se denominan de la siguiente manera: a) tubería soldada por resistencia eléctrica- tubería producida en tramos individuales o en longitudes continuas a partir de material laminado enrollado. Esta tubería presenta una junta de tope longitudinal o espiral en la cual se produce la unión mediante semi-fusión por calor obtenido de la resistencia de la tubería al flujo de la corriente eléctrica en un circuito del cual la tubería forma parte, y también por la aplicación de presión. b) tubería con soldadura de traslape en horno- tubería que tiene una unión de traslape longitudinal, efectuada mediante el proceso de forja-soldadura, donde la coalescencia se produce calentando el tubo pre-formado a la temperatura de soldadura y pasándolo sobre un mandril ubicado entre dos rodillos de soldadura que comprimen y sueldan los bordes superpuestos. c) tubería soldada a tope en el horno: (1) tubería soldada a tope en el horno, soldadura de campana— tubería producida en longitudes individuales, a partir de lámina cortada a longitud, que tiene la unión longitudinal soldada por forja, mediante la presión mecánica desarrollada al estirar la lámina calentada en horno a través de troqueles cónicos (conocidos comúnmente como “campana de soldadura”) que sirven como un cuño o troquel combinado que conforma y suelda a la vez. (2) tubería soldada a tope en horno, soldadura continua— tubería producida en longitudes continuas a partir de lámina enrollada y posteriormente cortada en longitudes individuales; presenta una soldadura de tope de forja, unida por soldadura mediante la presión mecánica desarrollada al pasar la lámina caliente por rodillos conformadores a través de rodillos de paso redondo, donde se suelda. d) tubería soldada por electro- fusión— tubería que tiene una unión de tope longitudinal o espiral en donde se produce la coalescencia en el tubo preformado mediante soldadura de arco, manual o automática. La soldadura puede ser simple o doble y puede ser realizada con metal de relleno o sin él. . También se fabrican tuberías soldadas en espiral, mediante el proceso de fusión electo soldada, ya sea con unión traslapada o unión de costura trabada. 19 Fig. 400.1.1 DIAGRAMA QUE MUESTRA EL ALCANCE DE LA ASME B31.4 Se excluyen los sistemas de gasoductos para dióxido de carbono (Ver Fig. 400.1.2) 20 FIG. 400.1.2 DIAGRAMA QUE MUESTRA EL ALCANCE DE ASME B31.4 PARA SISTEMAS DE GASODUCTOS DE BIÓXIDO DE CARBONO 21 e) tubería soldada por electro fulguración— tubería que tiene una unión a tope longitudinal, donde la coalescencia se produce simultáneamente sobre toda el área de la superficies de tope en contacto, mediante el calor obtenido de la resistencia al flujo de la corriente eléctrica entre las dos superficies, y por la aplicación de presión después que el calentamiento esté substancialmente completado. La fulguración y el engrosado y acortado son acompañados por la expulsión de metal de la junta. f) tubería soldada por arco doble sumergido—.tubería que tiene una unión a tope longitudinal o espiral, producido por lo menos por dos pasadas, una de las cuales es en la parte interior del tubo. La coalescencia se produce por el calentamiento con un arco eléctrico o varios de ellos, entre el electrodo o electrodos de metal desnudo y el trabajo. La soldadura se protege mediante una sábana de material granular fusible, sobre el trabajo. No se aplica presión y el material de relleno para las soldaduras interna y externa se obtiene de electrodo o electrodos. g) tubería sin costura— producida al atravesar una plancha seguido por procesos de enrollado y estirado, o ambos. h) tubería soldada por inducción eléctrica— tubería producida por tramos o con longitudes contínuas, a partir de plancha enrollada. Presenta una junta de tope longitudinal o espiral, donde la unión o coalescencia se produce por el calor obtenido de la resistencia de la tubería al flujo de la corriente eléctrica, y por la aplicación de presión. espesor de pared nominal de tubería— es el espesor de pared listado en las especificaciones de tubería o estándares de dimensión incluidos en el presente Código por referencia. Las dimensiones de espesor de pared listadas están sujetas a tolerancias, tal como se las presenta en las especificaciones o normas. elementos de soporte de tubería— los elementos de soporte consisten en los fijadores y uniones estructurales, como sigue: (a) fijadores— los fijadores incluyen elementos que trasladan la carga desde la tubería o vínculo estructural, a la estructura o equipo de soporte. Estos incluyen fijadores de tipo colgante, tales como colgadores de barra, colgadores de resorte, refuerzos de oscilación, tensores, tensores de giro libre, puntales, cadenas, contrapesos, amortiguadores, guías, y anclas. Se suman también fijadores con rodamientos, tales como bases, ménsulas o brazos de sostén, monturas, rodillos y soportes deslizantes. (b) estructuras adicionales— los aditamentos estructurales incluyen elementos que están soldados, empernados, o engrapados a las tuberías, tales como grapas, anillos, orejetas, anillos, abrazaderas, correas, clips, y faldas. presión— a menos que se indique de otra manera, la presión se expresa en libras por pulgada cuadrada, psi (bar), la presión de manómetros se abrevia — psig (bar). debe— “debe” o “no debe” son expresiones usadas para expresar que una acción es obligatoria. debería— “se debería” o “ es recomendado” son expresiones usadas para indicar que una acción no es obligatoria, aunque sí recomendada como buena práctica. temperaturas— son expresadas en grados Fahrenheit (°F), a no ser que se especifique de otra manera. soldadura de arco— grupo de procesos de soldadura donde la unión o coalescencia del metal se produce mediante el calor de un arco o varios arcos eléctricos, con la aplicación de presión o sin ella, y con metal de relleno o sin la necesidad del mismo. 22 soldadura automática— se realiza con equipo que efectúa la operación completa de soldadura sin la necesidad de que esta sea observada o ajustada constantemente por un operador. El equipo puede realizar el proceso de carga o descarga por su propia cuenta, o no hacerlo. soldadura de ingletes— una soldadura, de sección transversal aproximadamente triangular, que une dos superficies que se hallan en ángulo casi recto la una con la otra en una unión de traslape, unión en te, o unión de esquina. soldadura de ingletes completa— una soldadura de ingletes cuyo tamaño es igual al espesor del miembro más delgado que se une. soldadura por gas— un grupo de procesos de soldadores donde la unión o coalescencia se produce por el calentamiento mediante una llama de gas, o varias llamas, con aplicación de presión o sin la misma, y con el uso de metal de relleno o sin él. soldadura de arco de metal por gas—un proceso de soldadura de arco, en la cual la unión o coalescencia se produce por el calentamiento con un arco eléctrico entre un electrodo de metal de relleno (consumible) y el trabajo. La protección de logra con un gas, una mezcla de gases (que puede contener un gas inerte), o la mezcla de un gas y un flujo (este proceso ha sido llamado algunas veces soldadura Mig o soldadura de CO 2 ). soldadura de arco de gas y tungsteno— un proceso de soldadura de arco en el cual la unión o coalescencia se produce calentando con una arco eléctrico entre un electrodo simple de tungsteno (no consumible) y el trabajo. Se obtiene la protección de un gas o una mezcla de gases (que puede contener un gas inerte). Puede usarse presión o no hacerlo. (Este proceso a veces se ha llamado soldadura Tig). soldadura de arco semi- automática— soldadura de arco que controla solamente el la alimentación de metal de relleno. El avance de la soldadura se controla a mano. soldadura de arco sumergido— un proceso de soldadura en caro, donde la coalescencia se produce por el calentamiento con un arco o arcos eléctricos, entre un electrodo desnudo o varios electrodos y el trabajo. La soldadura se protege con una sábana de material granular, fusible sobre el trabajo. No se aplica presión, y el metal de relleno se obtiene del electrodo y algunas veces de un electrodo de soldadura complementario. soldadura de hilván— una soldadura efectuada solamente para mantener las piezas a soldar, en alineamiento apropiado, hasta que se haga una soldadura posterior, definitiva. soldadura— una unión localizada de metal, donde la coalescencia se produce mediante calentamiento a una determinada temperatura, con la aplicación de presión o sin ella y con el uso de material de relleno o sin el mismo. El metal de relleno, deberá tener un punto de fusión aproximadamente igual al del metal base. soldador— persona que es capaz de realizar una soldadura en forma manual o semiautomática. operador de soldadura— persona que opera una máquina o equipo de soldadura automático. procedimientos de soldadura— los métodos detallados y prácticas, incluyendo los procedimientos de soldadura de unión de tramos, involucrados en la producción de una soldadura de piezas. 23 ASME B31.4—Edición de 1992 401—401.5.6 CAPÍTULO II DISEÑO PARTE 1 CONDICIONES Y CRITERIOS 401 CONDICIONES DE DISEÑO 401.1 Generalidades El párrafo 401 define las presiones, las temperaturas, y las diversas fuerzas aplicables al diseño de sistemas de tuberías, dentro del campo de alcance de este código. Este también toma en cuenta consideraciones que deben ser otorgadas a las influencias ambientales y mecánicas y a diferentes cargas. 401.2 Presión 401.2.2 La Presión Interna del diseño. Los componentes de tubería en cualquier punto del sistema de tubería, deben ser diseñados para una presión interna, la cual no debe ser menor a la presión máxima de estado estable de operación en ese mismo punto, o menor que la presión estática en ese punto con la línea en una condición estática. La máxima presión de estado estable de operación, debe ser la suma de la presión estática, la presión requerida para superar las pérdidas de fricción, y cualquier requerimiento de contra-presión. Debe tomarse en cuenta la presión hidrostática, de la manera apropiada, en la modificación de la presión interna de diseño para su uso en cálculos que tomen en cuenta la presión de diseño de los componentes de la tubería (véase el párrafo 404.1.3). Se permite el incremento de presión por encima de la máxima presión de operación de estado estable, debido al oleaje y otras variaciones del funcionamiento normal, de acuerdo con el párrafo 402.2.4. 401.2.3 Presión externa de Diseño. Los componentes de la tubería, deben ser diseñados para resistir el diferencial máximo posible entre las presiones externas e internas a las que dicho componente vaya a ser expuesto. 401.3 Temperatura 401.3.1 Temperatura de Diseño. La temperatura de diseño, es la temperatura del metal esperada en operación normal. No es necesario variar la tensión del diseño cuando las temperaturas de metal estén entre -20º F (-30º C) y 250º F (120º C). Sin embargo, algunos de los materiales que conforman las especificaciones aprobadas para el uso bajo este código, podría ser que no tengan propiedades adecuadas para la porción más baja del rango de temperaturas considerado por el presente Código. Se advierte a los ingenieros que deben prestar atención a las propiedades de los materiales a usarse a temperaturas bajas en instalaciones que vayan a estar expuestas a temperaturas de suelo inusualmente bajas, temperaturas atmosféricas bajas, o condiciones de operación pasajeras. 401.4 Influencia del Ambiente 401.4.2 Efectos de Expansión de Fluido. Deben tomarse previsiones en el diseño, ya sea para resistir o para aliviar los incrementos de la presión, causados por el calentamiento del fluido estático que se encuentra en la tubería. 401.5 Efectos Dinámicos 401.5.1 Impacto. Se deben considerar en el diseño de sistemas de tubería, las 24 fuerzas de impacto causadas por las condiciones externas o internas. 4.01.5.2 Viento. Debe incorporarse el efecto de cargas de viento, para diseños de sistemas de tuberías que estén suspendidos, como por ejemplo en puentes colgantes. 401.5.3 Sismos. Deben tomarse en cuenta las fuerzas sísmicas para las consideraciones del diseño cuando las obras vayan a realizarse en regiones donde puedan ocurrir terremotos. 401.5.4 Vibración. Deben tomarse en consideración las tensiones que sean el resultado de la vibración o resonancia, de acuerdo con las prácticas usuales de la ingeniería de sonido. 401.5.5 Deslizamientos. Se debe considerar en el diseños para sistemas de tuberías localizados en regiones dónde puedan ocurrir deslizamientos de tierra (cuando el suelo cede). 401.5.6 Olas y Corrientes. Los efectos del oleaje y las corrientes, deben ser tomados en cuenta para el diseño de tuberías. 401.6 Efectos del Peso Los siguientes efectos de peso, combinados con las cargas y fuerzas de otras causas deben ser tomados en cuenta en el diseño de tuberías que estén expuestas, suspendidas, o que no estén soportadas de manera continua. 401.6.1 Cargas Vivas. Las cargas vivas incluyen el peso del líquido por transportar y cualquier otro material extraño, tales como hielo o nieve que puedan adherirse a la cañería. El impacto del viento, las olas y las corrientes también se deben considerar entre las cargas vivas. 401.6.2 Cargas Muertas. Las cargas muertas incluyen el peso de la cañería, componentes, la capa de revestimiento o aislamiento, relleno, y aditamentos a la tubería que no estén apoyados. 401.7 Dilatación Térmica y Cargas de Contracción Deben tomarse medidas o disposiciones para los efectos de la dilatación térmica y las contracciones en todos los sistemas de tubería. 401.8 Movimientos Relativos de Componentes Conectados El efecto de movimientos relativos de componentes conectados debe ser tomado en cuenta en el diseño de tuberías y elementos de apoyo. 402 CRITERIOS DE DISEÑO 402.1 Generalidades El párrafo 402 se refiere a las evaluaciones, el criterio de tensión, tolerancias del diseño, y los valores de diseño mínimos, y formula las variaciones permisibles en estos factores, usados en el diseño de sistemas de tuberías dentro del campo de alcance del presente Código. Los requisitos de diseño de este Código, son adecuados para la seguridad pública bajo condiciones usualmente encontradas en los sistemas de tuberías, dentro del campo de alcance de este Código, incluyendo las líneas que se encuentra en villas, pueblos, ciudades, y en áreas industriales. Sin embargo, los ingenieros de diseño, deben proporcionar protección razonable para prevenir el daño externo de la tubería que pueda ser ocasionado por condiciones externas inusuales que puedan encontrarse en los cruces de los ríos, en las zonas en tierra o mar adentro con aguas costeras, puentes, áreas de tráfico pesado, tramos largos que estén soportados por si mismos, suelos inestables, vibración, el peso de accesorios adicionales especiales, o fuerzas que resulten de condiciones térmicas anormales. Algunas de las medidas de protección que el ingeniero de diseño puede 25 proporcionar, son el encamisado con tuberías de acero de gran diámetro, la construcción de capas de protección de concreto, aumentando el espesor, bajando la línea a una mayor profundidad, o indicando la presencia de la línea con marcadores adicionales. 402.2 Especificaciones de Presión y Temperatura para los Componentes de tubería 402.2.1 Componentes que tienen Valores Específicos. Dentro de los limites de temperatura del metal - 20º F (- 30º C) a 250º F (120º C), los valores de presión para los componentes deben conformarse a los valores indicados para 100 º F (40 º C) en las normas para materiales listadas en la tabla 423.1. Los elementos no metálicos, empaques, sellos, y empaquetaduras deben ser hechas de materiales que no sean afectados adversamente por el fluido transportado a través del sistema de tuberías, y deben ser capaces de resistir las presiones y temperaturas a las que serán sometidos bajo condiciones de servicio. Se deben tomar en cuenta las bajas temperaturas debidas a situaciones de reducción de presión, tales como en el diseño de tuberías de dióxido de carbono. 402.2.2 Valores de Especificación- Componentes que no Tienen Valores Específicos. Los componentes de tubería que no tienen valores establecidos de presión pueden ser calificados para el uso, según se especifica en los párrafos 404.7 y 423.1(b). 402.2.3 Condiciones Normales de Operación. Para el funcionamiento normal, la máxima presión de operación de estado estable no debe exceder la presión interna de diseño y los valores de especificación de presión del componente usado. 402.2.4 Valores Específicos— Tolerancia a Variaciones Provenientes del Funcionamiento Normal. Las presiones de oleaje en una tubería para líquido, son producidas por un cambio en la velocidad del flujo, que resulta como consecuencia del cierre de una estación de bombeo o unidad de bombeo, el cierre de válvulas, o el bloqueo del flujo del fluido en movimiento. Las presiones ocasionadas por el oleaje, disminuyen en intensidad a medida que se alejan del punto de origen. Deben efectuarse cálculos del oleaje, y deben proveerse controles adecuados y equipo de protección adecuados, para que el nivel de elevación de presión debida al oleaje y otras variaciones del funcionamiento normal, no excedan la presión interna de diseño en cualquier punto del sistema de tuberías y del equipo, por más de un 10%. 402.2.5 Valores Específicos— Consideraciones para Diferentes Condiciones de Presión. Cuando dos líneas que operan a diferentes condiciones de presión están conectadas, la válvula que separa las dos líneas debe estar regulada para la condición de servicio más severa. Cuando una línea está conectada a un equipo que opera a una presión más alta que la de la línea, la válvula que separa la línea del equipo, deberá estar especificada por lo menos a la condición de operación del equipo. La tubería que se encuentra entre la condición más severa de operación y la válvula debe ser diseñada para resistir la condición de operación del equipo o tubería a la que está conectada. 402.3 Tensiones Admisibles y Otros Límites de Tensión 402.3.1 Valores Admisibles de Tensión. (a) El valor de tensión admisible “S” a ser usado para los cálculos de diseño en el párrafo 404.1.2 para tubería nueva de especificaciones conocidas, se deberá establecer de la siguiente manera: 26 S = 0.72 x E x mínima resistencia a la fluencia de la cañería, psi (MPa) donde 0.72 = factor de diseño basado en el espesor nominal de la pared, se habrá tomado en cuenta y se habrá dejado una holgura para la tolerancia por la falta de espesor y la profundidad máxima de imperfecciones que se prevén en las especificaciones aprobadas por el presente Código. E = factor de unión de la soldadura (véase el párrafo 402.4.3 y la Tabla 402.4.3) La Tabla 402.3.1(a) es una tabulación de ejemplos de tensiones admisibles para el uso como referencia en sistemas de tubería de transporte dentro del campo de alcance de este Código. (b) El valor de tensión admisible “S” que será usado en los cálculos de diseño en el párrafo 404.1.2 para tubería usada (recuperada) de especificaciones conocidas, debe estar de acuerdo con (a) arriba y las limitaciones del párrafo 405.2.1(b). (c) El valor de tensión admisible “S” que será usado en los cálculos de diseño en el párrafo 404.1.2 para tubería nueva o usada con especificaciones conocidas o especificaciones ASTM A 120 deberá ser establecido de acuerdo con lo siguiente y las limitaciones del párrafo 405.2.1(c). S = 0.72 x E x resistencia mínima a la fluencia de la tubería, psi (MPa) [(24,000 psi (165 MPa) o la resistencia a la fluencia determinada de acuerdo con los párrafos 437.6.6 y 437.6.7] donde: 0.72 = factor del diseño basado en el espesor nominal de la pared de la tubería. Al establecer este factor de diseño, se ha tomado en cuenta la holgura y se ha dejado una tolerancia para la falta de espesor y la máxima profundidad permisible de imperfecciones previstas en las especificaciones aprobadas por el Código. E = factor de unión de la soldadura (véase la Tabla 402.4.3). (d) El valor de tensión admisible S a ser usado para los cálculos de diseño en el párrafo 404.1.2 para cañería estirada en frío para poder alcanzar la resistencia mínima a la fluencia especificada y posteriormente calentada a 600º F (300 ºC) o mayor (con excepción de soldadura), deberá ser 75% del valor de la tensión admisible aplicable, tal como determina el párrafo 402.3.1(a), (b), o (c). (e) Los valores admisibles de tensión a la rotura, no deben exceder el 45% de la resistencia mínima a la fluencia especificada de la tubería, y los valores admisibles de tensión en carga no deben exceder el 90% de la resistencia mínima a la fluencia especificada para la tubería. (f) Las tensiones admisibles de tracción y compresión para materiales usados en soportes estructurales y restrictores de movimiento, no deben exceder el 66% de la resistencia mínima de fluencia especificada. Los valores admisibles en corte y compresión no deberán exceder 45% y 90% de la mínima resistencia de fluencia especificada, respectivamente. Pueden usarse materiales de acero de especificaciones desconocidas para soportes estructurales y restrictores de movimiento, con tal de que se aplique una tensión de fluencia de 24.000 psi (165 MPa) o menor. (g) En ningún caso en el que el Código se refiera a un valor especifico mínimo de alguna propiedad física, se debe usar un valor superior de dicha propiedad física para establecer el valor admisible de la tensión. 402.3.2 Límites de las Tensiones Calculadas Debidas a Cargas Permanentes y la Dilatación Térmica (a) Tensiones de Presión Interna. Las tensiones calculadas debidas a la presión interna, no deben exceder el valor de tensión admisible aplicable S, determinada por la tabla 402.3.1 (a), (b), (c), o (d) excepto si aquellas son permitidas por otros incisos del párrafo 402.3. (b) Tensiones de Presión Externa. Las tensiones debidas a presiones externas, 27 deben ser consideradas como seguras, cuando el espesor de la pared de los componentes de tubería cumple los requisitos de los párrafos 403 y 404. (c) Tensiones de Expansión Admisibles. Los valores de tensión admisibles para una tensión de tracción equivalente en el párrafo 419.6.4(b) para líneas ancladas o de movimientos restringido, no deben exceder 90% del mínimo valor de la resistencia a la fluencia especificada para la cañería. La escala de tensiones admisibles S A en el párrafo. 419.6.4(c) para líneas no restringidas o ancladas, no deben exceder 72% de la mínima resistencia de fluencia especificada para la cañería. (d) Tensiones Longitudinales Aditivas. La suma de las tensiones longitudinales debidas a las presiones, el peso propio, y otras cargas externas permanentes [véase el párrafo 419.6.4(c)] no deben exceder del 75% del valor de la tensión admisible especificada para S A en (c) arriba. (e) Tensiones Circunferenciales Aditivas. La suma de las tensiones circunferenciales debidas a las presiones internas de diseño, y cargas externas sobre tuberías instaladas por debajo de rieles de ferrocarril o carreteras, sin el uso de camisas de protección (casing), [véase el párrafo 434.13.4(c)] no deben exceder el valor admisible de tensión aplicable S, determinado por el párrafo 402.3.1 (a), (b), (c), o (d). 402.3.3 Límites de las Tensiones Calculadas Debidas a Cargas Ocasionales (a) Operación. La suma de las tensiones longitudinales producidas por la presión, cargas vivas y muertas, y aquellas producidas por cargas ocasionales, tales como el viento o los sismos, no deberán exceder el 80% del mínimo valor de la resistencia a la fluencia especificada para la tubería. No es necesario considerar las acciones del viento y la sísmica ocurriendo simultáneamente. (b) Prueba. Las tensiones debidas a las condiciones de prueba, no quedan sujetas a las limitaciones del párrafo 402.3. No es necesario considerar otras cargas adiciona-les, tales como el viento o los sismos, ocurriendo concurrentemente junto con las cargas vivas, muertas y cargas de prueba existentes a tiempo de efectuar la prueba. 402.4 Holguras 402.4.1 Corrosión. No se requiere dejar una holgura para el espesor de pared si es que la tubería y sus componentes se hallan protegidos contra la corrosión den conformidad con los requerimientos y procedimientos prescritos en el Capítulo VIII. 402.4.2 Roscado y Ranurado. Se deberá incluir en A de la ecuación que se halla en el párrafo 404.1.1 una holgura para el roscado y profundidad de las ranuras en pulgadas (mm), cuando el uso de tubería roscada sea permitido por el presente Código (véase el párrafo 414). 402.4.3 Factores de Junta Soldada. Los factores E de junta longitudinal o espiral soldada, para varios tipos de tubería, se dan en la lista de la Tabla 402.4.3. 402.4.5 Espesor de Pared y Tolerancias por Defectos. Las tolerancias por espesor de pared y tolerancias por defectos para tubería, deben ser especificadas en las especificaciones aplicables de tubería o estándares dimensionales incluidos en el presente Código por referencia en el Apéndice A. 402.5 Propagación de Fracturas en Ductos de Bióxido de Carbono 402.5.1 Consideraciones de Diseño. La posibilidad de propagación de fracturas quebradizas (frágiles) y dúctiles, debe considerarse en el diseño de ductos para bióxido de carbono. El ingeniero de diseño, deberá proveer una protección razonable para limitar la ocurrencia y la extensión (longitud) de las fracturas a todo lo largo del ducto, con atención especial en los cruces de ríos, cruces de caminos, y otras zonas o intervalos semejantes. 28 TABLA 402.3.1(a) TABULACIÓN DE EJEMPLOS DE TENSIONES ADMISIBLES PARA USO DE REFERENCIA EN SISTEMAS DE TUBERÍA EN EL RANGO DE ALCANCE DE ESTE CÓDIGO Especificación Grado Resistencia Mínima a la Fluencia, psi (MPa) Factor “E” de Unión Soldada Valor “S” de Resistencia Admisible -20 ªF a 250 ªF (-30 ªC a 120 ªC) Tubería sin Costura API 5L A25 25,000 (172) 1.00 18,000 (124) API 5L,ASTM A 53, ASTM A 106 A 30,000 (207) 1.00 21,600 (149) API 5L,ASTM A 53, ASTM A 106 B 35,000 (241) 1.00 25,200 (174) API 5LU U8O 80,000 (551) 1.00 57,600 (397) API 5LU Ul00 100,000 (689) 1.00 72,000 (496) API 5L X42 42,000 (289) 1.00 30,250 (208) API 5L X46 46,000 (317) 1.00 33,100 (228) API 5L X52 52,000 (358) 1.00 37,450 (258) API 5L X56 56,000 (386) 1.00 40,300 (278) API 5L X60 60,000 (413) 1.00 43,200 (298) API 5L X65 65,000 (448) 1.00 46,800 (323) API 5L X70 70,000 (482) 1.00 50,400 (347) ASTM A 106 C 40,000 (278) 1.00 28,800 (199) ASTM A 333 6 35,000 (241) 1.00 25,000 (174) ASTM A 524 I 35,000 (241) 1.00 25,200 (174) ASTM A 524 H 30,000 (207) 1.00 21,600 (149) Soldadura a tope en la Fábrica; Soldadura Continua ASTM A 53 ... 25,000 (172) 0.60 10,800 (74) API5L Clases I y II A25 25,000 (172) 0.60 10,800 (74) Soldadura por Resistencia Eléctrica y Soldadura Eléctrica de Fulguración API 5L A25 25,000 (172) 1.00 18,000 (124) API 51,ASTM A 53,ASTM A 135 A 30,000 (207) 1.00 21,600 (149) API 5L,ASTM A 53,ASTM A 135 B 35,000 (241) 1.00 25,200 (174) API 5L X42 42,000 (289) 1.00 30,250 (208) API 5L X46 46,090 (317) 1.00 33,100 (226) API 5L X52 52,000 (358) 1.00 37,450 (258) APT 5L X56 56,000 (386) 1.00 40,300 (279) API 5L X60 60,000 (413) 1.00 43,200 (297) API 5L X65 65,000 (448) 1.00 46,800 (323) API 5L X70 70,000 (432) 1.00 50,400 (347) API 5LU U8O 80,000 (551) 1.00 57,600 (397) API 5LU Ü100 100,000 (689) 1.00 72,000 (496) ASTM A 333 6 35,000 (241) 1.00 25,000 (174) Soldadura por Electro-Fusión ASTM A 134 ... ..... 0.80 ......... ASTM A 139 A 30,000 (207) 0.80 17,300 (119) ASTM A 139 B 35,000 (241) 0.80 20,150 (139) 29 TABLA 402.3.1(a)(CONTINUACIÓN) TABULACIÓN DE EJEMPLOS DE TENSIONES ADMISIBLES PARA USO COMO REFERENCIA EN SISTEMAS DE TUBERÍA EN EL CAMPO DE ALCANCE DE ESTE CÓDIGO Especificación Grado Resistencia Mínima a la Fluencia, psi (MPa) Factor “E” de Unión Soldada Valor “S” de Resistencia Admisible -20ªF A 250ªF (-30ªC a 120ªC) Soldadura POR electro-fusión (Continuación.) ASTM A 671 ... Nota (1) 1.00 [Notas(2),(3)] ....... ASTM A 671 ... Nota (1) 0.70 [Nota (4) ....... ASTM A 672 ... Nota (1) 1.00 [Notas(2),(3)] ....... ASTM A 672 ... Nota (1) 0.80 [Nota (4)3 ....... Soldadura por Arco Sumergido API 5L A 30,000 (207) 1.00 21,600 (149) API 5L B 35,000 (241) 1.00 25,200 (174) API 5L X42 42,000 (289) 1.00 30,250 (208) API 5L X46 46,000 (317) 1.00 33,100 (228) API 5L X52 52,000 (358) 1.00 37,450 (258) API 5L X56 56,000 (386) 1.00 40,300 (278) API 5L X60 60,000 (413) 1.00 43,200 (298) API 5 X65 65,000 (448) 1.00 46,800 (323) API 5L X70 70,000 (482) 1.00 50,400 (347) API 5LU U80 80,000 (551) 1.00 57,600 (397) APL 5LU U100 100,000 (689) 1.00 72,000 (496) ASTM A 381 Y35 35,000 (241) 1.00 25,200 (174) ASTM A 381 Y42 42,000 (290) 1.00 30,250 (209) ASTM A 381 Y46 46,000 (317) 1.00 33,100 (228) ASTM A 381 Y48 48,000 (331) 1.00 34,550 (238) ASTM A 381 Y50 50,000 (345) 1.00 36,O00 (248) ASTM A 381 Y52 52,000 (358) 1.00 37,450 (258) ASTM A 381 Y60 60,000 (413) 1.00 43,200 (298) ASTM A 381 Y65 65,000 (448) 1.00 46,800 (323) NOTAS GENERALES: (a) Los valores de esfuerzos admisibles S, mostrados en esta Tabla, son iguales a 0.72 E (factor de unión de soldadura) X resistencia mínima de fluencia especificada para esta tubería. (b) Los valores de resistencia admisibles, que se muestran, corresponden a tubería nueva de especificaciones conocidas: Los valores de las resistencias admisibles para cañería nueva cuyas especificaciones no se conocen, se calcularán con la especificación ASTM A 120, y los valores para la cañería “usada” (reciclada) deberán ser determinados de acuerdo con el párrafo 402.3.1. (c) Para algunos cálculos del Código, especialmente con referencia a las conexiones de ramales, (véase los párrafos 404.3.1 (d)(3) así como para los accesorios estructurales de dilatación, flexibilidad, soportes y restrictores o sujeciones, (Capítulo II, Parte 5), no se necesita tomar en cuenta el factor de la unión de soldadura E. (d) Para la resistencia mínima a la fluencia especificada para otros grados, en especificaciones aprobadas, hágase referencia a aquellas especificaciones en particular. (e) El valor de resistencia admisible para tubería estirada en frío y calentada posteriormente a 600 ºF (300ºC) ó mayor, (exceptuando la soldadura), debería ser de un 75% del valor que se da en la Tabla. (f) Se dan las definiciones de los distintos tipos de tubería, en el párrafo 400.2. (g) Los valores métricos de tensión se dan en unidades de MPa (1 megapascal = 1 millón de Pascales). NOTAS: (1) Ver en la placa de especificación aplicable, el punto de fluencia especificado, y hacer referencia al párrafo 402.3.1 para calcular S. (2) El factor se aplica a las Clases 12, 22, 32, 42, y 52 solamente. (3) Debe efectuarse la inspección radiográfica después del tratamiento de calor. (4) El factor se aplica a las Clases 13, 23, 33, 43, y 53 solamente. 30 402.5.2 Fractura Frágil. Debe evitarse la propagación de fracturas frágiles, mediante la selección de un acero para la tubería que se fracture en forma dúctil bajo temperaturas de operación. Los requerimientos complementarios API 5L o especificaciones similares, deben ser usadas como requisitos de prueba para asegurar una apropiada selección de la tubería de acero. 402.5.3 Fracturas dúctiles. La propagación de una fractura dúctil debe ser minimizada mediante la selección de una tubería de acero con la resistencia apropiada contra fracturas y/o mediante la instalación de limitadores de fracturas adecuados. Debe considerarse durante el diseño, el diámetro de la tubería, el espesor de pared, la resistencia a la fractura, presión de operación, temperatura de operación, y las características de descompresión del dióxido de carbono y sus impurezas asociadas. PARTE 2 DISEÑO DE PRESIÓN PARA COMPONENTES DE TUBERÍA 403 CRITERIOS PARA DISEÑO A PRESIÓN DE COMPONENTES DE TUBERÍA El diseño de componentes de tubería, considerando los efectos de la presión, debe hacerse de acuerdo con él párrafo 404. Además, el diseño debe tomar en cuenta los efectos dinámicos y de peso incluidos en el párrafo 401 y Los criterios de diseño del párrafo 402. 404 DISEÑO DE COMPONENTES A PRESIÓN 404.1 Tubería Recta 404.1.1 Aspectos Generales (a) El espesor nominal de pared de secciones rectas de tuberías de acero, debe ser igual o mayor a t n , determinado de acuerdo con la siguiente ecuación. t n = t + A (b) Las notaciones descritas debajo son usadas en las ecuaciones para el diseño de presión de cañería recta. tn = espesor de pared nominal que satisface los requerimientos de presión y tolerancias t = espesor de pared según la presión de diseño calculado en pulgadas, (mm) de acuerdo con el párrafo 404.1.2 para presión interna. Como se indica en el párrafo 402.3.1, al fijar el factor de diseño, se ha tomado en cuenta y se ha dejado holgura para dejar una tolerancia por falta de espesor y máxima profundidad admisible de imperfecciones previstas en las especificaciones aprobadas por el Código. A = suma de tolerancias para roscado y acanalado, según requerimiento bajo el párrafo. 402.4.2, corrosión, según requerimiento bajo el párrafo. 402.4.1, y aumento en el espesor de pared si se usa como una medida de protección bajo el párrafo. 402.1. Pi = presión manométrica interna de diseño (véase el párrafo. 401.2.2), psi (bar) D = diámetro externo de tubería, in. (mm) S = valor de tensión admisible aplicable, psi (Mpa), en conformidad con el párrafo. 402.3.1(a), (b), (c), ó (d) 404.1.2 Tubería Recta Bajo Presión Interna. El espesor de pared de diseño por presión interna t, para tuberías de acero, debe ser calculado con la siguiente ecuación. 404.1.3 Tubería Recta Bajo Presión Externa. Las tuberías dentro del campo de S D P t i 2 = ) 20 ( S D P t i = 31 acción de este Código, pueden ser sometidas a condiciones extremas durante la construcción y la operación, donde la presión externa exceda la presión interna (vacío dentro de la tubería o presión por el exterior de una tubería cuando está sumergida). La pared de la tubería seleccionada, debe poseer la resistencia adecuada para prevenir el colapso, tomando en consideración las propiedades mecánicas, las variaciones del espesor de pared permitidas por las especificaciones del material, la elipticidad (fuera de redondez), las tensiones de doblado de flexión, y las cargas externas (véase el párrafo 401.2.2). 404.2 Segmentos de Tubería Curvada Pueden lograrse cambios de dirección, doblando la cañería de acuerdo con el párrafo 406.2.1 o instalando curvas prefabricadas o codos, en conformidad con el párrafo 406.2.3. 404.2.1 Tuberías Dobladas. El espesor de pared de una tubería debe ser determinado, antes de que sea doblada, como si fuese una tubería recta de acuerdo con el párrafo 404.1. Las curvas deben cumplir las limitaciones del párrafo 434.7. l. 404.2.2 Codos. (a) El mínimo espesor de pared metálica de los codos embridados o roscados no debe ser menor que el espesor especificado para las presiones y temperaturas de la Norma Nacional Estadounidense aplicable, o el Estándar de Práctica MSS. (b) Los codos de acero con soldadura de tope, deben estar conforme con ANSI B16.9, ANSI B16.28, o MSS SP-75 y deben tener valores de temperaturas y presiones basadas en los mismos valores de tensión que fueron usados para establecer las limitaciones de temperatura y presión para las tuberías del mismo material o de otro material equivalente. 404.3 Intersecciones 404.3.1 Conexiones de Ramales. Las conexiones de ramales pueden ser hechas en forma de te, cruces, cabezales de salida forjados integralmente reforzados, o conexiones soldadas, y deben estar diseñadas de acuerdo con los siguientes requisitos. (a) Tes y Cruces (1) El mínimo espesor del material metálico de tes y cruces embridadas o roscadas, no debe ser menor que el espesor especificado para las presiones y temperaturas en la Norma Nacional Estadounidense aplicable o el Estándar de Practica MSS. (2) Las tes y cruces de acero con soldadura de tope, deben estar conforme con ANSI B16.9 o MSS SP-75 y deben tener valores de temperatura y presión basados en los mismos valores de tensión que fueron usados para establecer las limitaciones de temperatura y presión para tuberías del mismo material o alguno equivalente. (3) Pueden usarse tes y cruces de acero con soldadura de tope para todas las relaciones de diámetro de ramal a diámetro de tubería principal y para todas las relaciones de tensión de aro de diseño a la resistencia mínima de fluencia especificada para la tubería principal y ramales de tuberías adyacentes, siempre y cuando estén conforme con (2), indicado líneas arriba. (b) Cabezales de Salida Forjados Integralmente Reforzados. (1) Pueden usarse cabezales de salida forjados integralmente reforzados para todas las relaciones de diámetro de ramales a diámetro de cabezales y para todas las relaciones de tensión de aro de diseño a la resistencia mínima de fluencia especificada para la tubería principal y ramales de tuberías, siempre y cuando estos estén conforme con (2) hasta (8) que se dan líneas abajo. 32 TABLA 402.4.3 FACTOR E PARA JUNTAS DE SOLDADURA Nª de Especificación Tipo de Tubería (Nota 1). Factor “E” de Unión de Soldadura ASTM A 53 Sin Costura 1.00 Soldadura por resistencia eléctrica 1.00 Soldado a tope en fábrica 0.60 ASTM A 106 Sin Costura 1.00 ASTM A 134 Soldadura por electro-fusión (arco) 0.80 ASTM A 135 Soldadura por resistencia eléctrica 1.00 ASTM A 139 Soldadura por electro-fusión (arco) 0.80 ASTM A333 Sin Costura 1.00 Soldadura por resistencia eléctrica 1.00 ASTM A381 Soldadura doble de arco sumergido 1.00 ASTM A671 Soldadura por electro-fusión 1.00 [Notes (2),(3)] 0.80 [Nota (4)] ASTM A672 Soldadura por electro-fusión 1.00 [Notas (2),(3)] 0.80 [Nota (4)] API 5L Sin Costura 1.00 Soldadura por resistencia eléctrica 1.00 Soldadura por inducción eléctrica 1.00 Soldadura de arco sumergido 1.00 Soldadura a tope en fábrica, soldadura continua 0.60 API 5LU Sin Costura 1.00 Soldadura por resistencia eléctrica 1.00 Soldadura por inducción eléctrica 1.00 Soldadura de arco sumergido 1.00 Conocido Conocido Nota (5) Desconocido Sin Costura 1.00 [Nota (6)] Desconocido Soldadura por resistencia eléctrica 1.00 [Nota (6)] Desconocido Soldadura por fusión eléctrica 0.80 [Nota (6)] Desconocido Sobre N PS 4 0.80 [Nota (7)] Desconocido NPS 4 y menores 0.60 [Nota (8)] NOTAS: (1) Se dan las definiciones de los distintos tipos de tubería (uniones de soldadura) en el párrafo 400.2. (2) El factor se aplica para las Clases 12, 22, 32, 42, y 52 solamente. (3) Debe efectuarse control radiográfico después del tratamiento de calor. (4) El factor se aplica para las Clases 13, 23, 33, 43, y 53 solamente. (5) Los factores que se muestran arriba, se aplican para cañería nueva o usada (recuperada) si es que se conocen las especificaciones y el tipo de cañería. (6) El factor se aplica a cañería nueva o usada de especificaciones desconocidas y se aplica el ASTM A 120 si es que se conoce el tipo de unión de soldadura. (7) El factor se aplica para cañería nueva o usada de especificaciones desconocidas y ASTM A 120 o para cañería por sobre NPS4 si es que el tipo de unión no se conoce. (8) El factor se aplica para cañería nueva o usada de especificaciones desconocidas y ASTM A 120 o para cañería NPS 4 y menores, si es que el tipo de junta no se conoce. 33 (2) Cuando el diseño cumple con las limitaciones geométricas contenidas en esta norma, las reglas establecidas son válidas y cumplen el propósito del presente Código. Estas reglas cubren los requisitos mínimos y son seleccionadas para asegurar un rendimiento satisfactorio de cabezales forjados sometidos a presiones. Además, a pesar de todo, normalmente se ejercen tensiones y momentos sobre los ramales por causa de algunos fenómenos, tales como la dilatación y la contracción térmicas, vibración, carga muerta de la tubería, válvulas y accesorios, cubierta de tapada (peso de la tierra) y contenido en el interior del tubo y asentamiento del suelo. Al calcular cabezales forjados, se debe incluir estos factores para que los mismos sean capaces de resistir dichas cargas y momentos. (3) Definición (a) Un cabezal de salida forjado, se define como un cabezal en el que el labio forjado en la salida, tiene una altura superior a la superficie del cabezal, la cual es igual o mayor que el radio de curvatura de la porción contorneada externa de la salida, es decir, h o ≥ r o Véase la nomenclatura y la Fig. 404.3. 1 (b)(3). (b) Estas reglas no son aplicables a cualquier boquilla en la cual se aplica material adicional no integral en la forma de anillos, tejos, o monturas. (c) Estas reglas son solo aplicables a casos donde el eje de la salida intersecta y es perpendicular al eje del cabezal. (4) Notación. La notación usada en esta norma se ilustra en la Fig. 404.3.1(b)(3). Todas las dimensiones están dadas en pulgadas ( mm). d = diámetro externo de la tubería de ramal. d c = diámetro interno de la tubería de ramal. D = diámetro externo de la tubería principal D c = diámetro interno de la tubería principal D o = diámetro interno de la salida forjada, medida al nivel de la superficie externa del cabezal. h o = altura del labio extruido. Esta debe ser igual o mayor a ro excepto como se muestra en (4)(b) debajo. L = altura de la zona del refuerzo o dT L 7 . 0 = t b = espesor requerido de la tubería de ramal de acuerdo con la ecuación que determina el espesor de pared en el párrafo 404.1.2 T b = espesor nominal de pared actual de ramal t h = espesor requerido de la tubería principal de acuerdo con la ecuación de espesor de pared en 404.1.2 T h =espesor nominal de pared actual de la tubería principal. T o = espesor terminado de salida forjada medida a una altura igual a ro por encima de la superficie externa de la tubería principal r 1 = mitad de la anchura de la zona del refuerzo (igual a Do) r o = radio de curvatura de la porción contorneada externa, medido en el plano que contiene los ejes de la tubería principal y del ramal. Esto está sujeto a las siguientes limitaciones: 34 Fig. 404.3.1( b )(3) 35 TABLA 404.3.1(c) CRITERIOS DE DISEÑO PARA CONEXIONES SOLDADAS DE RAMAL Relación del Diámetro de la Abertura del Hueco para La Conexión de Ramales, al Diámetro Nominal de la Tubería Principal Relación de la Tensión de Aro de Diseño, a la Mínima Resistencia de Fluencia Especificada de la Tubería Principal 25% o menos Más de 25%, hasta 50% Más de 50% 20% o menos (4) (4) (4) (5) Más de 20%, hasta 50% (2) (3) 2) (2) Más del 50% (2) (3) (2) (1) (a) Radio Mínimo. Esta dimensión no debe ser menor que 0.05d, excepto cuando el diámetro del ramal sea más grande que NPS 30; el mismo que no necesita exceder 1.50 in. (38 mm). (b) Radio Máximo. Para tuberías de salida de tamaños NPS 8 y mayores, ésta dimensión no debe exceder 0.10d + 0.50 in. (13 mm). Para tuberías de salida de tamaños menores a NPS 8, ésta dimensión no debe ser mayor a 1.25 in. (32 mm). (c) Cuando el contorno externo contiene más de un radio, el radio de cualquier sector del arco de aproximadamente 45° deber estar conforme con los requisitos de (a) y (b) citados anteriormente. (d) No deben emplearse procesos de trabajo a máquina (maquinado) para poder obtener los requisitos mencionados. (5) Área requerida. El área requerida es definida como A = K(thDo), dónde K se tomará de la siguiente manera: (a) para d/D mayor que 0.60, K = 1.00; (b) para d/D mayor que 0.15 y sin exceder 0.60, K = 0.6 + 2/3 d/D. (c) para d/D igual o menor 0.15, K = 0.70. El diseño debe satisfacer el criterio que indica que el área de refuerzo definida en (6) (abajo) no sea menor que el área requerida. (6) Área de Refuerzo. Esta debe ser igual a la suma de A1 + A2 + A3 como se define más abajo. (a) Área A1. El área que se encuentra dentro del área de refuerzo resultante de cualquier exceso de espesor disponible en la pared de la tubería principal, vale decir: ) ( 1 h h o t T D A − = (b) Área A2. El área que se encuentra en la zona de refuerzo resultante de cualquier exceso de espesor disponible en la pared de la tubería del ramal, vale decir: ) ( 2 2 b b t T L A − = (c) Área A3. El área que se encuentra en la zona de refuerzo resultante de cualquier exceso de espesor disponible en el labio de la salida forjada, vale decir: ) ( 2 3 b o o T T r A − = 36 Fig. 404.3.1( c )(1) 37 Fig. 404.3.1 ( c ) ( 2) 38 (7) Refuerzo de Aberturas Múltiples. Los requisitos resaltados en el párrafo 404.3.1(e) deben ser seguidos, exceptuando que el área requerida y la zona de refuerzo deben ser como las dadas en (5) y (6) de líneas arriba. (8) El fabricante debe ser el responsable de establecer y marcar en la sección que contiene salidas forjadas, la presión de diseño y la temperatura, “Establecido bajo las normas de ASME B31.4,” y el nombre del fabricante o su marca de fábrica. (c) Conexiones de Ramal Soldadas. Estas deben hacerse como se muestra en las Figs. 404.3.1(c)(1), 404.3.1(c)(2), y 404.3.1(c)(3). El diseño debe estar en conformidad con los requisitos mínimos listados en la Tabla 404.3.1(c) y descritos por los ítems (1), (2), (3), y (4). En los sitios donde se requieren refuerzos, se deberán aplicar los ítems(5) y (6). (1) Es preferible usar tes o cruces fundidas que estén suavemente contorneadas, con diseños probados o cabezales forjados integralmente reforzados. Cuando tales tes, cruces, o cabezales no se 39 usan, el miembro de refuerzo debe extenderse completamente alrededor de la circunferencia de la tubería principal [véase en la Fig. 404.3.1(c)(1) la construcción típica]. Los bordes interiores de la abertura finalizada, cuando sea posible, deben ser redondeados a un radio de 1/8” (3 mm). Si el miembro que abraza es más grueso que la tubería principal y sus extremos tienen que ser soldados al cabezal, los extremos deben ser biselados (a aproximadamente 45°) por abajo, hasta alcanzar un espesor que no exceda el espesor de la tubería principal, y deben realizarse soldaduras continuas en filete.. Los tejos, monturas parciales, u otro tipo de refuerzos localizados, están prohibidos. (2) El miembro de refuerzo puede ser del tipo que rodea completamente (de vuelta entera) [véase Fig. 404.3. 1(c)(1)], de tipo tejo o montura [véase Fig. 404.3 (c)(2)], o de tipo de accesorio de soldadura en la salida. Donde se juntan con el cabezal con soldaduras de filete, los bordes del miembro de refuerzo deben estar biselados (a aproximadamente 45º), por abajo hasta alcanzar un espesor que no exceda el espesor del cabezal. El diámetro del agujero cortado en la tubería principal para una conexión de ramal no debe exceder el diámetro externo de la conexión del ramal por más de ¼” (6 mm). (3) No se requieren refuerzos para conexiones en ramal con cortes de agujero NPS 2 o más chicos [véase en la Fig. 404.3.1(c)(3) los detalles típicos]; sin embargo, debe tenerse cuidado para proveer protección adecuada contra vibraciones y otras fuerzas externas a las que estas conexiones en ramal están frecuentemente sujetas. (4) No es obligatorio hacer un refuerzo para una abertura; sin embargo, pueden requerirse refuerzos para casos en que se tengan presiones mayores a 100 psi (7 bar), tubería con pared delgada, o cargas externas muy severas. (5) Si se requiere un miembro de refuerzo, y el diámetro del ramal es tal que un miembro de refuerzo de tipo localizado se extendería alrededor de más de media circunferencia del cabezal, entonces en este caso deberá usarse un miembro de refuerzo de circunferencia completa, sin importar el tipo de tensión de aro, o de otra manera usar una te de acero o una cruz forjada de contornos suaves de diseño comprobado o un cabezal forjado. (6) El refuerzo debe ser diseñado en acuerdo con el párrafo 404.3.1(d). (d ) Refuerzos de Aberturas Simples (1 ) Cuando las conexiones soldadas del ramal están ubicadas sobre la tubería en forma de una conexión simple, o en un cabezal o manifold en forma de una serie de conexiones, el diseño debe ser adecuado para controlar los niveles de tensiones en la tubería dentro de los límites de seguridad. La construcción tomará conocimiento de las tensiones en la pared remanente de la cañería debido a la perforación en la cañería o cabezal, las tensiones de corte producidas por la presión que actúa en el área de la abertura para el ramal, y cualquier sobrecarga externa debida al movimiento térmico, peso, vibración, etc., y reunirá los requisitos mínimos listados en la Tabla 404. 3. 1(c). Los párrafos siguientes proporcionan reglas de diseño, basadas en la intensificación de tensiones creada por la existencia de un agujero en una sección que de otra manera sería simétrica. Las cargas externas, tales como las debidas a dilatación térmica o el peso sin apoyo de cañerías de conexión, no se ha evaluado. Debe prestarse atención a estos factores en situaciones inusuales o bajo condiciones de carga cíclica. Cuando una tubería estirada en frío para alcanzar la mínima resistencia de fluencia, se usa como un cabezal (tubería principal) que contenga conexiones soldadas de 40 ramales, simples o múltiples, las tensiones deben estar de acuerdo con el párrafo 402.3.1(d). (2) El refuerzo requerido en la sección de la junta de una conexión de ramal soldado, debe ser determinado por la regla que dice que el área de metal disponible para refuerzos debe ser igual o mayor que el área de sección transversal requerida, según se define abajo y en la Fig. 404.3.1(d)(2). (3) El área transversal requerida, AR se define como el producto de d por th: h R t d A * = donde: d = longitud de la abertura terminada en la pared del cabezal, medida en forma paralela al eje del cabezal. th = espesor de pared de diseño de cabezal requerido por el párrafo 404.1.2. Para tubería soldada, cuando el ramal no intersecta la soldadura longitudinal o espiral de la tubería principal, el valor de la tensión admisible para tubería sin costura de grado comparable, puede usarse para determinar t h solamente con el propósito de efectuar los caculos de refuerzo. Cuando el ramal intersecte la soldadura longitudinal o espiral de la tubería principal, el valor S de la tensión admisible de la tubería principal será el que deba usarse en los cálculos. El valor de la tensión admisible S del ramal se deberá usar para el cálculo de t h. (4) El área disponible para un refuerzo debe ser la suma de: (a) El área de la sección transversal resultante de cualquier exceso de espesor disponible en el espesor de la tubería principal (sobre el mínimo requerido para la tubería principal según se define en el párrafo 404.3.1(d)(5) que se da abajo; (b) El área de la sección transversal resultante de cualquier exceso de espesor disponible en el espesor de la pared del ramal sobre el mínimo espesor requerido para el ramal y que se encuentre dentro del área de refuerzo, según se define en el párrafo 404.3.1(d)(5) que se da abajo; (c) El área de la sección transversal de todo el metal de refuerzo (agregado por suma, incluyendo el metal de soldadura, que esté soldado a las paredes de la tubería principal (cabezal) y que se encuentra dentro del área de refuerzo según la definición que se da en el párrafo 404.3.1(d)(5) de abajo; (5) El área de refuerzo se muestra en la Fig. 404.3.1(d)(2) y se define como un rectángulo cuya longitud se debe extender una distancia d [véase el párrafo. 404.3.1(d)(3)] a cada lado del eje transversal de la abertura terminada y cuya anchura se debe extender una distancia de 2.5 veces el 41 Fig. 404.3.1 ( c ) ( 3 ) FIG. 403.3.1(c) (3) DETALLES DE SOLDADURA PARA ABERTURAS SIN REFUERZO DISTINTAS A LAS DE LAS PAREDES DE CABEZALES Y RAMALES 42 Fig. 404.3.1 (d ) ( 2 ) REFUERZO DE CONEXIONES DE RAMALES 43 espesor de pared de la tubería principal (cabezal) desde la superficie externa de la pared del cabezal, excepto que en ningún caso deberá extenderse más de 2.5 veces el espesor de la pared del ramal desde la superficie exterior del cabezal o del refuerzo, si es que éste existe. (6) El material de cualquier refuerzo añadido, debe tener una tensión admisible de trabajo, que por lo menos iguale la de la pared de la tubería principal, excepto que pueden usarse materiales de menor resistencia admisible a la tensión, si es que se aumenta el área en proporción directa a las tensiones admisibles de los materiales de tubería principal y de refuerzo, respectivamente. (7) El material usado para refuerzo de anillo o de montura podrá ser de especificaciones diferentes a las de la tubería, siempre que la sección transversal del área se haga en correctas proporciones a la resistencia relativa de la tubería y los materiales de refuerzo a las temperaturas de operación, y también siempre y cuando el material tenga características de soldadura similares a las de la tubería. No se debe tomar en cuenta la resistencia adicional de un material que tenga una mayor resistencia que la que posee la sección a ser reforzada. (8) Cuando se usen anillos o monturas que cubren la soldadura entre el ramal y la tubería principal, se debe proveer una salida de ventilación en el anillo o en la montura para revelar alguna fuga en la soldadura entre el ramal y el cabezal y para brindar ventilación durante las operaciones de soldadura y procesos de calor. Las aberturas de ventilación deben ser realizadas durante los trabajos de servicio, para evitar la corrosión de hendidura entre la tubería y el miembro de refuerzo; aunque no debe usarse ningún material que tenga que resistir presión dentro de la hendidura. (9) El uso de costillas o escudetes no debe ser considerado como un refuerzo que contribuya a la resistencia de la conexión del ramal. Esto no prohíbe el uso de costillas o escudetes para otros propósitos que no sean de refuerzo, como por ejemplo el de dar rigidez. (10) El ramal debe estar soldado por una soldadura de espesor completo de pared, ya sea del ramal o de la tubería principal, más una soldadura en ángulo W1 como se muestra en las Figs. 404.3.1(c)(2) y 404.3.1(c)(3). Es preferible el uso de soldaduras de ángulo cóncavo, para minimizar la concentración de tensiones en las esquinas. Se deben colocar refuerzos de anillo o montura, como se muestra en la Fig. 404.3.1(c)(2). Si el miembro de refuerzo es más grueso en sus extremos que el cabezal, los bordes se deberán biselar (aproximadamente a 45°) por abajo, hasta alcanzar un grosor para que las dimensiones de la superficie de fusión de la soldadura en ángulo estén dentro de las dimensiones mínimas y máximas especificadas en la Fig. 404.3.1(c)(2). (11) Se debe ubicar con precisión, los refuerzos de anillo y montura sobre las partes a las que se unirán. Las Figuras 404.3.1(c)(l) y 404.3.1(c)(2) ilustran algunos tipos aceptables de refuerzo. Las conexiones de ramal unidas al cabezal en ángulos menores a 90° se hacen progresivamente más débiles a medida que el ángulo se hace más agudo. En cualquier diseño de este tipo, el caso debe ser estudiado individualmente, y debe proveerse suficiente refuerzo como para compensar la debilidad de este tipo de construcción. El uso de costillas de vuelta entera en forma de abrazaderas para sujetar superficies planas o de reingreso, es permitido y puede ser incluido en las consideraciones de resistencia. Se advierte al diseñador que las concentraciones de tensiones cerca de los bordes de costillas parciales, correas, o escudetes o tejos, pueden disminuir el valor 44 del refuerzo, por lo tanto no se recomienda su uso. (e) Refuerzos de Aberturas Múltiples. (1) Dos ramales adyacentes deben estar espaciados preferentemente a una distancia tal, que sus áreas efectivas de refuerzo individuales no se traslapen. Cuando dos o más ramales se espacian a menos de dos veces su diámetro promedio (de manera que sus áreas efectivas de refuerzo individuales se traslapan), el grupo de aberturas debe ser reforzado de acuerdo con el párrafo 404.3.1(d). El metal de refuerzo debe ser añadido como un refuerzo combinado, cuya resistencia debe ser igual a las resistencias combinadas de los refuerzos que se requeriría para las aberturas separadas. En ningún caso se deberá considerar que cualquier porción de alguna sección transversal, se pueda aplicar a más de una abertura, o que se la tome en cuenta más de una vez en un área combinada. (2) Cuando más de dos aberturas adyacentes vayan a ser provistas con un refuerzo combinado, la mínima distancia entre los centros de cualquier par de aberturas, debe ser preferentemente por lo menos 1.1/2 veces su diámetro promedio, y el área de refuerzo entre ellos debe ser por lo menos igual a 50% del total requeridos para estas dos aberturas en las secciones transversales que se estén considerando. (3) Cuando dos aberturas adyacentes, como las consideradas en el párrafo 404.3.1(e)(2) tienen una distancia entre centros menor a 1.1/3 veces su diámetro promedio, ningún valor de refuerzo debe otorgarse al metal que se encuentre entre estas dos aberturas. (4) Cuando una tubería que fue estirada en frío para alcanzar la mínima resistencia de fluencia especificada, se usa como un cabezal que contenga conexiones soldadas simples o múltiples de un ramal, las tensiones deben estar en conformidad con el párrafo 402.3.1(d). (5) Cualquier número de aberturas adyacentes que no estén muy separadas, dispuestas en cualquier tipo de arreglo, pueden ser reforzadas como si se hubiese asumido que el grupo fuese una abertura de diámetro que abarque a todas las demás aberturas. 404.3.4 Accesorios. Los accesorios externos e internos que se agreguen a la tubería deben ser diseñados de manera que no causen aplanamiento de la tubería, excesivas tensiones de flexión localizada, o gradientes térmicos perjudiciales en las paredes de las tuberías. Véase en el párrafo. 421.1 el diseño de elementos para el soporte de cañería. 404.5 Diseño a Presión para Bridas 404.5.1 Aspectos Generales (a) El diseño de bridas manufacturadas en conformidad con el párrafo 408.1 y las normas enlistadas en la Tabla 426.1, deben ser consideradas como adecuadas para su uso en las verificaciones de presión-temperatura como se dispone en el párrafo 402.2.1 (b) Es permitido biselar internamente los bordes de la abertura de las bridas de cuello de soldar que tengan dimensiones que cumplan con ANSI B16.5, cuando se van a unir a tubería de pared delgada. Se recomienda que el biselado no sea más abrupto al de una relación de 1:3. Las bridas “para ductos” MSS SP44, NPS 26 y mayores, están diseñadas para su unión con tubería de pared delgada y son preferibles para usarlas en este tipo de servicio. (c) Donde las condiciones requieran el uso de bridas que no están cubiertas por el párrafo 408.1, las bridas deben ser diseñadas de acuerdo con el Apéndice II, de la Sección VIII, División 1, del Código de ASME para calderos y recipientes a presión. (d) Las bridas de deslizar en sitio (slip-on), de sección transversal rectangular deben ser diseñadas de tal forma que el espesor de la brida se aumente para proveer resistencia igual a la que corresponde a la 45 brida de deslizar de abertura circular, cubierta por ANSI B16.5, como está determinado por los cálculos realizados de acuerdo con el Código ASME para Calderos y Recipientes a Presión, Sección VIII, División 1. 404.6 Reductores (a) Los accesorios reductores manufacturados de acuerdo con ANSI B16.5, ANSI B16.9, o MSS SP-75 deben tener valores de presión-temperatura basados en los mismos valores de las tensiones que fueron usadas para establecer los límites de presión-temperatura para tuberías del mismo material o un material equivalente. (b) Los reductores suavemente contorneados, fabricados con el mismo espesor de pared nominal y el mismo tipo de acero que el de las tuberías, deben considerarse como convenientes para uso a los mismos valores de presión-temperatura de la tubería que va a ser unida. Las costuras de los reductores fabricados, deben ser inspeccionadas con radiografías u otros métodos no destructivos. (c) Donde resulte apropiado, se pueden lograr cambios del diámetro usando codos, tes de salida, reductores, o válvulas. 404.7 Presión de Diseño para Otros Componentes que se Hallan Sometidos a Presión Los componentes a presión que no están cubiertos por los estándares listados en las Tablas 423.1 o 426.1 y para las cuales no se dan aquí ecuaciones o procedimientos de diseño, pueden usarse donde los diseños de componentes de forma, proporción, y tamaño similares, hayan sido probados satisfactoriamente con un rendimiento exitoso bajo condiciones comparables de servicio. (Podrá hacerse interpolaciones entre componentes probados de formas similares en tamaño y proporción). En el caso en que no se tenga una experiencia de servicio, la presión de diseño deberá basarse en un análisis consecuente con la filosofía general de diseño presentada en este Código, y apoyada por lo menos por uno de los siguientes: (a) Pruebas de comprobación (tal como se describen en UG-101 de la Sección VIII, Sección 1, del Código de ASME para Calderos y Recipientes a Presión); (b) Análisis de tensiones experimentales Tales como los que se describen en el Apéndice 6 de la Sección VIII, División 2. del Código de ASME para CALDEROS y Recipientes a Presión); (c) Cálculos de ingeniería. PARTE 3 APLICACIONES DE DISEÑO PARA COMPONENTES DE TUBERÍA, SELECCIÓN Y LIMITACIONES 405 TUBERÍA 405.2 Tubería Metálica 405.2.1 Tubería Ferrosa (a) Puede usarse tubería nueva con las especificaciones enlistadas en la Tabla 423.1, de acuerdo con las ecuaciones de diseño del párrafo 404.1.2, sujetas a los requisitos de prueba de los párrafos 437.1.4, 437.4.1, y 437.4.3. (b) Puede usarse tubería usada de especificaciones enlistadas en la Tabla 423.1, de acuerdo con las ecuaciones de diseño del párrafo 404.1.2 sujetas a los requisitos de prueba de los párrafos 437.4.1, 437.6.1, 437.6.3. y 437.6.4 46 (c) Pueden usarse tanto tuberías nuevas como usadas de especificaciones no conocidas o ASTM A 120, de acuerdo con la ecuación de diseño del párrafo 404.2.1 con un valor de tensión aceptable, como está especificado en el párrafo. 402.3.1(c) y sujetas a los requisitos de pruebas de los párrafos 437.6.1, 437.4.1, 437.4.3, 437.6.1.,437.6.3., 437.6.4.,437.6.5, y si es que se usa una resistencia de fluencia de 24,000 psi (165 MPa) para establecer un valor de tensión admisible; o según el párrafo. 437.4.1, y párrafos. 437.6.1 hasta 437.6.7 inclusive, si es que se usa una resistencia de fluencia mayor a 24,000 psi (165 MPa) para establecer un valor admisible de tensión. (d) las tuberías estiradas en frío con el fin de alcanzar el límite mínimo de resistencia a la fluencia especificada y que posteriormente se calienten hasta 600ºF (300ºC) o mayores temperaturas, (exceptuando la soldadura) deben ser limitadas a un valor de tensión como se indica en el párrafo 402.3.1(d). (e) Tubería Recubierta o Revestida. Pueden usarse recubrimientos o revestimientos externos o internos de cemento, plásticos, ú otros materiales, sobre o dentro de tubería de acero que cumpla con los requerimientos del presente Código. No se debe considerar que el revestimiento o recubrimiento, logren aumentar la resistencia de la tubería. 406 ACCESORIOS DE MONTAJE, CODOS, CURVAS, E INTERSECCIONES 406.1 Accesorios de Montaje 406.1.1 Aspectos Generales (a) Accesorios con Soldadura a Tope. Cuando se usan estos accesorios de soldadura a tope [véase párrafos 404.2.2(b), 404.3.1(a)(2), y 404.3.1(a)(3)] , los mismos deben cumplir con ANSI B16.9, ANSI B16.28, o MSS SP-75. (b) Accesorios con Bridas de Acero. Cuando se usa este tipo de accesorios, [véase los párrafos 404.3. 1(a)(1) y 404.5] los mismos deben cumplir con ANSI B16.5. (c) Accesorios que Exceden el Campo de Acción de los Tamaños Estándar. Los accesorios que excedan el alcance de los tamaños estándar, o que de otra manera se aparten de las dimensiones que se dan en la lista de los estándares a la que se hace referencia en el párrafo 406.1.1(a) ó 406.1.1(b), podrán usarse, siempre que los diseños estén conforme con los requerimientos de los párrafos 403 y 404. 406.2 Curvas, Ingletes, y Codos 406.2.1 Curvas Hechas de Tuberías (a) Las curvas pueden efectuarse doblando una tubería cuando están diseñadas de acuerdo con el párrafo 404.2.1 y realizadas de acuerdo con el párrafo y 434.7.1. (b) Exceptuando lo que permite el párrafo 406.2.1(c), el radio mínimo que puede usarse cuando se dobla tubería en frío en el campo, debe ser el siguiente: Tamaño Nominal de Tubería Radio Mínimo de Doblado en Diámetros de Tubería NPS 12 y más pequeño 18 D 14 21 16 24 18 27 NPS 20 y más grande 30 En algunos casos, con tuberías de pared bastante delgada, se requerirá el uso de un mandril interno cuando estén siendo dobladas hasta alcanzar el mínimo radio mostrado en la tabla de líneas arriba. (c) Pueden hacerse curvas doblando la tubería en los tamaños NPS 14 y mayores, a un radio mínimo de 18D; sin embargo cuando se dobla la tubería a un radio que se 47 aproxime a los 18D que vaya a cumplir los requerimientos del párrafo 434.7.1(b), dependerá del espesor de pared, ductilidad, relación entre el diámetro de la tubería y el espesor de pared, uso de mandril de doblar, y la habilidad del equipo (humano) de operarios dobladores. Deberán realizarse pruebas de doblado, para determinar si es que el procedimiento de doblado usado, produce curvas que estén en conformidad con los requerimientos del párrafo 434.7.1(b) y que el espesor de la pared de la tubería después de ser doblada, no sea menor que el mínimo espesor permitido por las especificaciones de la tubería. 406.2.2 Curvas de Inglete (en ángulo de 45º) (Curvas biseladas). En sistemas en los que se tenga la intención de operar con tensiones de aro 20% mayores que la menor tensión de fluencia especificada para la tubería, las curvas de inglete o biseladas están prohibidas. Las curvas en ángulo que no excedan 12.5 ° pueden ser usadas en sistemas operados con tensiones de aro del 20% o menores al valor de la mínima tensión de fluencia especificada para la tubería, y la mínima distancia entre juntas biseladas medidas en la unión, no debe ser menor a un diámetro de la tubería. Cuando el sistema vaya a ser operado con tensiones de aro menores al 10% de la mínima tensión de fluencia especificada para la tubería, la restricción de un ángulo de 12.5° y la distancia entre dos ingletes, no será aplicable. Las deflexiones causadas por mal alineamiento de hasta 3°, no son consideradas como curvas de inglete o biseladas. 406.2.3 Curvas y Codos Producidos en Fábrica (a) Las curvas y codos de acero forjado producidos en fábrica pueden ser usados, con tal de que los mismos cumplan los requisitos de diseño de los párrafos 404.2.1 y 404.2.2 y los requisitos de construcción del 434.7.3. Tales accesorios deben tener aproximadamente las mismas propiedades mecánicas y composición química que la tubería a la que están soldadas. (b) Si es que se utilizan codos producidos en fábrica en líneas que cruzan terrenos de campo traviesa, deberá tenerse mucho cuidado al instalarlos, para permitir el paso de chanchos limpiadores de cañería. 406.2.4 Curvas Arrugadas. No deberá usarse este tipo de curvas. 406.3 Acoples Se prohíbe el uso de acoples roscados de hierro colado, hierro maleable o hierro forjado. 406.4 Reducciones 406.4.1 Reductores. Pueden hacerse reducciones del diámetro de la línea mediante el uso de reductores de contorno suave, seleccionados de acuerdo con ANSI B 16.5. ANSI B 16,9, o MSS SP-75, o diseñados según lo dispuesto en el párrafo. 404.6. 406.4.2 Reductores Cáscara de Naranja. Los reductores de tipo cáscara de naranja están prohibidos en sistemas que operen con tensiones de aro mayores al 20% de la mínima tensión de fluencia especificada para la tubería. 406.5 Intersecciones Se permiten los accesorios de intersección y las conexiones de ramal soldadas, dentro de las limitaciones señaladas en el párrafo. 406.1 (véase el párrafo 404.3 para diseño). 406.6 Cerramientos 406.6.1 Cierres de Apertura Rápida. Un cierre de apertura rápida es un componente sometido a presión (véase el párrafo. 404.7) usado para un acceso repetitivo en el interior de un sistema de tuberías. No es la intención de este Código el imponer los requisitos de algún método específico de diseño para los diseñadores o productores de cierres de apertura rápida. 48 Los cierres de apertura rápida usados para contener presión bajo este Código, deben tener valores de presión y temperatura iguales o en exceso de los requeridos por el diseño del sistema de tuberías al que estos están acoplados Véase los párrafos 401.2.2 y 402.2. Los cierres de apertura rápida, deben estar equipados con dispositivos de trabado de seguridad que los traben en cumplimiento de la Sección VIII, División 1, UG-35(b) del Código ASME para Calderos y Recipientes a Presión. 406.6.2 Accesorios de Cierre. Comúnmente se hace referencia a los accesorios de cierre como ”tapas de soldar” (weld caps), las mismas que deben ser diseñadas y manufacturadas de acuerdo con ANSI B16.9 o MSS SP - 75. 406.6.3 Cabezales de Cierre. Se permite el uso de cabezales de cierre ya sean planos, elipsoidales (fuera de los indicados en el párrafo 406.6.2. arriba), esféricos ó cónicos, bajo las reglas de este Código. Estos artículos deben ser diseñados de acuerdo con la Sección VIII, División 1, de l Código ASME para Calderos y Recipientes a Presión. Las máximas tensiones permitidas para los materiales usados en éstos cabezales de cierre deben ser establecidas bajo las disposiciones del párrafo 402.3. Si se usa soldadura para la construcción de estos cabezales, la misma deberá ser inspeccionada radiográficamente en un 100%, de acuerdo con las disposiciones de la Sección VIII, División 1. Los cabezales de cierre deben tener características de resistencia a la temperatura y presión que igualen o excedan los requisitos del párrafo 401.2.2. No es la intención de este código el extender los requisitos de diseño de la Sección VIII, División 1, a otros componentes entre los cuales los cabezales de cierre son una parte del conjunto completo. 406.6.4 Cierres fabricados. Se prohíben el uso de tapones macho de tipo seccionado en sectores, (orange peel bull plugs), en sistemas que operen a una tensión de aro mayor al 20% de la mínima tensión de fluencia especificada para la cañería. Se permiten cierres tipo cola de pescado y cierres planos para tuberías NPS 3 y más pequeñas, operando a menos de 100 psi (7 bar). Se prohíbe el uso de cierres de tipo cola de pescado en cañerías mayores a NPS 3. 406.6. 5 Cierres de Brida Ciega Empernada. Las bridas ciegas empernadas, deberán estar conforme con el párrafo 408. 407 VÁLVULAS 407.1 Aspectos Generales (a) Pueden usarse válvulas de acero siempre y cuando estén conforme a los estándares y especificaciones listadas en las tablas 423.1 y 426.1. Estas válvulas pueden contener ciertas partes de hierro fundido, maleable, o de hierro forjado como se menciona en API 6D. (b) Pueden usarse válvulas de hierro fundido que estén en conformidad con las normas y especificaciones listadas en las tablas 423.1 y 426.1, para presiones que no excedan 250 psi (17 bar). Debe tenerse cuidado para prevenir cargas mecánicas excesivas (véase el párrafo. 408.5.4). (c) Los valores de las presiones de trabajo de las partes de acero de las válvulas de acero, son aplicables dentro de las limitaciones de temperatura de -20°F (-30°C) a 250°F (120°C) (véase el párrafo 401.3. l). En los lugares en que se usen materiales elásticos, de tipo goma, o materiales plásticos para sellado, tales materiales deben ser capaces de resistir el fluido, las presiones, y temperaturas especificadas para el sistema de tuberías. 407.8 Válvulas Especiales Se podrán permitir válvulas especiales no listadas en las Tablas 423.1 y 426.1, siempre y cuando EL diseño de las mismas sea por lo 49 menos de la misma resistencia y sean ser capaces de cumplir con los mismos requerimientos de prueba considerados en estas normas, y que sus características estructurales satisfagan las especificaciones del material y los procedimientos de prueba de válvulas en servicio similar, basado en las normas listadas. 408 BRIDAS, ACABADO DE CARAS, EMPAQUETADURAS, Y EMPERNADO. 408.1 Bridas 408.1.1 Aspectos Generales (a) Las conexiones embridadas deben cumplir con los requisitos de los párrafos. 408.1, 408.3, 408.4, y 408.5. (b) Bridas de Acero Dentro del Campo de Acción de los Tamaños Estándar. Se permite el uso de bridas de acero de cuello de soldar, bridas de deslizar, roscadas, bridas acompañantes de solapa; bridas reductoras, bridas ciegas, bridas de hierro colado o forjadas junto con la tubería, accesorios o válvulas, que estén en conformidad con ANSI B16.5 o MSS SP- 44, en los tamaños listados en estas normas y para los rangos de presión-temperatura mostrados en el párrafo 402.2.1. La abertura de las bridas de cuello de soldar, deberán corresponder con el diámetro interno de la tubería con la cual van a ser usadas. Véase el 404.5.1 para ver el diseño. (c) Bridas de Hierro Colado Dentro del Rango de los Tamaños Estándar. Este tipo de bridas está prohibido, excepto si estas son parte integral de válvulas de hierro colado, recipientes a presión, y otros equipos e ítems de marca registrada [véase el párrafo. 407.1(b) y el 423.2.4(b)]. (d) Bridas que Exceden el Rango de los Tamaños Estándar del presente Código. Las bridas que excedan el alcance de los tamaños estándar o que de otra manera se aparten de las dimensiones listadas en ANSI B16,5 o MSS SP-44 pueden usarse con tal que estén diseñadas de acuerdo con el párrafo 404.5. 1. (e) Bridas de Sección Transversal Rectangular. Pueden usarse bridas del tipo de deslizar, de sección transversal rectangular, siempre y cuando estén diseñadas de acuerdo con el párrafo 404.5.1(d). 408.3 Caras de las Bridas 408.3.1 Aspectos Generales. (a) Caras Estándar. Las bridas de acero o hierro colado deben tener caras de contacto que estén de acuerdo con ANSI B16.5 o MSS SP-6. (b) Caras Especiales. Es permisible el uso de caras especiales, con tal de que dichas caras sean capaces de resistir las mismas pruebas de aquéllas de ANSI B16.5. Véase el párrafo 408.5.4 para bridas de acero empernadas y bridas de hierro colado. 408.4 Empaquetaduras 408.4.1 Aspectos Generales. Las empaquetaduras deberán estar hechas de materiales que no sean notoriamente afectados por el fluido que circula en el sistema de tuberías, y deberán ser capaces de resistir las presiones y las temperaturas a las que van a ser expuestas durante el servicio. 408.4.2 Empaquetaduras Estándar (a) Pueden usarse empaquetaduras que estén conforme con ANSI B16.20 o con ANSI B16.21. (b) No deben usarse con la clase ANSI 150 o con bridas más ligeras, empaquetaduras que no sean del tipo de anillo o que estén hechas de metal de asbesto enrollado. (c) El uso de metal o asbesto forrado en metal (ya sea plano o corrugado), no esta limitado [excepto como se indica en el párrafo 408.4.2(b)] en cuanto a presión, con tal de que el material de la empaquetadura sea adecuado para la temperatura de servicio. Estos tipos de empaquetaduras son 50 recomendados para ser usados con caras o placas de brida de macho y hembra pequeños, o con caras de lengüeta y ranura. Pueden también usarse con bridas de acero de cualquiera de las siguientes caras o placas: doble o de solapa, macho y hembra grande, o de lengüeta y ranura pequeñas. (d) Pueden usarse empaquetaduras con composición de asbesto tal como lo establece ANSI B16.5. Este tipo de empaquetadura puede ser usado con cualquiera de las varias bridas de cara o placa, excepto con las de un macho y hembra pequeños, o los de lengüeta y ranura chicos. (e) Los anillos para juntas de anillo, deben tener las dimensiones establecidas en ANSI B16.20. Los materiales para estos anillos deben ser adecuados para las condiciones de servicio encontradas y deben ser más blandos que las bridas. 408.4.3 Empaquetaduras especiales. Pueden usarse empaquetaduras especiales, incluyendo las empaquetaduras de aislamiento, con tal de que estas sean adecuadas para las temperaturas, presiones, fluidos, y otras condiciones a las que estarán sujetos. 408.5 Empernado 408.5.1 Aspectos Generales (a) Los pernos o pernos prisioneros deben extenderse completamente a través de las tuercas. (b) Las tuercas deben estar conforme con ASTM A 194 o A 325, excepto que las tuercas A 307 Calidad B, pueden usarse para ajustar bridas de Clase 150 de ANSI y Clase 300 de ANSI. 408.5.2 Empernados para bridas de Acero. El empernado debe estar conforme con ANSI B16.5. 408.5.3 Empernados para Bridas Aislantes. Para sujetar bridas aisladoras, pueden usarse pernos de 1/8” (3 mm) de tamaño menor al normal, siempre y cuando el material de la aleación de acero de los pernos a usar, esté de acuerdo con ASTM A 193 o A 354. 408.5.4 Empernado de Bridas de Acero con Bridas de Hierro Fundido. Cuando se empernan bridas de acero Clase 150 con bridas de hierro colado de Clase 125, se podrán usar pernos de acero al carbono tratado con calor o de aleaciones de acero (ASTM A 193) solamente cuando las dos bridas tengan cara plana y la empaquetadura sea de cara completa, de otra manera el empernado debe tener una resistencia máxima a la tracción que no sea mayor que la máxima tensión de tracción de ASTM A 307, Grado B. Cuando se empernen bridas de clase 300 y bridas de acero al carbono de clase 250, el empernado debe tener una resistencia máxima a la tracción que no sea mayor que la máxima tensión de fluencia de ASTM A 307, Grado B. La buena practica, indica que las bridas deben ser de cara plana. 408.5.5 Empernado para Bridas Especiales. Para bridas diseñadas de acuerdo con el párrafo 404.5.1 [véanse los párrafos 408.1.1(d) y 408.1.1(e)], el empernado debe estar conforme a la sección aplicable de la Sección VIII, División 1, del Código ASME para Calderos y Recipientes a Presión. 409 COMPONENTES Y EQUIPO PARA TUBERÍA USADA Los componentes de tubería usada, tales como accesorios, codos, curvas, intersecciones, acoples, reductores, cierres, bridas, válvulas, y el equipo pueden volver a usarse después que hayan estado en servicio. [La reutilización de tubería está cubierta en el párrafo 405.2.1(b)] Sin embargo, estos componentes y el equipo deben ser limpiados y examinados; si es necesario se los debe re-acondicionar, para asegurarse que los mismos cumplan con todos los 51 requisitos para el servicio propuesto, y que estén libres de defectos. Además de lo anterior, las condiciones de reutilización, deben depender de la identificación de las especificaciones bajo las cuales dicho componente fue producido originalmente. Donde la especificación no pueda ser identificada, el uso debe quedar restringido a una máxima presión activa aceptable basada en una tensión de fluencia de 24,000 psi (165 MPa) o menor. PARTE 4 SELECCIÓN Y LIMITACIÓN DE JUNTAS EN TUBERÍAS 411 JUNTAS SOLDADAS 411.2 Soldaduras a Tope Las soldaduras a tope deben estar de acuerdo con el Capitulo V. 412 JUNTAS CON BRIDA 412.1 Aspectos Generales Las juntas con brida deben cumplir con los requerimientos del párrafo 408. 414 JUNTAS ROSCADAS 414.1 Aspectos Generales Toda parte externa de tubería que esté roscada en un sistema de tuberías, debe ser de rosca ligeramente cónica. Deben ser roscas de tubería de , de acuerdo con API 5B, o roscas NPT de acuerdo con ANSI/ASME B1.20.1. Todas las roscas internas de la tubería en los componentes de tubería deben ser roscas de tipo cónico, excepto las de los tamaños NPS 2 y más pequeñas, con presiones de diseño que no excedan 150 psi (10 bar), en cuyo caso pueden usarse roscas rectas. El menor espesor de pared nominal para la tubería roscada, debe ser de pared normal (véase ANSI/ASME B36.10M). 418 JUNTAS ACOPLADAS, DE MANGA, Y OTROS TIPOS DE UNIONES PATENTADAS 418.1 Aspectos Generales Los conectores y piezas giratorias de acero pueden usarse siempre y cuando cumplan con API 6D. Los tipos de juntas acopladas, de manga, y otros tipos de juntas patentadas, excepto por las limitaciones del párrafo 423.2.4(b), pueden usarse siempre y cuando se cumpla que: (a) un prototipo de la junta haya sido sometido a pruebas para determinar la seguridad de la junta bajo situaciones simuladas de servicio. Cuando se anticipen condiciones de vibración, fatiga, condiciones cíclicas, bajas temperaturas, dilatación térmica, ú otras condiciones severas, tales condiciones aplicables deben ser incorporadas en las pruebas. (b) Se habrán tomado las previsiones adecuadas para evitar la separación de la junta y para prevenir su movimiento lateral y longitudinal mas allá de los límites previstos para el miembro de junta. 52 PARTE 5 EXPANSIÓN, FLEXIBILIDAD, ADICIONES ESTRUCTURALES, APOYOS, Y RESTRICCIONES 419 EXPANSIÓN Y FLEXIBILIDAD 419.1 Aspectos Generales (a) El presente Código es aplicable tanto para líneas aéreas como enterradas y cubre todas las clases de materiales permitidos por esta norma. Se requerirán los cálculos formales donde exista duda razonable para determinar la adecuada flexibilidad de la tubería. (b) La línea debe ser diseñada para tener suficiente flexibilidad para prevenir que la expansión o contracción de la misma ocasione tensiones excesivas sobre el material de la línea, momentos flectores excesivos en las juntas, o excesivas fuerzas o momentos en los puntos de conexión con los equipos. Las fuerzas y momentos permisibles en los equipos, pueden ser menores que los permitidos para la tubería a la cual están conectados. (c) Los cálculos de la expansión son necesarios para las líneas enterradas si se esperan cambios de temperatura significativos, como por ejemplo cuando la línea va a transportar petróleo o aceite calentado. La expansión o dilatación térmica de líneas enterradas puede causar movimiento en los puntos dónde la línea termina, cambia de dirección, o cambia de tamaño. A menos que tales movimientos sean restringidos por anclajes convenientes, deberá proveerse la flexibilidad necesaria. (d) La expansión de líneas aéreas puede ser evitada fijando la línea, para que la dilatación o contracción longitudinal, debido a cambios térmicos o de presión sea absorbida por compresión directa o por tensión axial de la línea, de la misma manera en que ocurre con las líneas enterradas. Sin embargo, también deben incluirse las tensiones de flexión como viga, y la posible inestabilidad elástica de la tubería y sus soportes, debido a que las fuerzas de compresión longitudinales deben ser tomadas en cuenta. 419.5 Flexibilidad 419.5.1 Medios de Proporcionar Flexibilidad. Si la expansión no es absorbida por compresión axial directa de la tubería, deberá proveerse flexibilidad mediante el uso de curvas, rizos o vueltas, o desplazamientos fuera de línea; o de lo contrario debe proveerse capacidad para absorber tensiones térmicas mediante juntas de expansión o acoples del tipo de juntas de deslizamiento (slip joint), juntas de bola, o de tipo fuelle. Si se usan juntas de expansión, deben instalarse anclajes o sujeciones rígidas (muertos) de suficiente fuerza y rigidez como para absorber las fuerzas totales debidas a la presión del fluido y a otras causas. 419.5 Flexibilidad 419.5.1 Medios de Proveer Flexibilidad Si es que la dilatación no se absorbe mediante la compresión axial directa de la tubería se deberá proveer flexibilidad mediante el uso de curvas, rizos o vueltas o desplazamientos laterales; o de otra manera se deberá proveer medios para absorber las tensiones térmicas, mediante juntas de expansión o acoples de tipos de deslizar, de unión de bola o de tipo fuelle. Si es que se utilizan juntas de dilatación o expansión, se deberá instalar anclajes o sujeciones de suficiente resistencia como para absorber las fuerzas totales debidas a la presión del fluido y otras causas. 419.6 Propiedades 419.6.1 Coeficiente de Dilatación Térmica. El coeficiente lineal de dilatación térmica para el acero al carbón y la aleación de acero de alta resistencia, puede tomarse como 6.5 X 10 -6 in./in./°F para temperaturas de hasta 250 °F (11.7 X 10 -6 mm/mm/°C para temperaturas hasta los 120 °C). 53 419.6.2 Módulo de Elasticidad. Los cálculos de flexibilidad se deberán basar en el módulo de elasticidad a la temperatura ambiente. 419.6.3 Módulo de Poisson. Este módulo debe ser tomado como 0.3 para el acero. 419.6.4 Valores de la Tensión (a) Aspectos Generales. Existen diferencias fundamentales en las condiciones de carga para la tubería enterrada, o restringida de una manera similar, porciones de la tubería y las porciones aéreas que no están sujetas a restricciones axiales importantes. Por consiguiente, se requiere tener diferentes límites admisibles para las tensiones de expansión o dilatación longitudinal. (b) Líneas Restringidas. La tensión de compresión longitudinal neta debida a efectos combinados de incremento de temperatura y presión del fluido deben ser calculadas con la siguiente ecuación: donde: S L = tensión de compresión longitudinal, psi (MPa) S h = tensión de aro debido a la presión del fluido, psi (MPa) T 1 = temperatura a tiempo de la instalación, °F (°C) T 2 = máxima o mínima temperatura de operación, °F (°C) E = módulo de elasticidad del acero, psi (MPa) α = coeficiente lineal de dilatación térmica, in./in./ °F (mm/mm/°C) ν = Módulo de Poisson = 0.30 para el acero Nótese que la tensión longitudinal neta, se vuelve compresiva para incrementos moderados de T2 y de acuerdo con la teoría más comúnmente usada de la falla por corte máximo, ésta tensión compresiva se añade directamente a las tensiones de aro para incrementar la tensión equivalente disponible para ocasionar fallas. Como se especifica en el párrafo. 402.3.2(c), esta tensión equivalente no debe exceder 90% de la tensión mínima de fluencia especificada para la tubería, calculada para el espesor de pared nominal. Las tensiones de flexión de viga deben ser incluidas en las tensiones longitudinales para las porciones de línea restringida que estén soportadas o apoyadas encima del suelo. (c) Líneas Libres. Las tensiones debido a la expansión de aquellas porciones del ducto que estén sin restricciones axiales significativas, deben ser combinadas de acuerdo con la siguiente ecuación: donde S E = tensión debido a la expansión = tensión del momento flector equivalente, psi (MPa) S i = Mi/2Z = tensión de torsión, psi (MPa) M i = momento flector en el plano del miembro, (para miembros que tengan una orientación significativa, tales como codos y tes; para éstas últimas los momentos en las porciones de tubería principal y ramales, se deberán considerar de manera separada), en lb*pulgada (N*m) M o = momento flector, fuera del plano o transversal al plano del miembro, o in.*lb. (N*m) M t = momento de torsión in. *lb.(N.m) ii = factor de intensificación de los momentos flectores en el plano del miembro io= factor de intensificación de momentos flectores, fuera del plano o transversales al plano del miembro. [De la Fig. 419.6.4(c)] 2 2 4 i b E S S S + = Z M i M i o o i i Sb 2 2 ) ( ) ( + = h L S T T E S ν α − − = ) ( 1 2 54 Z = módulo de sección de la tubería, in. 3 (cm 3 ) El máximo rango de tensiones de expansión calculado – S E sin tomar en cuenta la tensión por la presión del fluido, sobre la base de una dilatación del 100%, con el módulo de elasticidad para la condición en frío – no deberá exceder el rango de tensiones permisibles SA, donde SA = 0.72 de la tensión mínima de fluencia especificada para la tubería, según se indica en el párrafo 402.3.2(c). La suma de las tensiones longitudinales debidas a la presión, peso, y otras cargas externas, no deben exceder de 0.75 SA, de acuerdo con el párrafo 402.3.2(d). La suma de tensiones longitudinales producidas por la presión, cargas muertas y vivas, y aquéllas producidos por las cargas ocasionales, como el viento o terremotos, no deben exceder 80% de la mínima tensión de fluencia especificada para la tubería, de acuerdo con el párrafo 402.3.3(a). No es necesario considerar el viento o los terremotos como si ocurrieran simultáneamente. Como se indica en el párrafo 402.3.3(b), las tensiones debido a las condiciones de prueba, no están sujetas a las limitaciones del párrafo 402.3. No es necesario considerar otras cargas ocasionales, como la de viento y la sísmica, como si ocurrieran simultáneamente con la carga viva, la carga muerta y las cargas de prueba que existan a tiempo de efectuar la prueba. 419.7 Análisis 419.7.3 Requisitos y Suposiciones Básicas (a) El efecto de las restricciones, tales como la fricción en los apoyos, las conexiones de ramales, interferencias laterales, etc., deben considerarse en los cálculos de tensiones. (b) Los cálculos deben tomar en cuenta los factores de intensificación de tensiones existentes en los componentes distintos a la simple tubería recta. También puede incorporarse algo de la flexibilidad extra de algunos de estos componentes. En ausencia de información más directamente aplicable, podrían usarse los factores de flexibilidad y los de intensificación de esfuerzos que se muestran en la figura 419.6.4(c). (c) Se deben usar las dimensiones nominales de las tuberías y de los accesorios para los cálculos de flexibilidad. (d) Los cálculos de tensiones en tuberías en los bucles, curvas, y desplazamientos o salidas laterales, deben estar basados en el rango total desde la mínima hasta la máxima temperatura normalmente esperada, sin importar si la tubería actúan como resorte en frío o no. Además de la dilatación de la línea de tubería en sí, se deberán tomar en cuenta los movimientos angulares y lineales del equipo al cual está conectada la línea. (e) Los cálculos de fuerzas térmicas y momentos flectores en anclajes y en equipos tales como bombas, medidores, e intercambiadores de calor, deben estar basados en las diferencias entre la temperatura de instalación y la mínima o máxima temperatura de operación esperada, cualquiera que sea la mayor. 420 CARGAS EN ELEMENTOS DE SOPORTE DE CAÑERÍA 420.1 Aspectos Generales Las fuerzas y momentos transmitidos al equipo conectado, como válvulas, coladores, tanques, recipientes a presión, y maquinaria de bombeo, deben mantenerse dentro de los límites de seguridad. 55 FACTOR DE FLEXIBILIDAD, k 1 , Y FACTOR DE INTENSIFICACIÓN DE TENSIONES, i Descripción Factor de Flexibilidad, k Factor de Intensificación de Tensiones (1) Fuera del plano En el plano ii (1) io (2) Característica de Flexibilidad h Esquema Codo de soldar o tubería doblada 3,4,5,6,7 1.65 h 0.9 h 2/3 0.75 h 2/3 tR r2 Curva de ingletes espaciada estrechamente 2,4,5,7 s < r2 (1 + tan θ) 1.52 h 0.9 h 2/3 0.75 h 2/3 cot θ ts 2 r 2 Curva de inglete separados ampliamente 3,4,7,8 s > r2 (1 + tan θ) 1.52 h 0.9 h 2/3 0.75 h 2/3 1 + cot θ ts 2 r 2 Te de soldar, 3,4 según ANSI B16.9 1 0.75 to+0.25 0.9 h 2/3 4.4 t r Te reforzada 3,4,9 con tejo o montura 1 0.75 to+0.25 0.9 h 2/3 r t r t 2 / 3 2 / 5 ) 2 / 1 ( + Te fabricada sin refuerzo 3,4 1 0.75 to+0.25 0.9 h 2/3 t r (Continúa……) Fig. 419.6.4 ( c ) FACTOR DE FLEXIBILIDAD k Y FACTOR DE INTENSIFICACIÓN DE ESFUERZOS f 56 Figura 419.6.4(c) Factor de Intensificación de Esfuerzos Descripción Factor de Flexibilidad k i i (1) i i (2) Características de Flexibilidad Esquema Unión soldada a tope, reductor, o brida de cuello de soldar 1 1.0 . . . . . . Brida de deslizar, de doble soldadura 1 1.2 . . . . . . Uniones soldadas a inglete (una sola soldadura), o bridas de deslizar con una sola soldadura 1 1.3 . . . . . . Bridas de solapa (con tubo corto con unión de solapa ANSI B16.9) 1 1.6 . . . . . . Unión de tubería roscada, o brida roscada 1 2.3 . . . . . . Tubo recto corrugado, o curva corrugada o o estriada. (10) 5 2.5 . . . . . . NOTAS: (1) En el plano. (2) Fuera del plano. (3) Para accesorios y curvas de inglete, el factor de flexibilidad k y los factores de intensificación de tensiones i en la Tabla, se aplican a la flexión en cualquier plano y no deberán ser menores a la unidad; los factores para la torsión son iguales a la unidad. Ambos factores se aplican sobre la longitud de arco efectiva, mostrada por los ejes centrales gruesos en los esquemas) para codos curvos y de inglete, y al punto de intersección para las tes. (4) Los valores de k e i pueden leerse directamente de la Gráfica A, ingresando con la característica h calculada con las ecuaciones dadas, donde: R = radio de doblado del codo de soldar o curva de la tubería, in. (mm) T = Espesor del tejo o montura, in. (mm) r = radio medio de la tubería de conexión, in. (mm) s= espaciamiento de ingletes, en el eje t = espesor nominal de la pared de: el propio tubo, para codos o tubería curvada o dobladuras de inglete; la tubería de conexión para tes soldadas; tramos o tubería principal, para tes fabricadas (siempre que su espesor sea mayor que el de la tubería de conexión; el espesor incrementado deberá se mantenido por lo menos en un tramo en diámetro exterior, a cada lado del diámetro exterior del ramal) θ = mitad del ángulo entre dos ejes adyacentes de ingletes; en grados (5) Cuando se tengan bridas unidas a uno o ambos extremos. los valores de k y de i en la Tabla, se deberán corregir por los factores C1 dados líneas abajo, que pueden leerse directamente de la Gráfica B, ingresando con el h calculado: un extremo embridado: h 1/6 ≥ 1; ambos extremos embridados: h 1/3 ≥ 1. (6) Se advierte a los ingenieros que los codos de soldadura a tope en hierro forjado, pueden tener paredes considerablemente más gruesas y pesadas que las de la tubería con la cual se los usa.. Podrían introducirse errores importantes a menos que el efecto de estos mayores espesores se tome en cuenta. (7) En los codos y curvas de diámetros grandes y paredes delgadas, la presión puede afectar significativamente la magnitud de los factores de flexibilidad y de intensificación de tensiones. Para poder corregir los valores obtenidos de la Tabla, tomando en cuenta el efecto de la presión, divídase: Factor de flexibilidad k dividido por 3 / 1 3 / 7 1 | . | \ | | . | \ | + r R t r E P C θ Factor de intensificación i dividido por : 3 / 2 2 / 5 25 . 3 1 | . | \ | | . | \ | + r R t r E P C donde EC = modulo de elasticidad frío P = presión manométrica (8) También incluye la unión de un solo inglete. (9) Cuando T > 1 ½ t, úsese h = 4.05 t / r. (10) Los factores que se muestran se aplican a flexión: el factor de flexibilidad para torsión es igual a 0.9. Figura 419.6.4(c) FACTOR DE FLEXIBILIDAD k Y FACTOR DE INTENSIFICACIÓN DE TENSIONES i (Continuación). 57 Fig. 419.6.4 ( c ) FACTOR DE FLEXIBILIDAD k Y FACTOR DE INTENSIFICACIÓN DE ESFUERZOS f (Continuación). 58 421 DISEÑO DE ELEMENTOS DE SOPORTE DE CAÑERÍA 421.1 Soportes, Abrazaderas, Anclajes (a) Los apoyos deben ser diseñados para soportar la cañería sin causar tensiones locales excesivas en la cañería y sin imponer fuerzas de fricción axial o lateral excesivas, que puedan prevenir la deseada libertad de movimiento. (b) Las abrazaderas y los dispositivos de amortiguamiento podrían requerirse ocasionalmente para prevenir la vibración en las tuberías. (c) Todas las sujeciones deben ser diseñadas para minimizar las tensiones causadas a la tubería. Las secciones no integrales, tales como grapas de tuberías y vigas de aro, son preferibles en sitios en que vayan a complementar las funciones de soporte y anclaje. (d) Si la tubería esta diseñada para operar cerca de las tensiones permisibles, todas las conexiones soldadas a la tubería deben ser hechas en un miembro cilíndrico separado que rodee por completo a la línea, y este miembro que rodea la línea, debe estar soldado a la tubería con soldaduras continuas y circulares. (e) Las secciones aplicables de MSS SP- 58 pueden utilizarse para materiales y diseño de colgadores y soportes de tuberías, y las de MSS SP-69. para la selección y aplicación de los mismos. PARTE 6 TUBERÍA AUXILIAR Y OTRAS TUBERÍAS ESPECÍFICAS 422 REQUISITOS DE DISEÑO 422.3 Tuberías para Instrumentos y otros Líquidos de Petróleo ó Amoníaco Anhidro Líquido Todas las tuberías de instrumentos y otras tuberías auxiliares conectadas a la tubería principal y que operan a una presión manométrica que exceda 15 psi (1 bar) deben ser construidas de acuerdo con las instrucciones del presente Código. 422.6 Tubería para la Eliminación de Presiones Las tuberías para la eliminación de presión o tubería de alivio entre el punto de origen de la presión y el dispositivo de alivio, deben hallarse de acuerdo con este Código. 422.6.1 Una válvula de cierre y apertura de área completa (toda la luz de la tubería), puede ser instalada entre el punto de origen y el dispositivo de alivio, siempre que dicha válvula pueda ser asegurada o sellada en la posición de abierta. 422.6.2 La tubería de descarga proveniente de un dispositivo de alivio debe estar conectada a una adecuada instalación de descarga, la cual podrá ser una tea de quemado, pileta, sumidero apropiado, o un tanque. Esta tubería de descarga no debe tener válvulas entre el dispositivo de alivio y la instalación de descarga a menos que dicha válvula pueda ser asegurada o sellada en la posición de abierta. 59 ASME B31.4—Edición de 1992 423—425.4 CAPÍTULO III MATERIALES 423 MATERIALES – REQUISITOS GENERALES 423.1 Materiales Aceptables y Especificaciones (a) Los materiales que se usen deben estar conforme con las especificaciones listadas en la Tabla 423.1 o deben satisfacer los requisitos de este Código para los materiales que no estén listados. Se muestran en el Apéndice A, las ediciones específicas de normas incorporadas en este Código por referencia, y los nombres y las direcciones de las organizaciones patrocinadoras, puesto que no resulta práctico hacer referencia a una edición específica en cada estándar de la Tabla 423.1 y a través de todo el texto del Código. El Apéndice a será revisado de vez en vez, según se necesite, y se emitirán Anexos al presente Código. Podrán usarse los materiales y componentes que se hallan en conformidad con una especificación o norma previamente enlistada en la Tabla 423.1, o en una edición anterior ya reemplazada. (b) Excepto que se indique de otra manera en este Código, los materiales que no estén en conformidad con una especificación listada o un estándar, deben ser calificados para su uso mediante petición al Comité de Códigos. Deberá enviarse información completa al Comité de Códigos y se deberá obtener la aprobación del Comité de Código antes de que el material pueda utilizarse. 423.2 Limitaciones de Materiales 423.2.1 Aspectos Generales (a) El diseñador debe dar consideración a la importancia de la temperatura en el rendimiento de los materiales. (b) La Selección de los materiales para resistir el deterioro durante el servicio, no está dentro del campo del alcance de este Código. Es responsabilidad del diseñador seleccionar los materiales adecuados para el servicio con el fluido a usar, bajo las supuestas condiciones de operación. Un ejemplo de las fuentes de información sobre el desempeño o rendimiento de materiales en ambientes corrosivotes el Estudio de Datos de Corrosión, publicado por la asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión (NACE). 423.2.3 Acero. Se muestran los Aceros para tuberías en la Tabla 423.1 (excepto según se indica en el párrafo 423.2.5). 423.2.4 Hierro Maleable, Forjado, y Fundido (a) El hierro forjado, maleable y fundido, no debe ser usado para partes que vayan a someterse a presión excepto según se indica en los párrafos. 407.1(a), 407.1(b), y 423.2.4(b). (b) Los hierros maleables, fundido y forjado son aceptables en envases o depósitos de presión y otros equipos según ser especifica en el párrafo 400.1.2(b) y en equipos de marcas (comerciales) registradas [véase el párrafo 400.1.2(g)], exceptuando que las partes que se sometan a presión deben estar limitadas a presiones que no excedan 250 psi (17 bar). 423.2.5 Materiales para Sistemas de Tuberías para Amoníaco Líquido Anhidro. Debe usarse únicamente acero que conforma las especificaciones listadas en el Apéndice A, para componentes de tubería sometidas a presión y equipos en sistemas de tubería de amoniaco liquido 60 anhidro. Sin embargo, las partes internas de dichos componentes y equipos pueden ser fabricados con otros materiales adecuados para el servicio. La soldadura longitudinal o espiral de la tubería soldada por resistencia eléctrica y por inducción eléctrica, deben ser normalizadas. Los accesorios de acero estirado en frío, deberán ser normalizados después de su fabricación. Exceptuando las cantidades permitidas por especificación individual para aceros listados en el Apéndice A, el uso de cobre, zinc, o aleaciones de estos metales, esta prohibido para todos los componentes de presión de tuberías que estén sometidos a un ambiente con amoniaco líquido anhidro. 423.2.6 Materiales para Sistemas de Tubería para Dióxido de Carbono. Para la tubería que sirve para bajar la presión y el desvío (by-pass) en líneas de dióxido de carbono, se deben usar materiales que estén en conformidad con ASTM A 333 y ASTM A 420. 425 MATERIALES APLICADOS A PARTES MISCELÁNEAS 425.3 Empaquetaduras Las limitaciones para materiales de empaquetaduras, se dan en el párrafo 408.4. 425.4 Empernados Las limitaciones para materiales de empernado se dan en el párrafo 408.5. 61 TABLA 423.1 ESTÁNDARES DE MATERIALES Estándar o Especificación Designación Cañería Cañería, Acero, Negro y Sumergido en Caliente, Galvanizado,-Soldado y Sin Costura ASTM A 53 Tubería de Acero al Carbón, Sin Costura para Servicio a Altas Temperaturas ASTM A 106 Tubería, Acero, Soldada por Electro – Fusión (Arco), Tamaños NPS 16 y mayores ASTM A 134 Cañería de Acero Soldada por Resistencia Eléctrica ASTM A 135 Cañería de Acero Soldada por Resistencia Eléctrica NPS 4 y mayores . ASTM A 139 Cañería de Acero, Sin Costura y Soldada, para Servicio a Bajas Temperatura. ASTM A 333 Tubería de Acero Soldada por Arco Metálico para uso con Sistemas de Transmisión de Alta Presión. ASTM A 381 Tubería de Acero al Carbón, Sin Costura para Presión Atmosférica y Bajas Temperaturas ASTM A 524 Requerimientos Generales para Tuberías Especializadas de Acero al Carbón y Aleaciones Especiales ASTM A 530 Tubería de Acero Soldada por Electro - Fusión para Presión Atmosférica y Bajas Temperaturas ASTM A 671 Tubería de Acero Soldada por Electro - Fusión para Servicio a Temperaturas Moderadas .ASTM A 672 Tubería de Línea API 5L Tubería de Línea de Prueba Ultra Alta, Tratada con Calor API 5LU Accesorios, Válvulas y Bridas Bridas de Tubería de Acero y Accesorios Embridados. .ANSI Bl6.5 Elementos de Hierro Forjado, Acero al Carbón para Componentes de Tubería ASTM A 105 Hierro Colado Gris para Válvulas, Bridas y Accesorios de Tubería ASTM A 126 Elementos de Hierro Forjado, Acero al carbón, para Tuberías de Propósito General ASTM A 181 Bridas de Tubería de Hierro Forjado o de Aleación de Acero Laminado, Accesorios de Hierro Forjado, y Válvulas y Partes para Servicio de Alta Temperatura ASTM A 182 Vaciados (Fundidos) de Acero, Carbón, Adecuados para Soldadura por Fusión, para Servicio de Alta Temperatura ASTM A 216 Vaciados (Fundidos) de Acero, Acero Inoxidable Martensitic y Aleación para Servicio de Alta Temperatura ASTM A 217 Accesorios de Tubería de Acero al Carbón Fundido y Acero de Aleación para Temperaturas Moderadas y Elevadas ASTM A 234 Forjados, Acero al Carbón y Acero de Baja Aleación, que Requiere pruebas de Dureza por Ranurado para Componentes de Tubería ASTM A 350 Vaciados de Hierro Dúctil de Ferrita que Retienen la Presión, para Uso a Temperaturas Elevadas .ASTM A 395 Accesorios de Tubería de Acero al Carbón y Acero de Aleación para Servicio de Baja Temperatura [Nota (1)] ASTM A 420 Vaciados de Acero Adecuados para Servicio a Presión ASTM A 487 Forjados, Acero al Carbón y de Aleación, para Bridas de Tubería, Accesorios, Válvulas, y Partes para Servicio de Transmisión o Transporte de Alta Presión .ASTM A 694 Equipo de Cabezal de Pozo .API 6A Válvulas de Línea de Gasoducto ú Oleoducto, Cerramientos de Extremo, Conectores y Uniones Móviles o Giratorias API 6D Válvulas de Compuerta de Acero, Extremos Embridados y de Soldadura de Tope .API 600 Válvulas de Compuerta de Acero Compacto al Carbón .API 602 Válvulas de Compuerta, Clase 150, Resistentes a la Corrosión API 603 Estándares de Calidad para Vaciados de Acero para Válvulas, Bridas, Accesorios y Otros Componentes de Tubería MSS SP-55 Especificación para Accesorios de Soldar de Prueba Alta en Hierro Forjado MSS SP-75 Empernado Materiales de Empernado de Acero de Aleación y Acero Inoxidable, para Servicio de Alta Temperatura ASTM A 193 Tuercas de Acero al Carbón y Acero de Aleación para Pernos de Alta Presión y Servicio de Alta Temperatura ASTM A 194 Seguros Estándar de Acero al Carbón, Roscados .ASTM A 307 Materiales de Empernado de Acero de Aleación, para Servicio de Baja temperatura .ASTM A 320 Pernos de Alta Resistencia para Uniones de Acero Estructural ASTM A 325 Pernos de Aleación de Acero Templado, Pernos Prisioneros y Otros Elementos de Sujeción Roscados Externamente .ASTM A 354 Pernos y Pernos Prisioneros de Acero Forjado templado ASTM A 449 Pernos para Acero Estructural Tratados con Calor, para Resistencia a la Tracción Mínima de 150 psi (1035 kPa) ASTM A 490 62 TABLA 423.1 (CONTINUACIÓN) ESTÁNDARES DE MATERIALES Estándar o Especificación Designación Materiales Estructurales Requerimientos Generales para Chapas de Acero Laminado, Formas, Tablestacados y Barras para Uso Estructural ASTM A 6 Requerimientos Generales para Chapas de Acero para Recipientes ó Depósitos a Presión ASTM A 20 Requerimientos Generales para Acero en Barras, de Aleación y al Carbón, Forjado en Caliente y Acabado en Frío ASTM A 29 Acero Estructural ASTM A 36 Planchas para Depósitos a Presión, Acero de Aleación de Manganeso - Vanadio ASTM A 225 Acero Estructural de Alta Resistencia y Baja Aleación ASTM A 242 Chapas de Acero, Formas y Barras de Acero al Carbón de Resistencia Intermedia a la Tracción ASTM A 283 Chapas para Depósitos a Presión, Acero al Carbón, Resistencia a la Tracción Baja e Intermedia ASTM A 285 Acero Estructural de Alta Resistencia, de Aleación Baja de Manganeso Vanadio ASTM A 441 Chapas para Depósitos a Presión, Acero al Carbón, Propiedades de Transición Mejoradas ASTM A 442 Requerimientos Generales para Acero Laminado y en Fajas, Aleación, Laminado en Caliente y Laminado en Frío ASTM A 5O5 Chapa de Acero y Fajas, Aleación, Laminado en Caliente y Laminado en Frío, Calidad Normal .ASTM A 506 Lámina de Acero y Fajas, Aleación, Laminado en Caliente y Laminado en Frío, Primera Calidad .ASTM A 507 Lámina de Acero de Alta Resistencia a la Fluencia, Forjado y Templado, Apto para Soldadura .ASTM A 514 Planchas para Depósitos a Presión, Acero al Carbón, para Servicio de Temperaturas Intermedias y Altas .ASTM A 515 Planchas para Depósitos a Presión, Acero al Carbón, para Servicio de Temperaturas Moderadas y Bajas ASTM A 516 Planchas para Depósitos a Presión, Acero de Aleación, Alta Resistencia, Forjado y Templado ASTM A 517 Aceros de Alta Resistencia, Aleación Baja de Columbio y Vanadio, de Calidad Estructural .ASTM A 572 Planchas de Acero Estructural al Carbón, de Dureza Mejorada ASTM A 573 Acero en Barras, al Carbón, Calidad Comercial, Grados - M ASTM A 575 Acero en Barras, al Carbón, Forjado en Caliente, Calidad Especial ASTM A 576 Acero Estructural Normalizado de Alta Resistencia, Baja Aleación ASTM A 633 Acero en Barras, al Carbón, Calidad Comercial, Propiedades Mecánicas .ASTM A 663 Acero en Barras, al Carbón, Forjado en Caliente, Calidad Especial Propiedades Mecánicas .ASTM A 675 Misceláneo Colgadores de Tubería y Materiales de Soporte, Diseño y Manufactura MSS SP-58 NOTA GENERAL: Las ediciones especiales de las normas o estándares incorporadas en el presente Código por referencia, y los nombres y direcciones de las organizaciones patrocinantes, se muestran en el Apéndice A, puesto que no resulta práctico hacer referencia a una edición específica de cada norma en la Tabla 423.1 y a todo lo largo del texto del Código. El Apéndice A será revisado a intervalos, según se necesite, y se emitirá un Anexo o Addendum al presente Código. NOTA: (1) No se recomienda un WPL9A Grado A 420 para conducir amoníaco anhidro, debido a su contenido de cobre. 63 ASME B31.4—Edición de 1992 426—426.3 CAPÍTULO IV REQUERIMIENTOS DIMENSIONALES 426 REQUISITOS DIMENSIONALES PARA COMPONENTES DE TUBERÍA ESTÁNDAR Y TUBERÍA NO ESTANDARIZADA 426.1 Componentes de la Tubería Estándar Los estándares dimensionales para los componentes de tubería están listados en la Tabla 426.1. Asimismo, algunas especificaciones de materiales listadas en la Tabla 423.1 contienen requisitos dimensiónales que son requerimientos del párrafo 426. Las dimensiones de los componentes de tubería deben cumplir con estas especificaciones y normas a menos que se cumplan las disposiciones del párrafo 426.2. 426.2 Componentes de Tubería No Estandarizada Las dimensiones para componentes de tubería no estandarizada, deben ser tales que provean resistencia y comportamiento equivalente al de los componentes estándar o según se indica en el párrafo 404. Cuando resulte práctico, estas dimensiones deben estar de acuerdo con aquellas que tengan componentes estándar comparables. 426.3 Roscados Las dimensiones de todas las conexiones de tubería roscadas, que no están cubiertas por las especificaciones y estándares de un componente principal, deben estar conforme con los requisitos de estándares aplicables listados en la Tabla 426.1 (véase el párrafo 414.1). 64 TABLA 426.1 ESTÁNDARES DIMENSIONALES Estándar o Especificación Designación Tubería Tubería de Acero Forjado, Soldada y Sin Costura ANSI/ASME B36.10M Tubería de Acero Inoxidable ANSI/ASME B36.19M Tubería de Línea (Combinación de las anteriores Especif.5L, 5LS, y 5LX de API). API 5L Tubería de Línea, Tratada por Prueba de Calor Ultra Alto API 5LU Accesorios, Válvulas y Bridas Bridas de Tubería de Acero y Accesorios Embridados ANSI B16.5 Acero Forjado en Fábrica, con Accesorios de Soldadura a Tope. ANSI B16.9 Dimensiones de Cara-a-Cara y Tope-a-Tope de Válvulas Ferrosas ANSI B16.10 Empaquetaduras de Unión de Anillo y Ranuras para Bridas de Tubería de Acero ANSI B16.20 Empaquetaduras Planas No Metálicas para Bridas de Tubería ANSI B16.21 Extremos de Soldadura a Tope ANSI B16.25 Codos y Retornos de Acero Forjado de Soldar a Tope, de Radio Reducido ANSI B16.28 Equipo de Cabezal de Pozo API 6A Válvulas de Oleoductos, Cierres de Extremo, Conectores y Uniones Giratorias API 6D Válvulas de Cortina de Acero, con Extremos Embridados o de Soldadura a Tope API 600 Válvulas Compactas de Compuerta de Acero al Carbón API 602 Válvulas de Cortina, Clase 150, Resistentes a la Corrosión API 503 Acabados Estándar para Caras de Contacto de Bridas de Tubería y Bridas de Conexión de Extremo en Válvulas y Accesorios MSS SP-6 Sistema Estándar de Marcado para Válvulas, Accesorios, Bridas y Uniones .MSS SP-25 Bridas para Líneas de Tubería de Acero MSS SP-44 Pruebas a Presión de Válvulas de Acero .MSS SP-61 Válvulas de Mariposa MSS SP-67 Válvulas de Cortina de Acero Colado, con Extremos Embridados y Roscados MSS SP-70 Válvulas de Cierre de Balanceo, de Acero Colado, con Extremos Embridados y Roscados MSS SP-71 Especificación para Accesorios de Soldadura de Hierro Forjado de Prueba Alta MSS SP-75 Válvulas de Tapón de Hierro Colado, con Extremos Embridados y Roscados MSS SP-78 Misceláneo Roscas de Tornillo Unificadas ANSI B1.1 Roscas de Tubería ANSI/ASME B1.20.1 Roscas de Tubería con Sello Seco ANSI B1.20.3 Roscado, Calibración e inspección de Roscas de Tubería de Revestimiento (Casing),Tubería de Línea y Tubería Delgada (Tubing) API 5B Colgadores y Soportes de Cañería – Selección y Aplicación. .MSS SP-69 NOTA GENERAL: Las ediciones específicas de normas incorporadas por referencia en el presente Código y los nombres y direcciones de las organizaciones patrocinadoras, se muestran en el Apéndice A, puesto que no resulta práctico hacer referencia a la edición específica de cada norma de la Tabla 426.1 y a través del texto del Código. El Apéndice A se revisará a intervalos, según se necesite y se emitirá un Anexo (Addendum) al Código. 65 ASME B31.4—Edición de 1992 434—434.4 CAPÍTULO V CONSTRUCCIÓN, SOLDADURA, Y ENSAMBLAJE 434 CONSTRUCCIÓN 434.1 Aspectos Generales Toda nueva construcción y el reemplazo de sistemas existentes deben estar de acuerdo con los requerimientos del presente Capítulo. Cuándo se requieran especificaciones escritas, éstas deben ser bastante detalladas para asegurar que se vayan a cumplir los requerimientos de este Código. Tales especificaciones deberán incluir detalles específicos para el manejo de tubería, equipos, materiales, soldadura, y todos los factores de construcción que contribuyan a la seguridad y buenas prácticas de ingeniería. No es la intención del presente Código, hacer que todos los ítems de construcción tengan que estar a un alto nivel de detalle, puesto que todas las especificaciones deben ser de tipo inclusivo. Ya sea que se hallen cubiertas específicamente o no, toda construcción y todo material deben hallarse de acuerdo a las prácticas consideradas como buenas en ingeniería, seguridad, y tendido de líneas de tuberías, comprobadas por sus buenos resultados. 434.2 Inspección La compañía de operaciones debe tomar disposiciones para lograr tener un esquema apropiado de inspección de la línea e instalaciones relacionadas, por medio de inspectores calificados para asegurar que se hallen conforme con las especificaciones de construcción. La calificación del personal de inspección, el tipo y la extensión de la inspección, debe estar de acuerdo con los requerimientos de los párrafos. 434.5, 434.8, y 461.1.2. 434.3 Derecho de Vía 434.3.1 Ubicación. El derecho de vía debe ser seleccionado para minimizar la posibilidad de peligros causados por el desarrollo industrial o urbano o a la posible futura invasión del derecho de vía. 434.3.2 Requerimientos de Construcción. Se deben minimizar los inconvenientes a los propietarios de la tierra y se debe tomar como prioridad principal la seguridad del público. (a) Todo el trabajo de voladura con explosivos, debe hallarse de acuerdo con las regulaciones gubernamentales y deben ser desempeñadas por personal calificado y competente, y ejecutarse de tal manera que se provea una protección adecuada para él publico en general, animales existentes, vida silvestre, edificios, líneas de teléfono, telégrafo, y líneas de fuerza, estructuras subterráneas, y cualquier propiedad en las cercanías a la explosión. (b) Al efectuar la nivelación del derecho de vía, debe hacerse todo esfuerzo posible para minimizar daños a la tierra y prevenir un drenaje anormal y condiciones erosivas. El terreno se deberá restaurar a una condición lo más próxima al estado en el que se lo halló originalmente, dentro de lo práctico. (c) Al construir cruces de tuberías por debajo de vías férreas, carreteras, lagos, ríos, etc., deben tomarse precauciones de seguridad como por ejemplo; señalizaciones, luces, guardas de rieles, etc., deben aplicarse y mantenerse para la seguridad del público. Los cruces deben hallase de acuerdo con las reglas aplicables, regulaciones, y restricciones de cuerpos regulatorios que tengan jurisdicción sobre los mismos. 66 434.3.3 Levantamiento Topográfico y Estacado o Marcado. Se debe efectuar un levantamiento topográfico y un estacado de la ruta, y el estacado y marcado, debe mantenerse durante la construcción, excepto la ruta de tubería mar adentro, la cual debe ser estudiadas y la tubería se deberá ubicar adecuadamente dentro del derecho de vía, manteniendo marcadores de ruta o realizando control topográfico durante la construcción. 434.4 Manejo, Transporte, Embalaje y Almacenamiento Se debe ejercer cuidado en las operaciones de manejo o almacenamiento de tubería, casing (tubería de revestimiento), materiales de pintado o revestido, válvulas, accesorios y otros materiales para prevenir daños. Cuando sea aplicable, para el transporte por vía férrea de la tubería se deben cumplir los requerimientos API RP 5L1. En el evento de que la tubería esté revestida en playa o revestida en fábrica, se deben tomar precauciones adecuadas para prevenir daños al revestimiento cuando se transporte, levante, y coloque en el derecho de vía. No se deberá permitir que la tubería se deje caer y que se golpee contra objetos que provoquen su distorsión, la abollen, aplanen, mellen o que hagan muescas en la tubería o que dañen el revestimiento, sino más bien el material debe ser levantado, transferido y bajado por equipos seguros y adecuados. 434.5 Daños a ·Ítems Fabricados y Tubería (a) Los ítems prefabricados, tales como las trampas para chanchos rascadores, múltiples de entrada o salida (manifolds), cámaras de volumen, etc., deben ser inspeccionados antes de armarlos incorporándolos a la línea principal o a los múltiples, y los defectos que existan deberán repararse de acuerdo con las disposiciones del estándar o la especificación aplicable a su fabricación. (b) La tubería se deberá inspeccionar antes de revestirla, y antes de armarla en la línea principal o los múltiples. Se deberán evitar todos los defectos tales como distorsión, pandeo, melladuras, aplanamiento, abolladuras, ranuras o surcos, y otras imperfecciones de esta naturaleza, reparándolos, o eliminándolos, según se especifica aquí. (1) Las abolladuras severas, hendeduras, o surcos, se deberán eliminar. Estos defectos se pueden reparar mediante el uso de procedimientos de soldadura prescritos en API 5L o eliminándolos mediante esmerilado, siempre que el espesor de pared resultante, no sea menor a la permitida por la especificación del material. (2) Cuando las condiciones descritas en el párrafo 434.5(b)(1) no puedan cumplirse, la porción dañada deberá retirarse cortándola como un cilindro. No se permite el parchado con tejos. No se permitirá el parchado con elementos soldados encima de la tubería, que no sean de vuelta entera o círculo completo, en los ductos destinados a operar a una tensión de aro de más del 20% de la mínima tensión de fluencia especificada de la tubería. (3) Las hendeduras o laminaciones de los extremos de la tubería no se deberán reparar. El extremo dañado se deberá remover como u cilindro y el extremo de la tubería deberá ser re-biselada apropiadamente. (4) Los tramos de tubería distorsionados o aplanados, deberán descartarse. (5) Una melladura (en oposición a una rayadura, abolladura, o acanaladura) puede definirse como una perturbación seria en la curvatura de la pared de la tubería. Una melladura que contenga un concentrador de tensiones, tales como un arañazo, abolladura, acanaladura, ranura o quemadura de arco, se deberá eliminar mediante corte y extracción de la parte dañada de la tubería, quitándola como un cilindro. (6) Todas las melladuras que afecten la curvatura de la tubería en la costura o en cualquier soldadura de costura, se deberán eliminar, retirándolas como se indica en el párrafo 435.5(b)(5). Todas las abolladuras 67 que excedan una profundidad máxima de ¼” (6mm) en una tubería NPS 4 o más pequeña, o un 6% del diámetro nominal de la tubería en tamaños mayores a NPS 4, no deben ser permitidas en tuberías que vayan a operar con tensiones de aro mayores al 20% a la tensión mínima de fluencia especificada para la tubería de línea. (7) Las tuberías que están enroscadas o pandeadas, tienen que ser remplazadas en forma de cilindro. 434.6 Cavado de Zanjas (a) La Profundidad de una zanja debe ser apropiada para la ubicación de la ruta, uso superficial del suelo, características del terreno, y cargas impuestas por carreteras y ferrovías. Todos los ductos de tuberías se deberán instalar enterradas por debajo del nivel normal de cultivo y con una cobertura mínima no menor a las especificadas en la Tabla 434.6(a). En lugares donde las coberturas de la Tabla mencionada no puedan alcanzarse, la línea podrá ser instalada con menor cobertura, si es que se provee protección adicional para resistir las cargas externas anticipadas y para minimizar el daño a la cañería por parte de las fuerzas exteriores. (b) El ancho y la pendiente de la zanja deben tener capacidad para poder bajar la tubería dentro de la zanja de manera que se minimice el daño que se pueda causar al revestimiento de la línea y para facilitar la colocación de la misma en su sitio en la zanja. (c) La ubicación de estructuras subterráneas que intercepten la ruta de la zanja, se debe determinar anticipadamente, antes de iniciar las actividades de construcción, para prevenir daño a dichas estructuras. Debe proveerse un espacio mínimo de 12 in. (0.30 m) entre la parte exterior de cualquier línea enterrada o componente y el extremo de cualquier estructura subterránea, exceptuando tuberías cerámicas de desagüe, las cuales deben tener una holgura mínima de 2 in. (50mm), y según lo permite el párrafo. 461.1.1(d). (d) Las operaciones de cavado de zanjas deben seguir las buenas prácticas de tendido de tuberías y deben tomar en consideración la seguridad del público. En API RP 1102 se proporciona una guía adicional. 434.7 Curvas, Dobladuras con Corte de Bisel, y Codos Los cambios en la dirección, incluyendo combaduras o curvas extremas que requieren seguir el contorno de la zanja, pueden ser fabricadas doblando la línea o usando tubo doblado con corte de bisel, curvas hechas en fábrica, o codos. [Véanse las limitaciones en el párrafo 406.2.] 434.7.1 Curvas hechas de Tubería (a) Podrán hacerse curvas de tuberías que tengan un espesor de pared determinado de acuerdo con el párrafo 404.2.1. Cuando se hace el curvado en caliente en tuberías que han sido trabajadas en frío para alcanzar la mínima tensión a la fluencia especificada, el espesor de pared debe ser determinado usando los valores de tensión de acuerdo con el párrafo 402.3.1(d). (b) Las curvas deben ser hechas de tal manera que se mantenga la forma transversal de la tubería, la misma que deberá hallarse libre de pandeo, enroscaduras, grietas, u otra evidencia de deformaciones o daño mecánico. El diámetro de las tuberías no debe hallarse reducido en ningún punto en más del 2.5% del diámetro nominal, y la curva terminada deberá permitir el paso de un chancho de tamaño especificado. (c) El radio mínimo para curvas en frío de campo, deberá ser tal como está especificado en el párrafo 406.2.1(b). (d) Es preferible usar tangentes de aproximadamente 6 pies (2 m) en ambos extremos de las curvas en frío. 434.7.2 Curvas de Angulo Agudo (a) Son permitidas mientras estén sujetas a las limitaciones del párrafo 406.2.2. (b) Debe trabajarse con sumo cuidado al fabricar estas juntas de unión en ángulo o biselado (unión de inglete) para proveer el 68 TABLA 434.6(a) COBERTURA MÍNIMA SOBRE TUBERÍAS ENTERRADAS Ubicación Para Excavación Normal, in. (mm) [Nota(1)] Para Excavación de Rocas que Requieran Voladura con Explosivos o Remoción por Métodos Equivalentes, in. (mm) Áreas industriales, comerciales, y residenciales Cruce de ríos y arroyos Zanjas de desagüe en caminos y ferrovías Cualquier otra área 36 (0.9) 48 (1.2) 36 (0.9) 30 (0.75) 24 (0.6) 18 (0.45) 24 (0.6) 18 (0.45) NOTA: (1) La cobertura mínima para tuberías que transportan dióxido de carbono, GLP, o anhídrido liquido de amoniaco debe ser: 48 pulg. (1.2 m) para excavaciones normales en áreas industriales, comerciales o residenciales, cruce de ríos y arroyos, y canales de drenaje en carreteras y ferrovías y de 36 in (0.9 m) para excavaciones normales en otras áreas. espacio y la alineación adecuadas, y efectuar soldaduras de penetración completa. 434.7.3 Curvas y Codos Producidos en Fábrica (a) Pueden usarse curvas soldadas de acero forjado hechas en fábrica y codos hechos en fábrica, si están sujetas a las limitaciones del párrafo 406.2.3, y los segmentos transversales cortados pueden usarse ahí mismo, para los cambios de dirección, siempre que la distancia medida a lo largo de la bifurcación, sea de por lo menos 2 in. (50 mm) en tuberías de tamaño NPS 4 y mayores. (b) Si el diámetro interno de tales accesorios difiere en más de 3/16 in. (5 mm) del diámetro de la tubería, los accesorios deben ser tratados como se indica en la Fig. 434.8.6(a)-(2), o se debe usar un niple de transición cuya longitud no sea menor que la mitad del diámetro de la tubería con un diseño aceptable de junta. 434.8 Soldadura 434.8.1 Aspectos Generales (a) Campo de Acción. La soldadura aquí descrita, se aplica a la soldadura de arco y de gas en tuberías de materiales tanto de acero forjado como colado, según se aplican en ductos de tubería y conexiones a equipos o aparatos. . Esto incluye juntas de tope en la instalación de la línea, válvulas, bridas, accesorios y otros equipos, y juntas con soldaduras de inglete en ramales de tubería, bridas de deslizamiento (slip-on), etc. No se aplica a la soldadura de juntas longitudinales o espirales en la fabricación de tubería, accesorios y válvulas, o a recipientes a presión o conjuntos manufacturados de acuerdo con el Código de Calderos y Recipientes a Presión de ASME, Sección VIII, Divisiones 1 o 2. (b) Condiciones para soldaduras. Las definiciones pertinentes a la soldadura tal como se usan en el presente Código, están 69 conforme con las definiciones normales establecidas por la Sociedad Americana de Soldadura y contenidas en ANSI/AWS A3.0 y API 1104. (c) Prácticas Seguras en Corte y Soldadura. Antes de cortar y soldar en áreas en las cuales exista una posible fuga, o la presencia de vapores o líquidos inflamables que constituyan un peligro de fuego o explosión, debe efectuarse una inspección completa para determinar si existe la presencia de algún gas combustible o líquido inflamable. El corte y soldadura solo deben comenzar cuando se garanticen condiciones seguras. 434.8.2 Procesos de Soldadura y Metal de Relleno. Las soldaduras deben realizarse con soldaduras de arco con metal protegido, soldadura de arco sumergida, soldadura de arco con tungsteno gaseoso, o soldadura de arco de gas-metal o procesos de oxiacetileno, usando una técnica de soldadura manual, semi- automática o automática, o una combinación de estas técnicas. . El metal de relleno debe cumplir con los requerimientos de API 1104. 434.8.3 Calificación de Soldadura (a) Antes de efectuar cualquier soldadura según el presente Código, debe establecerse el procedimiento de soldadura, el mismo que deberá ser calificado mediante pruebas para demostrar que las soldaduras efectuadas tengan las propiedades mecánicas adecuadas y que pueden producirse continuamente y bajo buenas condiciones de terminado. Deberá calificarse cada procedimiento de soldadura y cada soldador u operador debe estar calificado según API 1104, o Sección IX del Código ASME de Calderos y Recipientes de Presión. El procedimiento de soldadura debe ser observado y cumplido durante toda la soldadura efectuada bajo el presente Código. (b) API 1104 y la Sección IX del Código de ASME para Calderos y Recipientes a Presión, contienen secciones tituladas “Variables Esenciales” aplicables a procedimientos de soldadura y también a los soldadores. Estas deben ser observadas, exceptuando que para los propósitos del presente Código, todos los aceros al carbono que tienen un contenido de carbono que no exceda 0.32% (análisis de calor) y un carbono equivalente a (C + 1/4 Mn) sin exceder 0.65% (análisis de calor) son considerados como aceros que están dentro de los límites de los materiales listados como P1, en la Sección VIII, División 1 o 2. o Sección IX. Los aceros de aleación que tienen características de soldadura similares a estos aceros al carbono, deben ser soldados, precalentados, y tratados con calor después de la soldadura, como está prescrito para tales aceros al carbono. (c) Deben realizarse pruebas para re- calificar a los soldadores, si existe alguna razón especifica para dudar de las habilidades del soldador, o si éste no está acostumbrado a cierto proceso de soldadura (por ejemplo arco o gas} por un período de 6 meses o más. (d) Registros de Clasificación. El procedimiento de soldadura seguido durante las pruebas de clasificación debe ser registrado y archivado en detalle. Los registros de las pruebas que establecen la clasificación de un procedimiento, deben ser retenidos mientras ese proceso esté vigente. Un registro de los soldadores calificados, que muestre la fecha y los resultados de las pruebas, debe ser retenido durante la construcción y hasta seis meses después. (e) La empresa operadora, es la responsable de la calificación de los procesos y de los soldadores. 434.8.4 Normas de Soldadura. Todas las soldaduras hechas bajo este código deben realizarse siguiendo una especificación que comprenda los requerimientos mínimos de este código y debe tomar en cuenta los requerimientos de API 1104 excepto según se muestra en los párrafos. 434.8.3(a) y (b). 434.8.5 Calidad de Soldadura (a) Métodos de Inspección. 70 (1) La calidad de la soldadura debe ser revisada con métodos que no sean destructivos o removiendo juntas acabadas seleccionadas y designadas por el Inspector para pruebas destructivas. (2) Las inspecciones no destructivas deben consistir en inspecciones mediante examen radiográfico u otros métodos aceptables. El método usado debe tener la capacidad de producir la detección o indicación de posibles defectos, los cuales puedan ser interpretados y evaluados con precisión. La inspección radiográfica, cuando se la emplee, deberá cumplir con los requerimientos indicados en “Procedimiento Radiográfico” de API 1104. Las soldaduras se deberán evaluar sobre la base del párrafo 434.8.5(b). (3) Para ser aceptables, las uniones o juntas soldadas acabadas que hayan sido removidas para una inspección destructiva, deben satisfacer los requerimientos de API 1104 para Clasificación de Soldadores Mediante Pruebas Destructivas. No se deberán usar métodos de prueba de trepanación. (4) Cuando la línea vaya a ser operada con tensiones de aro mayores al 20% de la resistencia mínima a la fluencia especificada para la tubería, algunas soldaduras de vuelta entera deben ser inspeccionadas. Como un mínimo, 10% de las soldaduras terminadas en un día deben ser seleccionadas al azar por la empresa operadora y deben ser inspeccionadas. La inspección deberá realizarse mediante radiografías ú otro método no destructivo aceptado (se exceptúa la inspección visual). Cada junta inspeccionada debe ser examinada en toda su circunferencia. En las siguientes situaciones o condiciones, todas las soldaduras de vuelta entera de la línea de tubería deben ser inspeccionadas por completo. Si algunas de las soldaduras de vuelta entera son inaccesibles, deben ser inspeccionadas un mínimo de 90% de las juntas soldadas. (a) dentro de áreas pobladas, tales como subdivisiones residenciales, centros comerciales, y áreas designadas como comerciales o industriales; (b) cruces de ríos, lagos y arroyos, dentro del área sujeta a inundaciones frecuentes, y cruces de ríos, lagos y arroyos en puentes; (c) derechos de vía de carreteras o de ferrovías, incluyendo túneles, puentes, y cruces elevados sobre ferrovías o carreteras; (d) aguas costeras de costa fuera y del litoral; (e) soldaduras circunferenciales antiguas, en tubería usada; (f) soldaduras de vuelta entera de sujeción, que no se hayan probado hidrostáticamente en conformidad con el párrafo 437.4.1. (b) Normas para Aceptación. Son aplicables las normas de aceptabilidad por penetración inadecuada de soldadura y fusión incompleta, quemaduras que traspasan la pared, inclusión de escoria, porosidad o bolsas de aire, fisuras, acumulación de discontinuidades y cortado insuficiente, según se registran bajo “Normas de Aceptación – Pruebas no Destructivas" en API 1104, que son aplicables para la determinación del tamaño y del tipo de discontinuidades localizadas por inspección visual, radiografías, ú otros métodos no destructivos. Estas normas no deben ser usadas para determinar la calidad de las juntas soldadas que estén sujetas a inspecciones destructivas. 434.8.6 Tipos de Soldaduras, Diseño de Uniones y Niples de Transición (a) Soldaduras a Tope. Las juntas o uniones soldadas a tope, pueden ser de tipo de “v” simple, doble “v” u otro tipo adecuado de acanaladura. Los diseños de junta que se muestran en la Fig. 434.8.6(a)- (1), son combinaciones aplicables de estos detalles de diseño de juntas, se recomiendan para extremos de igual espesor. La transición entre extremos de espesor desigual, puede lograrse mediante biselados 71 FIG. 434.8.6(a)-(1) DISEÑO ACEPTABLE DE UNIÓN SOLDADA A TOPE PARA TUBERÍAS CON PAREDES DE ESPESORES IGUALES 72 FIG. 434.8.6(a)-(2) DISEÑO ACEPTABLE DE UNIÓN SOLDADA A TOPE PARA TUBERÍAS CON PAREDES DE ESPESORES DESIGUALES 73 NOTAS GENERALES: (a) Los bosquejos en la Fig. 434.8.6(a)-(2) ilustran preparaciones aceptables para unir extremos de tubería que tengan espesores de pared diferentes y/o materiales con mínimas tensiones de fluencia especificadas distintas para la soldadura a tope. (b) El espesor de pared de las tuberías que van a ser unidas, mas allá del área de diseño de junta, deben cumplir con los requisitos mínimos del presente Código. (c) Cuando las mínimas tensiones a la fluencia especificadas de las tuberías a ser unidas sean diferentes, el metal de depósito de la soldadura, deberá tener propiedades mecánicas por lo menos iguales a las de la tubería que presente la tensión mayor. (d) La transición entre extremos de espesor desigual puede ser alcanzada biselando o soldando como se ilustra, o mediante el uso de un niple de transición prefabricado, con una longitud que no sea menor a la mitad del diámetro de la tubería. (e) Se deberán evitar ranuras agudas o acanaladuras en los extremos de la soldadura, donde se une a una superficie inclinada. (f) Para unir tuberías de espesores de pared desiguales, pero con la misma mínima tensión de fluencia especificada, se aplican las reglas que se dan aquí, excepto que no hay un ángulo límite mínimo para el biselado. (g) Se deberá usar la altura o garganta efectiva de soldadura t w , para determinar los requerimientos del tratamiento de calor post- soldadura. DIÁMETROS INTERIORES DESIGUALES (1) Si los espesores nominales de pared de los extremos de las tuberías a ser unidas no varían por más de 3/32 in. (2.5 mm), no es necesario efectuar ningún tratamiento especial, siempre y cuando con la soldadura se consiga buena penetración y unión. Ver bosquejo (a). (2) Cuando la diferencia nominal interna sea mayor a 3/32 in. (2.5 mm) y no haya ningún acceso al interior de las tuberías para poder soldarlas, la transición debe realizarse con un corte biselado en el extremo interno de la tubería más gruesa. Ver bosquejo (b). El ángulo de biselado no debe ser mayor a los 30º ni menor de 14º. (3) Para tensiones de aro de más del 20% de la mínima tensión de fluencia especificada de la tubería, donde la diferencia interna nominal sea mayor a 3/32 in. (2.5 mm), pero que no exceda de la mitad del espesor de pared de la tubería más delgada, y se tanga acceso al interior de la tubería para soldarla, la transición podrá hacerse con una soldadura biselada. Véase el esquema (c). El tope de la tubería más gruesa deberá ser igual a la diferencia de espesores más el tope de la tubería que se conecta. (4) Cuando la diferencia interna nominal es mayor a una mitad del espesor de pared de la tubería más delgada, y se tiene acceso al interior de la tubería para efectuar la soldadura, la transición puede efectuarse con un corte biselado en el extremo interior de la tubería más gruesa [véase el esquema (d)], o mediante una combinación de soldadura biselada a una mitad del espesor de la pared del tubo más delgado y un corte biselado desde ese punto [véase el esquema (d)]. DIÁMETROS EXTERNOS DESIGUALES (5) Donde la diferencia externa no excede la mitad del espesor de pared de la tubería más delgada, la transición puede realizarse con soldadura, [véase el esquema (e)] siempre y cuando el ángulo de elevación de la superficie de la soldadura no exceda 30° y que los dos extremos estén apropiadamente fundidos. (6) Donde exista una desigualdad externa que excede la mitad del espesor de pared de la tubería más delgada, esa porción de desigualdad tal porción que excede la mitad del espesor de pared de la tubería más delgada debe ser biselada. Ver bosquejo (f). DIÁMETROS INTERIORES Y EXTERNOS DESIGUALES (7) Donde existan diferencias tanto interna como externa, el diseño de la junta soldada, debe ser una combinación de los bosquejos (a) hasta (f) Véase el bosquejo (g). Se debe prestar particular atención a al alineamiento apropiado bajo estas condiciones. FIG. 434.8.6(a)-(2) DISEÑO DE JUNTAS CON SOLDADURA DE TOPE ACEPTABLES PARA ESPESORES DE PAREDES DESIGUALES (CONTINUACIÓN) 74 o soldaduras, como se muestra en la Figura 434.8.6(a)-(2) o por medio de un niple de transición prefabricado, que no tenga una longitud menor a una mitad del diámetro de la tubería, con diseños de junta diseñados según se ilustra en la Fig. 434.8.6(a)-(2). (b) Soldaduras de Inglete. Las soldaduras de inglete pueden ser cóncavas hasta ligeramente convexas. El tamaño de una soldadura de inglete se expresa como la longitud del lado del mayor triángulo isósceles recto inscrito, como se muestra en la Fig. 434.8.6(b), que cubre los detalles de unión con las bridas. (c) Soldaduras por Puntos. La soldadura por puntos deben realizarla soldadores calificados, al igual que todas las demás soldaduras. 434.8.7 Extracción o Reparación de Defectos. (a) Quemaduras de Arco. Las quemaduras de arco pueden causar concentraciones de tensiones considerables en las líneas de ductos y deben ser prevenidas o eliminadas. La muesca metalúrgica causada por una quemadura de arco debe ser removida por desbastado, siempre y cuando esta acción no reduzca el espesor de pared a menos del mínimo permitido por las especificaciones del material. Después que las evidencias visibles de la quemadura de arco hayan sido removidas por desbastado, hay que limpiar la superficie con una solución que contenga 20% de persulfato de amoniaco. Una mancha teñida de negro es una evidencia de una muesca metalúrgica, e indica que se tiene que seguir desbastando. Si el espesor de pared resultante después de haber desbastado es menor que el que es permitido por las especificaciones del material, ésta porción de la tubería debe ser removida en forma de cilindro. Se prohíbe efectuar parchado con inserciones o tejos. (b) Defectos de Soldadura. Las autorizaciones para la reparación de soldaduras, extracción y reparación de defectos de soldadura, y pruebas de las reparaciones deben estar en acuerdo con API 1104. (c) Defectos de la Cañería. Partes laminadas, extremos separados, u otros defectos en la tubería, deben ser reparados o removidos de acuerdo con el 434.5(b). 434.8.8 Temperatura de Precalentamiento y Temperatura de Entre-Paso. (a) Los aceros al carbono que tengan un contenido de carbono especificado en exceso del 0.32% (por análisis de calor) o un carbono equivalente a ( C + 1/4 Mn) en exceso a 0.65% (por análisis de calor) deben ser precalentados. Pudiera también requerirse el precalentamiento para los aceros que tienen bajo contenido de carbon o carbono equivalente cuando existen condiciones, que ya sea limitan la técnica de soldadura que puede usarse o tienden a afectar adversamente la calidad de la soldadura. Pudiera también requerirse el control de la temperatura de entre-paso. (b) Cuando se sueldan materiales que no son iguales y que tienen diferentes requerimientos de precalentamiento, el material que requiera un mayor precalentamiento debe gobernar. (c) Se puede lograr el precalentamiento mediante cualquier método adecuado, siempre y cuando el mismo sea uniforme y que la temperatura no baje de la mínima temperatura prescrita durante la operación de soldadura. (d) La temperatura de precalentamiento debe ser inspeccionada con el uso de crayones indicadores de temperatura, pirómetros de termocupla, u otros métodos adecuados para asegurar que la temperatura requerida se alcance antes y se mantenga durante la operación de soldadura. 434.8.9 Aliviado de Tensiones (a) Las soldaduras deben ser aliviadas de tensiones cuando la garganta de la soldadura efectiva [véase la Fig. 434.8.6(a)-(2)] exceda 1.1/4” (32 mm) a no ser que se pueda demostrar mediante pruebas de calificación para procedimientos de soldadura, usando materiales con una garganta de soldadura 75 efectiva que sea igual o mayor que la soldadura producida, que no es necesario aplicar el aliviado de tensiones. Las soldaduras en aceros al carbono con gargantas efectivas de soldadura por encima de 1.1/4” (32 mm) hasta e incluyendo 1.1/2” (38 mm) pueden quedar exentas de alivio de tensiones, si es que se usa una temperatura mínima de precalentamiento de 200 °F (93°C). Pudiera que se requiera el aliviado de tensiones con gargantas de soldadura efectivas que sean más delgadas, cuando los materiales, los productos consumibles de soldadura, el proceso de soldadura, los líquidos transportados, o la temperatura, lo hagan necesario. El espesor a ser usado para determinar los requisitos de alivio de tensión en conexiones de ramales o bridas de deslizar, debe ser el espesor de la tubería o ducto principal. (b) En las soldaduras de unión de materiales diferentes, si uno de los materiales requiere alivio de tensiones, la unión también necesitará alivio de tensiones. 434.9 Uniones En el caso de los espacios que se dejan en la construcción de una línea de tubería continua en puntos tales como cruces de ríos, canales, carreteras, o rieles, se requieren consideraciones especiales para la alineación y la soldadura. Se deberá tener suficiente equipo disponible y se debe cuidar que la línea no vaya a ponerse bajo esfuerzos o tensiones ni vaya a ser dañada para lograr la alineación apropiada. 434.10 Bajado de la Línea dentro de la Zanja Es muy importante tratar de minimizar las tensiones impuestas a la línea de tubería cuando esté siendo construida. La línea debe entrar en la zanja sin el uso de fuerzas externas para que ésta se mantenga en su lugar hasta que finalice el relleno. Cuando la tubería se baje a la zanja, debe ejercerse mucho cuidado para no imponer demasiada tensión en la tubería. Pueden usarse bucles de expansión para contrarrestar el efecto de dilatación y contracción, donde las condiciones de tendido permitan el uso de tales sistemas. 434.11 Relleno El relleno debe ser realizado de manera que se dé soporte firme a la tubería. Cuando se encuentran piedras grandes en el material de relleno de la zanja, se debe tener mucho cuidado para prevenir daños a la línea y el revestimiento de la misma, usando diferentes métodos, tales como materiales de protección, o iniciando el relleno con material que no contenga rocas. Cuando la línea esté inundada, se debe tener cuidado para que la línea no vaya a flotar en la parte inferior de la zanja antes de efectuar el relleno. 434.12 Restauración del Derecho de Vía y Limpieza Final Para estas operaciones, se deben seguir buenas prácticas de construcción, poniendo énfasis en la seguridad pública y privada. 434.13 Cruces Especiales Los cruces de agua, ferrovías, y carreteras requieren consideraciones específicas que no están mencionadas en las normas, debido a todas las variaciones que se dan en los diseños básicos. La empresa dueña de la línea de tubería, debe conseguir permisos especiales para este tipo de cruces. El diseño debe emplear buenas prácticas de ingeniería y buenas prácticas de trabajo de línea, para minimizar los peligros y teniendo la debida consideración por la seguridad del público. La construcción debe ser organizada de manera que no haya muchas interferencias con él tráfico o las actividades de los propietarios de los terrenos. Deben realizarse esfuerzos adecuados para determinar el lugar donde se encuentran las líneas enterradas, líneas de servicios públicos, y otras estructuras subterráneas. Los propietarios de cualquier estructura que sea afectada deben ser informados por anticipado sobre las futuras construcciones, de manera que ellos puedan prepararse para operar con los percances y puedan enviar un representante a la construcción del cruce. 76 Fig. 434.8.6 (b ) DETALLES RECOMENDADOS EN UNIONES DE BRIDAS 77 434.13.1 Cruces de Agua. Los cruces de ríos, arroyos, lagos, y los cuerpos interiores de agua son problemas individuales, y el proyectista debe investigar la composición de los suelos, variación en las riberas, velocidad del agua, erosión, y problemas especiales en las estaciones lluviosas. El proyectista debe determinar si el cruce debe ser debajo del agua, por encima en un puente de suspensión, o soportado (apoyado) en un puente adyacente. Los factores que controlen el diseño y la construcción, deben ser la continuidad de operación y la seguridad del público.. Cuando sea requerido, deben prepararse planos y especificaciones detalladas, tomando en cuenta éstas y otras consideraciones especiales o regulaciones impuestas por el cuerpo regulador. (a) Construcción Debajo del Agua. Los planos y especificaciones deben describir la posición de la línea de tubería, mostrando la relación de la línea con el fondo natural y la profundidad por debajo del nivel del agua cuando sea aplicable. Para satisfacer las condiciones impuestas en el párrafo 434.13.1, pueden especificarse tuberías con paredes más gruesas. El acercamiento y la posición de la tubería en las riberas son importantes, así como la posición de la línea por debajo del fondo. Debe prestarse especial atención a la profundidad de cobertura y otros métodos para proteger la línea en zonas de oleaje. Deberá prestarse especial atención al revestimiento de protección y al uso de encamisado de hormigón, o la aplicación de pesos de tubería (para hundirla en el río). Se deberá proveer sistemas de inspección completa. Se deberán tomar precauciones durante la construcción para limitar las tensiones por debajo del nivel que peda producir el pandeo o colapso debido a que el ducto de tubería pudiera hallarse fuera de redondez, una vez completado. 434.13.2 Estructuras Suspendidas (Puente Colgante). Estas estructuras usadas para suspender líneas, deben ser diseñadas y construidas sobre las base de principios tradicionales de ingeniería y acatando las regulaciones o restricciones del cuerpo regulador que tenga jurisdicción. Deben prepararse planos y especificaciones detalladas en los casos en que sea requerido hacerlo y se deben prever inspecciones adecuadas para asegurarse el cumplimiento de las mismas. 434.13.3 Líneas Adosadas a Puentes. Este tipo de cruces, involucran requerimientos especiales que deben ser tomados en cuenta. Debe considerarse el uso de tuberías de acero liviano y de mayor resistencia, un diseño apropiado de la instalación de soportes o colgadores, y protección especial para prevenir o evitar el daño que puedan provocar los elementos del puente, así como el tráfico de aproximación. Cualesquiera restricciones que se hayan convenido, deberán hallarse contenidas en detalle, en las especificaciones. Los inspectores deberán asegurarse de que estos requerimientos sean cumplidos. 434.13.4 Cruces de Carreteras y Vías Férreas. (a) La seguridad del público en general y la prevención de daños a la línea de tubería, debido a su situación son consideraciones de importancia principal. La gran variedad de tales cruces impide que se puedan dar estándares de diseño. Las especificaciones de construcción deben cubrir el procedimiento para tales cruces, basadas en los requisitos de la situación específica. (b) Es preferible instalar las tuberías sin caño de encamisado (casing). Si se instalan tuberías de encamisado, la instalación debe hacerse de acuerdo con API RP 1102. Tal como se especifica en el párrafo 461.1.2(f), si se usa cañería de encamisado, la tubería portadora, protegida por material de forrado o revestimiento, debe hallarse independientemente soportada por fuera de cada extremo del casing o camisa y debe estar aislada de la camisa o casing a lo largo de toda la sección de tubería doble, y los extremos del casing deben ser sellados con 78 un material durable y que no conduzca la electricidad. (c) La suma de las tensiones circunferenciales debidas a las presiones internas de diseño y cargas externas sobre la línea instalada bajo ferrovías o carreteras sin el uso de casing, no deberá exceder las tensiones circunferenciales permisibles anotadas en el párrafo 402.3.2(e). 434.14 Construcciones Costa Fuera y en Aguas Costeras de Litoral. Los planos y las especificaciones deben describir la alineación de la línea de oleoducto o gasoducto, la profundidad bajo el nivel del agua, el nivel debajo del fondo si es enterrada. Debe darse especial consideración a la profundidad de cobertura y a otros medios de cubrir la línea en zonas de oleaje. Debe darse consideración al uso de revestimientos para dar peso, anclas, u otras maneras de mantener la posición de la tubería bajo las condiciones anticipadas de flotabilidad y movimiento del agua. Debe efectuarse una inspección completa de la construcción. Deben tomarse precauciones especiales durante la construcción, para limitar los esfuerzos bajo el nivel del agua que podrían producir pandeo o colapso debido a tubería completada que se halle fuera de condiciones de redondez. Podrá usarse la API RP 1111 como una guía. 434.15 Válvulas de Bloqueo y Aislamiento 434.15.1 Aspectos Generales (a) Estas válvulas deben ser instaladas para limitar el peligro y el daño por descargas accidentales y para facilitar el mantenimiento del sistema de tuberías. (b) Las válvulas deben estar situadas en lugares accesibles, protegidas de daños o la acción de intrusos o saboteadores, y adecuadamente soportadas para evitar asentamientos diferenciales o el movimiento de las tuberías unidas. En los sitios en que exista un dispositivo operativo para abrir o cerrar la válvula, el mismo debe estar protegido y solo debe ser accesible al personal autorizado. (c) Las válvulas de tubería de plataformas mar adentro, deben ser ubicadas de manera que se tenga fácil acceso para permitir el aislamiento del sistema de ductos. (d) Las válvulas sumergidas de líneas de tubería, deben ser marcadas o señaladas mediante técnicas topográficas para facilitar su rápida ubicación cuando sé requiera efectuar la operación. 434.15.2 Válvulas de Línea Principal. (a) Las válvulas de bloqueo de la línea principal deben ser instaladas en el lado de aguas arriba de los cruces de ríos importantes y reservorios de suministro de agua para el público. (b) Debe instalarse una válvula de bloqueo de línea principal en las estaciones de bombeo de la línea principal, una válvula de bloqueo o de retención (donde resulte aplicable para minimizar el flujo inverso en los ductos) debe ser instalada en otras localidades, dependiendo de las características del terreno. En áreas industriales, comerciales y residenciales donde las actividades de construcción pueden representar daños externos a la línea principal, deben tomarse previsiones para que haya el espaciamiento apropiado y la adecuada ubicación de válvulas dependiendo del líquido que se esté transportando. (c) Una válvula de bloqueo de operación remota de la línea principal, debe ser provista en las instalaciones de oleoductos que se controlen remotamente para poder aislar segmentos de la línea. (d) En los sistemas de tubería que transportan GLP o anhídrido de amoniaco líquido, deben instalarse válvulas de retención donde sea aplicable, junto con cada válvula de bloqueo para proveer el bloqueo automático del flujo inverso que puede ocurrir en el sistema. (e) Para poder facilitar el control operativo, limitar la duración de un paro, y para hacer fáciles y rápidas las reparaciones, 79 se deben instalar válvulas de bloqueo de la línea principal, aproximadamente a cada 7.5 millas (12 km) de distancia, para los sistemas de tubería que transporten anhídrido liquido de amoniaco en áreas industriales, comerciales y residenciales. 434.15.3 Estación de Bombeo, Estaciones de Almacenamiento (Playas de Tanques) y Válvulas Terminales. (a) Las válvulas deben ser instaladas en la succión y en la descarga de las estaciones de bombeo; de esta manera la estación puede ser aislada de la línea u oleoducto. (b) Las válvulas deben ser instaladas en las líneas que entran o salen de las estaciones de almacenamiento (playas de tanques) o terminales, en ubicaciones convenientes, de manera que la estación de almacenamiento o terminal, puedan ser aisladas de otras instalaciones, tales como el ducto principal, múltiples de conexión (manifolds) o estaciones de bombeo. 434.16 Conexiones a las Líneas Principales En los sitios donde se empalman las conexiones a las líneas principales, tales como ramales, desvíos (by pass), válvulas de alivio, venteos, etc., estas deben realizarse de acuerdo con el párrafo 404.3.1. Cuando estas conexiones o empalmes son hechos en líneas revestidas, todo el revestimiento dañado debe ser eliminado y reemplazado por material nuevo de acuerdo con el párrafo 461.1.2(h). Este revestimiento de protección debe incluir los accesorios y empalmes. 434.17 Trampas de Chanchos Raspa- tubos 434.17.1 Estas trampas deben ser instaladas si se consideran necesarias para una buena operación. Todas las tuberías, válvulas, estructuras complementarias y cierres, deben estar conforme con las secciones apropiadas del presente Código. 434.17.2 Cuando se requiera, las trampas de chanchos en terminales de líneas principales y las que estén instaladas en la tubería de conexión o de múltiples de conexión (manifolds), deberán ser ancladas al piso con anclajes adecuados de concreto enterrado cuando se requiera, y deben ser soportadas adecuadamente por encima del suelo para evitar que las tensiones de la línea, debidas a la dilatación y contracción se transmitan a las instalaciones conexas. 434.17.3 Las trampas para chanchos y sus componentes deben ser ensamblados de acuerdo con el párrafo 435, y probadas con los mismos limites de presión que las de la línea principal. Véase el párrafo 437.4 434.18 Marcadores de Línea Deben instalarse marcadores adecuados indicando la ubicación de la línea de gasoducto ú oleoducto, advirtiendo precaución para la protección de la línea, el público, y las personas que realizan los trabajos en el área, sobre cada línea, a cada lado de los cruces de caminos, carreteras, ferrovías y arroyos. No se requieren marcadores para los oleoductos de costa fuera. Los marcadores, deberán instalarse a cada lado de los cruces de vías o canales navegables, de acuerdo con los requerimientos de las agencias regulatorias. Podrá usarse como una guía de orientación el API RP 1109. 434.19 Control de Corrosión La protección contra la corrosión externa e interna de las tuberías ferrosas y los demás componentes, deben estar en conformidad con las indicaciones del Capitulo VIII. 434.20 Construcción de Estaciones de Bombeo, Estaciones de Almacenamiento, y Terminales 434.20.1 Aspectos Generales. Todo trabajo de construcción realizado en estaciones de bombeo, estaciones de almacenaje, terminales, instalaciones de equipo, tuberías, e instalaciones asociadas, debe realizarse bajo especificaciones de construcción. Tales especificaciones deben 80 cubrir todas las fases del trabajo bajo contrato y debe estar en suficiente detalle como para asegurar que se cumplan los requerimientos del presente Código. Tales especificaciones deben incluir detalles específicos sobre las condiciones de suelo, fundaciones y trabajo de hormigonado, fabricación de acero, tuberías, soldaduras, equipos y materiales, y todos los factores de construcción que contribuyan a la seguridad y las buenas prácticas de ingeniería. 434.20.2 Ubicación. Las estaciones de bombeo, estaciones de almacenamiento y terminales, deben ser ubicadas en la propiedad del oleoducto, sea esta pagada por derechos de dominio o de arrendamiento, para asegurarse que se esté aplicando las medidas de seguridad adecuadas. Las estaciones de bombeo, tanques, o terminales deben ser ubicadas a distancia prudente de otras propiedades que no estén bajo el control de la empresa, para minimizar la posible transmisión de fuego (incendios) desde las estructuras de las propiedades adyacentes. Deben tomarse similares precauciones a sU ubicación relativa con respecto a los múltiples de conexión (manifolds) de la estación, tanques, instalaciones de mantenimiento, viviendas del personal, etc. Debe dejarse suficiente espacio abierto alrededor de los edificios y múltiples de conexión (manifolds) para permitir el acceso de los equipos de mantenimiento y los equipo para extinción de incendios. La estación, el patio de tanques (almacenamiento), o la terminal deben estar rodeados por un enmallado o cerca para minimizar el ingreso indebido de extraños, y los caminos y portones deben estar localizados de manera que se tengan acceso y salida fáciles desde y hacia las instalaciones. 434.20.3 Instalación de Edificios. Los edificios deben haberse ubicado y construido para cumplir con los planes y especificaciones detalladas. La excavación, la construcción de las fundaciones y la erección del edificio deben ser realizadas por personal que esté familiarizado con la respectiva fase del trabajo, y todo el trabajo debe ser hecho de una manera segura y con esmero. Se deben efectuar inspecciones para asegurarse que se cumplan los requerimientos de los planos y las especificaciones. 434.20.4 Equipos de Bombeo y Equipos Motrices Principales. La instalación de equipo de bombeo y los motores para máquinas, debe estar basada sobre planos y especificaciones detalladas que hayan tomado en cuenta las variables de las condiciones locales del suelo, su utilización, y la disposición del equipo para permitir una óptima facilidad de operación y de acceso para mantenimiento. 434.20.5 Tuberías en Estaciones de Bombeo, Zonas de Almacenamiento y Terminales. Todas las tuberías, incluyendo aunque no limitándose a las interconexiones con la unidad principal, múltiples de conexión (manifolds), trampas de rasca- tubos, etc., que puedan estar expuestas a la presión de la línea principal, deben ser construidas de acuerdo con las normas de soldadura (véase el párrafo 434.8), requisitos de control de corrosión (véase el Capítulo VIII), y otras practicas del presente Código. 434.20.6 Controles y Equipo de Protección. Se deberán instalar controles de presión y equipo de protección, incluyendo dispositivos limitadores de presión, reguladores, controles, válvulas de alivio, y otros dispositivos de seguridad, tal como se muestre en los planos o según requerimiento de las especificaciones. Tales dispositivos deberán ser instalados por trabajadores competentes y habilidosos. La instalación debe realizarse con manipulación cuidadosa y con una mínima exposición de los instrumentos o dispositivos para evitar la acción de factores climáticos inclementes, polvo, o suciedad; para así evitar daños. Asimismo, las tuberías, ductos de cables (conduit), o anaqueles y soportes de montaje 81 no deben producir daños o causar distorsiones ni someter los instrumentos o dispositivos a tensiones o esfuerzos indebidos. Los instrumentos y dispositivos se deberán instalar de manera que puedan ser revisados sin provocar interrupciones indebidas de las operaciones. Después de la instalación, los controles y el equipo de protección, se deberán probar bajo condiciones que se aproximen a las de las operaciones reales, para asegurarse de su funcionamiento apropiado. 434.20.7 Protección contra Incendios. Cuando se provea protección contra incendios, la misma debe hallarse de acuerdo con las recomendaciones en ANSI/NFPA 30. Si los sistemas contra incendio instalados requieren el servicio de bombas contra incendio, la fuerza motriz de las mismas, debe ser producida por generadores diferentes a los utilizados para dar energía a la estación, de manera que no sean afectadas por el sistema de paro de planta por emergencias. 434.21 Tanques de Almacenamiento y Tanques Activos 434.21.1 Aspectos Generales. Todo el trabajo de construcción realizado en zonas de almacenamiento y de tanques activos y equipo auxiliar, ductos e instalaciones conexas, debe realizarse bajo especificaciones de construcción. Tales especificaciones deben cubrir todas las fases del trabajo bajo contrato, y deben tener un grado de detalle suficiente como para asegurar que los requerimientos del presente Código vayan a ser cumplidos. Tales especificaciones deberán incluir detalle específicos sobre las condiciones del suelo, fundaciones y trabajo de hormigón, fabricación y erección de tanques, tuberías, soldadura, equipos y materiales, diques, y todos los factores de la construcción que contribuyan a la seguridad y las buenas prácticas de ingeniería. 434.21.2 Ubicación (a) Las instalaciones de tanques deben ser ubicadas dentro de la propiedad de la empresa o dentro del terreno de concesión que tenga el oleoducto o gasoducto, para garantizar que puedan aplicarse precauciones de seguridad adecuadas. Las instalaciones de tanques, deben ubicarse dejando distancias libres desde las propiedades adyacentes que no estén bajo el control de la empresa, tales que permitan minimizar la transmisión de incendios desde estructuras que se encuentren en dichas propiedades. Deben tomarse precauciones similares para la ubicación relativa entre múltiples de conexión (manifolds) de la estación, equipo de bombeo, instalaciones de mantenimiento, viviendas del personal, etc. Debe dejarse suficiente espacio libre alrededor de los tanques y equipo asociado, como para permitir el acceso para mantenimiento y el equipo contra incendios. Las áreas de tanques deben hallar cercadas de manera que se minimice la invasión de personas no autorizadas, y los caminos y portones se deberán ubicar para facilitar el ingreso y egreso desde y hacia las instalaciones. (b) El espaciamiento en zonas de tanques debe estar gobernado por los requerimientos de ANSI/NFPA 30. 434.21.3 Tanques y Almacenamiento de Tuberías Según su Tipo (a) Los tanques para almacenamiento o manejo de crudo o productos de petróleo liquido y alcoholes líquidos que tengan presiones de vapor que se aproximen a la presión atmosférica, deben ser construidos de acuerdo con ANSI/API 650, API 12B, API 12D, API 12F, o estar diseñados y construidos de acuerdo con prácticas de ingeniería aceptadas y consideradas como buenas. (b) Los tanques para el almacenamiento o el manejo de productos de petróleo liquido y alcoholes líquidos que tengan presiones manométricas de vapor de 0.5 psi (0.035 bar) pero que no exceden 15 psi (1 bar) 82 deben ser construidos de acuerdo con ANSI / API 620. (c) Los tanques usados para el almacenamiento o manejo de líquidos que tengan una presión mayor a 15 psi (1 bar) deben ser diseñados y construidos de acuerdo con el diseño de constructores de tanques acreditados y con el Código de ASME para Calderos y Recipientes a Presión, Sección VIII, División 1 o División 2. (d) Los depósitos de tipo tubo enterrados, utilizados para el almacenamiento y manejo de petróleo líquido, alcoholes líquidos, o amoníaco anhidro líquido, deberán ser diseñados y construidos de acuerdo con los requerimientos del, presente Código para tuberías y componentes de tubería. 434.21.4 Fundaciones o Cimientos. Las bases para tanques deben ser construidas de acuerdo con planos y especificaciones que deberán tomar en cuenta las condiciones locales del suelo, tipo de tanque, uso y ubicación general. 434.21.5 Diques o Muros Corta Fuego. La protección de las estaciones de oleoducto, playas de tanques de almacenamiento, terminales, u otras instalaciones, por medio de diques y muros corta-fuego contra daños por incendios que provengan de instalaciones adyacentes, así como la protección del público en general, podrían indicar la necesidad de construir diques o muros corta-fuego alrededor de los tanques o entre los tanques y la estación o la terminal. En los sitios en que se requieran, los diques para tanques y muros corta-fuego, deben ser construidos para cumplir con los requerimientos de capacidad que se dan en ANSI/NFPA 30. 434.22 Instalaciones Eléctricas 434.22.1 Aspectos Generales. Las instalaciones eléctricas para iluminación, alimentación de corriente eléctrica, y para control deben ser efectuadas siguiendo especificaciones y planos detallados, y las instalaciones deben estar de acuerdo con los códigos aplicables al tipo especifico de circuito y la clasificación de áreas para instalaciones eléctricas. Deben proveerse inspecciones y todos los circuitos deben probarse antes de ponerlos en operación para asegurar que la instalación fue efectuada apropiadamente para otorgar seguridad continua tanto, para el personal como para los equipos. Las instalaciones deben hallarse de acuerdo con ANSI/NFPA 70 y API RP 500C. 434.22.2 Cuidado y Manejo de Materiales. Todo el equipo eléctrico e instrumentos deben ser manejados cuidadosamente y almacenados apropiadamente o encerrados, para prevenir daños, deterioro, o contaminación durante la construcción. Los componentes embalados no deben ser expuestos hasta que se requiera su instalación. Los equipos muy susceptibles a dañarse o a deteriorarse al ser expuestos a la humedad, deben ser adecuadamente protegidos con el uso de medios apropiados como ser cerramiento de película de plástico, desecantes o calefacción eléctrica. 434.22.3 Instalación. Las instalaciones de materiales eléctricos las deberán efectuar personal calificado que esté familiarizado con los detalles de aspecto eléctrico y los requerimientos de los códigos para dichas instalaciones. En todo momento se debe trabajar con cuidado para prevenir daños al aislamiento de los cables y los circuitos. Todas las instalaciones parciales deben ser protegidas contra posibles daños durante la construcción. El diseño de la instalación y las especificaciones deben tomar en cuenta la necesidad de receptáculos de cerramiento a prueba de polvo-y/o-humedad para los componentes especiales, tales como los interruptores pequeños, reguladores, y otros componentes electrónicos. En ningún caso se deben usar los marcos de motores eléctricos u otros equipos eléctricos, como 83 conexión a tierra para efectuar soldadura eléctrica. 434.23 Medición de Líquidos 434.23.1 Los medidores de desplazamiento positivo, medidores de turbina, o dispositivos equivalentes para medir líquidos, deben ser diseñados e instalados de acuerdo con el Manual de Normas API para Medición de Petróleo. 434.23.2 Deben tomarse medidas para permitir el acceso a estas instalaciones solamente a personal autorizado. 434.23.3 El armado de los componentes de las instalaciones de medición, deben estar de acuerdo con el párrafo 435. 434.24 Separadores y Filtros para Líquidos 434.24.1 Los separadores y filtros deben ser diseñados con las mismas limitaciones de presión y deben ser sujetos a las mismas presiones de prueba que el sistema de tuberías en el cual estén instalados. Asimismo, deben hallarse sujetados de tal manera que se eviten tensiones indebidas sobre el sistema de tuberías al que estén conectados. 434.24.2 La instalación y el diseño deben permitir fácil acceso para el mantenimiento y servicio a realizarse, sin interferencia con la operación de la estación. 434.24.3 El medio de filtración deberá tener un tamaño y una capacidad de retención suficiente, como para proteger completamente las instalaciones contra el ingreso de sustancias extrañas que sean perjudiciales. 434.24.4 El armado de los separadores y filtros y sus componentes deben estar de acuerdo con el párrafo 435. 435 ARMADO DE COMPONENTES DE TUBERÍA 435.1 Aspectos Generales El armado de los varios componentes de tubería, ya sea que se haga en un taller o en el campo, debe ejecutarse de tal forma que el sistema de tuberías completamente armado, cumpla con los requerimientos del presente Código y con los requerimientos específicos del diseño de ingeniería. 435.2 Procedimiento de Empernado 435.2.1 Todas las juntas con bridas deben ser montadas de forma que las caras de contacto de los elementos asienten uniformemente sobre las empaquetaduras, y que las mismas se ajusten con tensiones uniformes de los pernos. 435.2.2 Cuando se empernan las juntas de brida con empaquetaduras, la empaquetadura debe quedar adecuadamente comprimida de acuerdo con los principios de diseño aplicables al tipo de empaquetadura usada. 435.2.3 Todos los pernos o pernos prisioneros deberán pasar por completo a través de sus tuercas correspondientes. 435.3 Tuberías de Unidades de Bombeo 435.3.1 Las tuberías que van hacia las unidades de bombeo principales, deberán estar diseñadas y soportadas de tal manera que cuando sean ensambladas sobre las bridas de las bombas y válvulas, queden relativamente libres de tensiones y no añadan o aumenten tensiones o cargas al conjunto de la bomba. 435.3.2 El diseño y ensamblado deberán tomar en cuenta las fuerzas de dilatación y contracción para minimizar su efecto dentro del sistema ensamblado. 435.3.3 Todas las válvulas y los accesorios de las unidades de bombeo deben tener las mismas presiones admisibles requeridas para el trabajo de la línea con las presiones de operación. 84 435.3.4 Las soldaduras deben estar de acuerdo con el párrafo 434.8 de este Código. 435.3.5 Todas las uniones empernadas deben estar de acuerdo con el párrafo 435.2. 435.4 Sistemas de Conexión Múltiple (Manifolds) 435.4.1 Todos los componentes en el conjunto armado de un manifold, incluyendo las válvulas, bridas, accesorios, cabezales, y ensamblajes especiales, deben tener la capacidad de resistir las presiones operativas y los esfuerzos especificados para las tuberías de servicio a las que están conectados. 435.4.2 Los bancos de medición, circuitos de comprobación y trampas de chanchos, deben estar sujetos a los mismos requerimientos de ensamblaje que los múltiples de conexión (manifolds). 435.4.3 Los cabezales de manifold con salidas múltiples deben tener salidas diseñadas según se describe en el párrafo 404.3.1(b) y 404.3.1(e) y se ilustra en la Fig. 404.3.1(b)(3) y 404.3.1(d)(2), respectivamente. Los ensamblajes pueden efectuarse con el uso de guías mecánica para asegurar el correcto alineamiento de las salidas y las bridas con otros componentes. Las unidades prefabricadas, deberán ser aliviadas de tensiones antes de retirar la guía mecánica. 435.4.4 Los cabezales de múltiples de conexión (manifolds) ensamblados con tes de hierro forjado, accesorios, y bridas pueden ser ensamblados usando guías mecánicas para asegurar el alineamiento de los componentes. Se debe considerar el alivio de tensiones, una vez armados los conjuntos. 435.4.5 Todas las soldaduras en los múltiples de conexión (manifolds) y cabezales deben estar en conformidad con el párrafo 434.8. 435.4.6 El ensamblaje final de todos los componentes debe minimizar las tensiones residuales de armado. El ensamblaje completo debe estar adecuadamente soportado para permitir el máximo equilibrio posible y mínimas vibraciones. 435.5 Tuberías de Líneas Auxiliares para Petróleo Líquido, Dióxido de Carbono, Amoníaco Anhidro Líquido o Alcoholes Líquidos 435.5.1 Todas las tuberías auxiliares entre unidades principales y componentes auxiliares, deben ser ensamblados con un buen acabado y de acuerdo con el código aplicable. 435.5.2 Todas las líneas auxiliares soldadas deben ser ensambladas de acuerdo con los requisitos del presente Código, con disposiciones especiales según se requiera, para minimizar las tensiones remanentes de armado, y para dar el soporte adecuado o restricción de movimiento para minimizar la vibración. 85 ASME B31.4—Edición de 1992 436—436.5.1 CAPÍTULO VI INSPECCIÓN Y PRUEBAS 436 INSPECCIÓN 436.1 Aspectos Generales Las disposiciones de inspección para construcción de líneas de tubería e instalaciones complementarias, deberán ser adecuadas para asegurar el cumplimiento de los requerimientos de materiales, construcción, soldadura, ensamblaje, y pruebas del presente Código. 436.2 Calificación de Inspectores El personal de inspección deberá estar calificado por su entrenamiento y experiencia. Tal personal deberá ser capaz de realizar las siguientes servicios de inspección: (a) derecho de vía y trazado y construcción de pendientes; (b) cavado de zanjas; (c) inspección de alineamiento y de la superficie de la tubería; (d) soldadura; (e) revestimiento y/o encintado; (f) anclaje y bajado; (g) relleno y limpieza final; (h) pruebas de presión; (i ) servicios especiales para la prueba e inspección de instalaciones tales como la construcción de estaciones, cruces de ríos, instalaciones eléctricas, radiografiado del ducto, control de corrosión, etc., según sea requerido. 436.5 Tipo y Alcance de las Pruebas Requeridas 436.5.1 Visual (a) Materia (1) Todos los componentes de tubería deben ser inspeccionados visualmente, para asegurar que ningún daño mecánico haya ocurrido durante el despacho, transporte y manejo antes de ser conectados a los sistemas de tuberías. (2) Todas las tuberías deben ser inspeccionadas visualmente para descubrir cualquier defecto descrito en los párrafos. 434.5 y 434.8.7. (3) En sistemas dónde las tuberías sean telescópicas por grado, espesor de pared, o ambos, debe tenerse particular cuidado para asegurar una adecuada colocación de las tuberías. Deben mantenerse archivos permanentes que muestren la ubicación tal como se instaló cada grado, espesor de pared, tipo, especificación, y fabricante de la tubería. (b) Construcción (1) Deben realizarse inspecciones visuales para la detección de defectos de superficie para cada trabajo, justo antes de cualquier operación de revestimiento y durante las operaciones de bajada y relleno. (2) Las operaciones de limpieza deben ser inspeccionadas para verificar que se haya limpiado completamente la línea para proveer una superficie limpia en el interior de la tubería. (3) Antes de soldar, la línea debe ser examinada para asegurarse que tenga biseles libres de daños y el adecuado alineamiento del tramo. (4) La soldadura de un solo cordón, deberá ser examinada en particular para garantizar que no tengan rajaduras, antes de que se apliquen las corridas o cordones subsiguientes. 86 (5) La soldadura, una vez completada, debe ser limpiada e inspeccionada antes de las operaciones de revestimiento y las irregularidades que pudieran sobresalir a través del revestimiento deben ser eliminadas. (6) Cuando la tubería esté revestida, la inspección deben realizarse para determinar que la maquina de encintado no cause ranuras o acanaladuras perjudiciales en la superficie de la tubería. (7) Las raspaduras del revestimiento de tubería deben ser inspeccionadas antes de reparar el revestimiento, para verificar si la superficie de la tubería ha sido dañada. El revestimiento y la tubería dañados, se deberán reparar antes de que se baje la tubería dentro de la zanja. (8) Todas las reparaciones, cambios, o reemplazos de tuberías o elementos accesorios, deberán ser inspeccionados antes de que sean cubiertos (enterrados). (9) La condición de la zanja debe ser inspeccionada antes de que la línea sea bajada dentro de la misma, para asegurar la adecuada protección de la tubería y del revestimiento. (10) El ajuste o acomodado de la línea dentro de la zanja, debe ser revisado antes de las operaciones de rellenado. (11) Exceptuando las líneas que estén costa afuera, todas las operaciones de relleno de zanja deben ser inspeccionadas para asegurar la buena calidad del material de relleno y la compactación, la colocación de materiales para el control de erosión, y posibles daños al revestimiento de la tubería de línea. Para los oleoductos de costa fuera, se inspeccionará el relleno en los casos en que sea factible hacerlo. (12) Los cruces que utilicen tubería provista de camisa de revestimiento (tubo de protección), deben ser inspeccionados durante su instalación para determinar si es que la línea esta apoyada, sellada, y aislada del casing. (13) Se deberán hacer inspecciones concienzudas en los cruces de río, debe efectuarse un levantamiento topográfico y trazarse un perfil después de la construcción. (14) Todos los componentes fuera de la tubería, deben ser inspeccionados para asegurar que se hallen en buenas condiciones, estén libres de daños y se haya efectuado una instalación adecuada. 436.5.2 Tipos Suplementarios de Inspección (a) Se deberán efectuar pruebas de soldadura de campo y taller, de acuerdo con el párrafo 434.8.5. (b) La inspección radiográfica de las soldaduras se deberá realizar de acuerdo con el párrafo. 434.8.5. (c) Las tuberías revestidas o encintadas, deberán inspeccionar de acuerdo con el párrafo 461.1.2. 436.6 Reparación de Defectos 436.6.1 Los defectos de los ítems prefabricados y los de las paredes interiores de la tubería, deben ser reparados y eliminados de acuerdo con el párrafo 434.5. 436.6.2 Los defectos de soldadura deben ser reparados de acuerdo con el párrafo 434.8.7. 436.6.3 Las raspaduras, fallas o agujeros en la capa de revestimiento y otros daños del revestimiento se deberán reparar de acuerdo con el párrafo 461.1.2. 437 PRUEBAS 437.1 Aspectos Generales (a) Para poder cumplir con los requerimientos del presente Código, es necesario que se realicen pruebas cuando el sistema esté terminado y todos los componentes del sistema hayan sido instalados. Cuando se hace referencia en el presente Código a pruebas o porciones de pruebas descritas en otros códigos y especificaciones, los mismos deberán considerarse como si fueran parte del presente Código. 87 (b) Si se presentan fugas durante las pruebas, la sección de la línea o el componente afectado, debe ser reemplazado y probado nuevamente de acuerdo con este Código. 437.1.3 Prueba de Componentes Prefabricados (a) Los componentes prefabricados, tales como trampas de rasca- tubos, conexiones múltiples (manifolds), cámaras de volumen, etc., deben ser probados hidrostáticamente, con presiones iguales o mayores a las que se requieran para el sistema completado. Esta prueba puede realizarse en forma independiente para cada parte del sistema. (b) Cuando se prueban elementos prefabricados antes de su instalación, los párrafos aplicables de las especificaciones de las listas de la Tabla 423.1, serán los que tengan vigencia. 437.1.4 Pruebas Después de Ejecutar Construcciones Nuevas (a) Sistemas o Parte de Sistemas (1) Todos los sistemas de tuberías que transportan líquidos que se hallen en el campo de alcance de este Código, sin importar las tensiones, deberán ser probados después de su construcción. Los sistemas para dióxido de carbono deberán ser probados hidrostáticamente. (2) Los sistemas que vayan a ser operados con tensiones de aro mayores al 20% de la mínima resistencia a la fluencia especificada para la tubería, deben ser probados hidrostáticamente de acuerdo con el párrafo 437.4.1. (3) Los sistemas que vayan a ser operados con tensiones de aro mayores al 20% de la mínima resistencia a la fluencia especificada para la tubería, deberán ser sometidos a una prueba de fugas, de acuerdo con el párrafo 437.4.3 en lugar de la prueba hidrostática especificada en el párrafo 437.4.1. (4) Cuando se esté probando la tubería, en ningún caso deberá la presión de prueba exceder la presión de prueba estipulada en los estándares o normas de las especificaciones de los materiales (exceptuando la tubería) incorporadas en el presente Código por referencia y enlistadas en la Tabla 423.1 para el elemento más débil del sistema, o la porción del sistema que se esté probando. (5) Los equipos que no se vayan a someter a presión de prueba, se deberán desconectar de la tubería, o se deberán aislar de otra manera. Se podrán usar válvulas, si es que las válvulas incluyendo su mecanismo de cierre, son adecuados para la prueba de presión. (b) Pruebas de Elementos de Vínculo. Debido a que algunas veces es necesario dividir una línea en secciones de prueba e instalar cabezales de prueba, conectar tuberías, o instalar una sección de reemplazo probada con anticipación, no es necesario que las soldaduras de enlace sean sometidas a prueba; sin embargo, las soldaduras de enlace y las de vuelta entera que unen tramos de tubería de línea probados con anticipación, deben ser inspeccionadas mediante el método radiográfico, u otros métodos aceptados no destructivos, en conformidad con el párrafo 434.8.5(a)(4), si es que el sistema no se somete a prueba después de las conexiones de vínculo. Después de tal inspección, el tramo deberá ser recubierto e inspeccionado de acuerdo con el párrafo 461.1.2, antes de proceder al rellenado o entierro. (c) Controles de Pruebas y Equipo de Protección. Todos los controles y el equipo de protección, incluyendo los dispositivos limitadores de presión, reguladores, estabilizadores, válvulas de alivio, y otros dispositivos de seguridad. deben ser probados para determinar si es que se hallan en buenas condiciones mecánicas y tienen la adecuada capacidad, efectividad, y confiabilidad o validez de operación para el servicio en el cual se emplean; funcionando 88 a la presión correcta; y apropiadamente instalados y protegidos de materiales extraños u otras condiciones que pudieran evitar una operación apropiada. 437.4 Presión de Prueba 437.4.1 Prueba Hidrostática de Tubería Sometida a Presión Interna a) Las porciones de tubería que vayan a operar a mas del 20% de la mínima resistencia de fluencia especificada, deben ser sometidas en cualquier punto a una prueba hidrostática equivalente a no menos de 1,25 veces la presión interna de diseño (véase el párrafo 401.2.2), durante por lo menos 4 horas. Cuando las líneas se prueban a presiones que desarrollan tensiones de aro, sobre la base del espesor nominal de pared, en exceso del 90% de la mínima resistencia de fluencia de la tubería, se debe tener especial cuidado para no someter la tubería a sobre-esfuerzos por encima de su límite. (1) Aquellas porciones de los sistemas de tubería donde todos los componentes se inspeccionan visualmente durante la prueba para determinar que no hayan fugas, no necesitan mayores pruebas. En esto se podrá incluir tramos de tubería que se hayan probado previamente para usarlos como secciones de reemplazo. (2) En aquellas porciones de los sistemas de tubería que no se hayan inspeccionado visualmente durante la prueba, la prueba de estanqueidad o fugas, deberá ir seguida por una prueba de fugas, de presión reducida, equivalente a no menos de 1.1 veces la presión interna de diseño, durante no menos de 4 horas. (b) Podrá usarse el API RP 1110 como guía para la prueba hidrostática. (c) La prueba hidrostática debe realizarse con agua; excepcionalmente podrá usarse petróleo líquido que no se vaporice rápidamente, condicionado a que: (1) La sección de tubería no se halle costa fuera y se halle fuera de ciudades y otras áreas pobladas, y que todos los edificios que estén dentro de un radio de 300 ft (90 m) se hallen desocupados mientras la presión de la prueba es igual o mayor a la presión que produce tensiones de aro del 50% de la mínima resistencia a la fluencia especificada para la tubería. (2) La sección que esta siendo probada se mantenga bajo vigilancia contínua por parte de patrullas regulares de inspección durante la prueba; y que (3) La comunicación se mantenga a lo largo de la sección en prueba. (d) Si el medio de prueba usado en el sistema se somete a la dilatación térmica durante la prueba, deben tomarse medidas para poder aliviar el exceso de presión. Deberán tomarse en cuenta los efectos de los cambios de temperatura cuando se realice la interpretación de las presiones registradas en la prueba. (e) Después de la finalización de la prueba hidrostática, es importante en climas fríos que las líneas, válvulas, y los accesorios sean drenados completamente para evitar daños debidos a congelamiento. (f) Las líneas para dióxido de carbono, válvulas, y accesorios deben ser drenados y secadas antes de ponerlas en servicio para evitar la posibilidad de que se forme un compuesto corrosivo a partir del dióxido de carbono y el agua. 437.43 Pruebas de Fugas. Puede usarse una prueba de fugas, hidrostática o neumática con duración de 1 hora, para sistemas de tubería que vayan a operar con tensiones de aro de 20% o menores de la mínima resistencia a la fluencia especificada para la tubería. La presión de la prueba hidrostática no debe ser menor a 1.25 veces la presión interna de diseño. La presión manométrica de la prueba neumática debe ser 100 psi (7 bar), o aquella presión que produzca una tensión nominal de aro del 25% de la mínima tensión de fluencia especificada para la tubería de línea, la que sea menor entre las dos. 437.6 Pruebas de Calificación 89 En los casos en que se requieran pruebas registradas en otras secciones de este Código, se deberá usar el siguiente procedimiento: 437.6.1 Inspección Visual. Las tuberías usadas o nuevas a ser tendidas e instaladas deben ser inspeccionadas de acuerdo con el párrafo 436.5.1. 437.6.2 Propiedades de Doblado (a) Para tuberías de especificaciones desconocidas o de ASTM A 120, las propiedades de doblado se requieren si es que la mínima tensión de fluencia usada para el diseño se halle por encima de 24,000 psi (165 MPa), y después de que se haya identificado el tipo de uniones o juntas de acuerdo con el párrafo 437.6.4. Para tuberías NPS 2 y menores, las pruebas de doblado deben cumplir con los requisitos de ASTM A 53 o API 5L. Para tuberías mayores a NPS 2 en diámetro nominal, las pruebas de aplanamiento (flattening) deben cumplir con los requisitos ASTM A 53, API 5L, o API 5LU. (b) El número de pruebas requeridas para determinar las propiedades de doblado debe ser el mismo que el número de pruebas requerido por el párrafo 437.6.6, para determinar la tensión de fluencia. 437.6.3 Determinación del Espesor de Pared. Cuando no se conozca el espesor de pared, el mismo debe ser determinado midiendo el espesor en puntos que se hallen en los cuartos de uno de los extremos de cada tramo de tubería. Si se sabe que el lote de tuberías tiene grado, tamaño, y espesor nominal uniformes, las mediciones deben realizarse en no menos del 5% de las piezas o tramos individuales, aunque en no menos de 10 tramos; el espesor nominal de otros tramos, podrá ser verificado aplicando un calibrador fijado al espesor mínimo. Siguiendo a estas mediciones, se deberá tomar el espesor nominal de pared, como el siguiente menor espesor de pared nominal por debajo del promedio de todas las medias efectuadas, aunque en ningún caso mayor a 1.14 veces el mínimo espesor de todas las tuberías por debajo de NPS 20, y no mayor a 1.11 veces el mínimo espesor medido para todas las tuberías NPS 20 y mayores. 437.6.4 Determinación del Factor de Junta de Soldadura. Si es que se conoce el tipo de junta de soldadura longitudinal o en espiral, el factor de junta de soldadura E correspondiente (Tabla 402.43.3) puede ser usado. De otra manera, como se indica en la Tabla 402.4.3, el factor E no debe exceder 0.60 para tuberías NPS 4 y menores, o 0.80 para tuberías por encima de NPS 4. 437.6.5 Soldabilidad. En el caso de tuberías de acero de especificaciones desconocidas, la capacidad que tenga la cañería para que pueda soldársela, debe ser determinada de la siguiente manera. Un soldador calificado debe hacer una soldadura de vuelta entera o circunferencial. Esta soldadura debe ser probada de acuerdo con los requisitos del párrafo 434.8.5. La soldadura de calificación deberá ser efectuada bajo las condiciones más severas a las cuales quedarán sometidas las soldaduras en el campo, y usando el mismo procedimiento que el que vaya a usarse en el campo. La tubería se podrá considerar como soldable si los requerimientos del párrafo 434.8.5 se cumplen. Por lo menos una de tales pruebas deberá realizarse para cada tipo de tramo a ser usado según se muestra en la lista de líneas abajo. Mínimo Numero de Pruebas de Soldadura Tamaño Nominal de la Tubería Número de Tramos por Prueba Menos de 6 400 De 6 hasta 12 200 Mayor a 12 100 Todos los especímenes deben ser seleccionados al azar. 90 437.6.6 Determinación de la Tensión a la Fluencia. Cuando se desconozcan la mínima tensión de fluencia especificada, la mínima resistencia a la tracción, o el mínimo porcentaje de elongación de la tubería, las propiedades de las tensiones mecánicas, pueden ser establecidas de la siguiente manera. Efectuar todas las pruebas de resistencia a la tensión especificadas por API 5L o 5LU, exceptuando que el mínimo número de tales pruebas, deberá ser como se muestra debajo. Tamaño Nominal de la Tubería Numero de Tramos por Prueba Menos de 6 200 De 6 hasta 12 100 Mayor a 12 50 Todos los especimenes deben ser seleccionados al azar 437.6.7 Mínimo Valor de Tensión a la Fluencia. Para tuberías de especificaciones desconocidas, la mínima tensión de fluencia, puede ser determinada como sigue. Tómese el valor promedio de todas las pruebas de tensión de fluencia de un lote de tubería en prueba. La mínima tensión de fluencia debe ser tomada como el menor de los siguientes valores: (a) 80% del promedio de valores obtenidos con las pruebas de tensión de fluencia; (b) el mínimo valor de cualquier prueba de tensión de fluencia, excepto que en ningún caso se deberá tomar este valor como mayor a 52,000 psi (358 MPa); (c) 24,000 psi (165 MPa) si la relación promedio de fluencia – tensión excede de 0.85. 437.7 Registros Los registros relativos a diseño, construcción, y pruebas de cada línea principal dentro del campo de alcance del presente código, deberán mantenerse en los archivos de la empresa operadora Estos registros deberán incluir especificaciones de material; mapas de rutas y páginas de alineamiento para condiciones “as-built” (tal como se construyó), ubicación de cada tamaño de tubería, grado, espesor de pared, tipo de costura (si existe), y fabricante, revestimientos; información sobre pruebas; y para líneas de dióxido de carbono, requerimientos de ductilidad. Estos registros deben guardarse durante la vida útil de las instalaciones. Véase el párrafo 436.5.1(a)(3). 91 ASME B31.4—Edición de 1992 460—461.1.1 CAPÍTULO VII PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN ·Y· MANTENIMIENTO 450 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO QUE AFECTAN LA SEGURIDAD DE LOS SISTEMAS DE TUBERÍA PARA TRANSPORTE DE LÍQUIDOS 450.1 Aspectos Generales (a) No es posible prescribir en este Código una serie de procedimientos detallados para operación y mantenimiento que puedan cubrir todas las situaciones que puedan presentarse. Sin embargo, es posible que cada empresa operadora desarrolle sus procedimientos de mantenimiento y operación basada en las disposiciones del presente Código, y la experiencia de la empresa y el conocimiento de sus propias instalaciones y las condiciones bajo las cuales se efectúan las operaciones, las mismas que serán adecuadas desde el punto de vista de la seguridad pública. (b) Los métodos y procedimientos que aquí se establecen, sirven como una guía general, pero no liberan al individuo o a la empresa operadora de la responsabilidad de actuar en la forma más prudente que las circunstancias particulares reales aconsejen. (c) Se deberá reconocer que las condiciones locales (tales como los efectos de temperatura, características del contenido de la línea y la topografía) tendrán una influencia considerable en la forma de enfocar cualquier trabajo de mantenimiento o reparación. (d) Se deberán tener disponibles los equipos de seguridad adecuados para el uso del personal en todas las áreas de trabajo y en todas las instalaciones de operación en las que se transporte amoníaco anhidro líquido. Tales equipos de seguridad deberán incluir por lo menos lo siguiente: (1) máscara de gas para toda la cara (completa) con canastilla o receptáculo de cartucho para amoníaco anhidro; (2) máscara con fuente de aire independiente; (3) anteojos de protección de ajuste a presión, o protección de toda la cara; (4) guantes de protección; (5) botas de protección; (6) impermeable protector y/o pantalones de protección y chaqueta; (7) ducha de acceso fácil y/o por lo menos 50 galones (190 litros) de agua limpia en un contenedor o depósito con la parte superior abierta. El personal debe ser instruido en el uso efectivo de máscaras y la vida útil de estante de las cargas o cartuchos de repuesto. La ropa de protección debe estar fabricada en goma u otro material que sea impermeable para el amoniaco. 450.2 Planes y Procedimientos de Operación y Mantenimiento Cada compañía operadora que tenga sistemas de tubería que estén dentro del campo de alcance del presente Código, deberá: (a) tener planes detallados por escrito y programas de entrenamiento para los empleados, que cubran los procedimientos de mantenimiento y operación para los sistemas de transporte por tubería durante operaciones normales y mantenimiento de acuerdo con el propósito de este Código. Se dan las características esenciales recomendadas para su inclusión en los planes de porciones específicas del sistema, en los párrafos 451 y 452. 92 (b) tener un plan para control de corrosión interna y externa de tuberías nuevas y los sistemas existentes, incluyendo los requerimientos y procedimientos prescritos en el párrafo 453 y el Capítulo VIII; (c) tener un plan de emergencia escrito como se indica en el párrafo 454 para su implementación en el caso de fallas del sistema, accidentes, u otras emergencias; entrenar apropiadamente al personal de operación y mantenimiento con respecto a las porciones aplicables del plan, y establecer vínculos con los funcionarios públicos apropiados con respecto al plan; (d) tener un plan para revisar los cambios de las condiciones que afecten la integridad y la seguridad del sistema de tuberías, incluyendo disposiciones para el patrullaje periódico y reportado de actividades de construcción y cambios de las condiciones, especialmente en áreas industriales, comerciales, y residenciales y en cruces de ríos, ferrovías, y cruces de carreteras. Esto se realiza para considerar la posibilidad de proveer protección adicional para prevenir daños al ducto de tubería, de acuerdo con el párrafo 402.1; (e) establecer vínculos con las autoridades locales que otorgan los permisos de construcción en áreas urbanas para prevenir los accidentes provocados por las máquinas excavadoras; (f) establecer procedimientos para analizar todas las fallas y accidentes, con el propósito de determinar su causa y minimizar la posibilidad de que vuelvan a ocurrir; (g) mantener los mapas necesarios y archivos o registros para administrar en forma apropiada los planes y procedimientos, incluyendo los registros que se dan en la lista del párrafo 455; (h) tener procedimientos para el abandono o desalojo de los sistemas de tubería, incluyendo los requerimientos indicados en el párrafo 457; (i) al establecer planes y procedimientos, se deberá dar particular atención a aquellas porciones del sistema que presenten el mayor riesgo para el público en el caso de emergencias o debido a construcciones o requerimientos extraordinarios de mantenimiento; (j) operar y mantener el sistema de acuerdo con estos planes y procedimientos; (k) modificar los planes y procedimientos de vez en vez, según lo dicte la experiencia y según lo requieran la exposición del sistema al público y los cambios de las condiciones de operación. 451 OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL DUCTO DE TUBERÍA 451.1 Presión de Operación (a) Se debe ejercer cuidado para asegurar que en ningún punto del sistema de ductos, la máxima presión de estado estable y la presión estática con la línea en condición estática, no exceda en tal punto la presión interna de diseño y los valores de presión especificados para los componentes que se estén usando, según se especifica en el párrafo 402.2.3, y que el nivel de elevación de la presión debida al oleaje y otras variaciones de operación normal, no excedan la presión interna de diseño en ningún punto del sistema de tuberías y del equipo, en más de un 10% según está especificado en el párrafo 402.2.4. (b) Un sistema de tubería debe ser evaluado y habilitado para una presión de operación mayor, cuando la presión de operación más alta produzca tensiones de aro mayores al 20% de la mínima tensión de fluencia especificada de la tubería, de acuerdo con el párrafo 456. (c) Si un sistema de tubería se pone a trabajar con una presión de operación menor a la de su diseño en lugar de repararla o reemplazarla, la nueva mínima presión constante de operación debe ser determinada de acuerdo con el párrafo 451.7. (d) Para sistemas existentes que utilizan materiales de producción discontinuada o estándares o especificaciones reemplazados, la presión interna de diseño debe ser 93 determinada usando la tensión aceptable y el criterio de diseño que figura en la lista de la edición del código aplicable, o la especificación que se hallaba en vigencia en el periodo de la construcción original. 451.2 Comunicaciones Se debe contar con una instalación de comunicaciones, la misma que debe ser mantenida para asegurar que se tenga una operación segura de las líneas de tubería tanto bajo condiciones normales como de emergencia. 451.3 Señales de marcado (a) Se deben instalar marcadores de señalización encima de cada línea, y a cada uno de los lados de caminos, carreteras, ferrovías, y cruces de arroyos para localizar apropiadamente e identificar el sistema de ductos. No se requiere señales de marcado en los sistemas de costa afuera. (b) Las señales de marcado de tuberías en cruces, y los marcadores aéreos (carteles) cuando se los usa, y otras señales deben ser mantenidos para indicar la ubicación de la línea. Estas señales, deben tener el nombre de la compañía operadora, y, donde sea posible, un teléfono para contactos de emergencia. Se deben instalar carteles de señal adicionales a lo largo de la de tubería de línea en áreas de desarrollo y crecimiento para proteger la línea de la invasión por parte del público. Debe usarse el API RP 1109 como una guía. 451.4 Mantenimiento del Derecho de Vía (a) El derecho de vía debe mantenerse para tener clara visibilidad y para dar acceso razonable alas cuadrillas de mantenimiento. (b) Se debe mantener el acceso a las ubicaciones de las válvulas. (c) Deben mantenerse zanjas y diques de desvío donde sea necesario, para proteger la línea contra el arrastre por torrentes de agua y contra la erosión de la tierra (que pertenezca a otros propietarios). 451.5 Patrullaje (a) Cada empresa operadora debe mantener un programa de patrullaje periódico para observar las condiciones de superficie de la línea y zonas adyacentes al derecho de vía de la línea, observar indicación de fugas, actividades de construcción que no sean de la empresa operadora, y cualquier otro factor que afecte la seguridad y la operación de la tubería del ducto. Debe darse atención especial a las actividades tales como la construcción de caminos, limpiado de zanjas, excavaciones, y otras invasiones que se hagan al sistema del ducto. Se deben efectuar patrullajes con intervalos que no excedan a las dos semanas, excepto en sistemas de GLP o anhídrido liquido de amoniaco, dado que estos sistemas deben ser patrullados con intervalos que no excedan una semana en áreas industriales, comerciales, y residenciales. (b) Los cruces por debajo de agua deberán ser inspeccionados periódicamente para verificar la suficiencia de la cobertura, acumulación de basura, o por cualquier otra condición que afecte la seguridad y la buena calidad de los cruces, y en cualquier momento en que se piense que los cruces estén en peligro como un resultado de inundaciones, tormentas, o que se sospeche que existen daños mecánicos. 451.6 Reparaciones en la Línea del Ducto 451.6.1 Aspectos Generales. Las reparaciones deben estar cubiertas por un plan de mantenimiento [véase el párrafo 450.2(a)] y deben realizarse bajo supervisión calificada por parte de personal capacitado, que tenga percepción y esté familiarizado con los riesgos de la seguridad del público, utilizando equipos y materiales de reparación ubicados en lugares estratégicos. El plan de mantenimiento debe considerar la información apropiada que está contenida en 94 API Publicación 2200, API RP. 2201, API RP 1107, y API RP 1111. Es esencial que todo el personal que trabaje con reparaciones de línea, entienda la necesidad de utilizar una planificación cuidadosa del trabajo; se le explique el procedimiento a seguir para efectuar las reparaciones, y como observar las medidas de precaución y los procedimientos detallados en API Publ. 2200. El personal que trabaje en la reparación de ductos de tuberías que se ocupan para el transporte de GLP, dióxido de carbono, alcohol liquido, o de amoníaco anhidro liquido, deben también ser informados sobre las propiedades especificas, características, y posibles peligros asociados con estos líquidos, precauciones a ser tomadas cuando se detecten fugas, y procedimientos seguros de reparación establecidos para líneas de GLP en API Publ. 2200. Se deben observar las aprobaciones, procedimientos, y consideraciones especiales descritas en API Publ. 2201 para la soldadura, al igual que para hacer conexiones de salida (taps) calientes en las tuberías de línea, recipientes de presión, o tanques que se hallen sometidos a presión. Toda la tubería en las cercanías de cualquier reparación, debe estar adecuadamente apoyada y soportada, tanto durante como después de la reparación. 451.6.2 Disposición de Defectos (a) Limites y Disposiciones de Imperfecciones (1) Las picaduras (pitting) y ranuras que tengan una profundidad mayor a 12.5% del espesor nominal de pared deben ser removidas o reparadas. (2) Las abolladuras que cumplan con las condiciones que se dan debajo, deben ser removidas o reparadas: (a ) abolladuras que afecten a la curvatura de la tubería en la costura del tubo o en cualquier soldadura de vuelta entera o circunferencial; (b) abolladuras que tengan arañazos, picaduras (pitting), o ranuras; o (c) abolladuras que excedan una profundidad de ¼ de pulgada (6 mm) en tuberías NPS 4 o más pequeñas, o 6% del diámetro nominal de la tubería en tamaños mayores a NPS 4. (3) Todas las quemaduras de arco deben ser removidas y reparadas. (4) Todas las fisuras deben ser removidas o reparadas. (5) Todas las soldaduras que presenten defectos como se indica en el párrafo 434.8.5(b) o en la especificación apropiada de la tubería, deberán ser removidas o reparadas. (6) Corrosión General. Las tuberías deben ser remplazadas, o en caso de que el área sea pequeña, deberán ser reparadas; o la línea deberá operarse con una presión reducida (véase el párrafo 451.7),si la corrosión general ha reducido el espesor de pared a un valor menor que el espesor de diseño calculado de acuerdo con el párrafo 404.1.2, disminuido por una cantidad igual a la tolerancia de fabricación aplicable a la tubería o el componente. (7) Picado Localizado de Corrosión (Pitting). Las tuberías deben ser reparadas, remplazadas, u operadas a presión reducida (véase el 451.7), si la picadura localizada de corrosión ha reducido el espesor de pared a menos del espesor calculado para el diseño de acuerdo con el párrafo 404.1.2, disminuido en una cantidad igual a la tolerancia de fabricación aplicable a la tubería o componente. Esto se aplica si la longitud del área picada es mayor a la permitida por la ecuación que se dá líneas abajo. El siguiente método se aplica solamente cuando la profundidad de la corrosión es menor al 80% del espesor nominal de pared. Este método no se aplica cuando la corrosión esta en las soldaduras de vuelta entera o longitudinales o zonas relacionadas afectadas por el calor. Debe tenerse cuidado al limpiar las áreas corroídas de una línea presurizada, cuando el grado de corrosión sea significativo. donde: n Dt B L 12 . 1 = 95 L = máxima extensión longitudinal permisible del área corroída, según se muestra en la Fig. 451.6.2(a)(7), in. (mm) B = un valor que no debe exceder 4.0, el mismo que puede ser determinado de la ecuación de arriba o de la Fig. 451.6.2(a)(7) D = diámetro externo nominal de la tubería in. (mm) t n = espesor nominal de la tubería in. (rnm) c = profundidad máxima del área corroída in. (mm) (8) Aquellas áreas donde el desbastado o amolado, haya reducido el espesor remanente de pared a menos del espesor calculado de acuerdo con el párrafo 404.1.2 disminuido en una cantidad igual a la tolerancia de fabricación aplicable a la tubería o componente, pueden ser analizadas igual que en el caso de la picadura o penetración localizada de corrosión para determinar si las áreas amoladas necesitan ser removidas, reparadas, o si la presión operativa debe reducirse (véase el párrafo 451.7). Puede usarse como guía el ANSI / ASME B31G. (9) Toda tubería que presente fugas debe ser removida (retirada) o reparada. (b) Reparaciones Aceptables en Tubería (1) Si resulta práctico, la tubería debe ser sacada de servicio y reparada cortando y retirando un pedazo cilíndrico de la tubería que contenga el defecto y remplazando tal pedazo con tubería que cumpla con los requerimientos del párrafo 401.2.2, y que tenga una longitud no menor a una mitad del diámetro. (2) Si no resulta práctico poner la tubería fuera de servicio, las reparaciones pueden realizarse mediante la instalación de una manga partida de vuelta entera soldada en círculo o aplicada mecánicamente de acuerdo con el párrafo 451.6.2(c). (a) Para la reparación de abolladuras, debe utilizarse ya sea un material endurecedor de relleno como por ejemplo una resina epóxica, entre la manga y la tubería para restaurar el contorno original de la tubería, o la línea portadora debe ser perforada a través de la manga, o por otros medios que se provean, para igualar las presiones internas de la tubería portadora y de la manga. b) Para reparaciones de fisuras que no tengan fuga, la tubería portadora debe ser perforada a través de la manga que contenga presión o por otros medios que se provean, para igualar las presiones internas de la línea y de la manga. (3) Si no resulta práctico poner la tubería fuera de servicio, los defectos pueden removerse por desbastado (amolado) o mediante perforado en caliente (hot tapping). Cuando se esté amolando, se debe dar a las áreas desbastadas contornos suaves y parejos, y deben hallarse en conformidad con el párrafo 451.6.2(a)(8). Cuando se esté haciendo perforado en caliente, (hot taps), la porción de tubería que contenga el defecto, debe ser removida por completo. (4) Si no resulta práctico poner la línea fuera de servicio, pueden repararse las fugas menores y pequeñas áreas corroídas, exceptuando las fisuras, mediante la instalación de tejos (parches) o accesorios soldados de acuerdo con los párrafos 451.6.2(c)(5) y (8). Las tuberías que contengan quemaduras de arco, acanaladuras y abolladuras, pueden ser reparadas con tejos o accesorios soldados, si es que la quemadura de arco o ranura es removida o eliminada mediante amolado. (5) Si no resulta práctico poner la línea fuera de servicio, los defectos en la soldadura producidos por el metal de relleno, pequeñas áreas corroídas, abolladuras, ranuras, y quemaduras de arco pueden ser reparadas depositando metal de soldadura de acuerdo con el párrafo. 451.6.2(c)(9). Las imperfecciones de 1 15 . 0 1 . 1 2 − | | | . | \ | − = n n t c t c B 96 soldadura, quemaduras de arco, ranuras y acanaladuras, deben ser removidas por amolado antes de depositar el metal de soldadura de relleno. (6) Si no resulta práctico poner la línea fuera de servicio, las áreas corroídas que no tengan fugas, pueden ser reparadas con la instalación con una manga o tejo que cubra la mitad de la tubería de acuerdo con el párrafo 451.6.2(c)(I3). (c) Métodos de Reparación (1) Todos los procedimientos de soldadura para reparación y todos los soldadores que realicen trabajos de reparación deben estar calificados de acuerdo con el párrafo 434.8.3 o API RP 1107. Los soldadores también deben estar familiarizados con las precauciones de seguridad y otros problemas asociados con el corte y la soldadura de línea que contiene o ha contenido líquidos que están dentro del campo de alcance de este Código. El corte y soldadura, solamente deberán comenzar después que se cumplan los requerimientos del párrafo 438.8.1(c). (2) La prueba de calificación para los procedimientos de soldadura a ser usados en tubería que contengan líquidos, debe considerar los efectos del enfriamiento del contenido de la tubería entre las propiedades físicas y de integridad de la soldadura. Los procedimientos de soldadura de tubería que no contenga líquidos, deben ser calificados de acuerdo con el párrafo 434.8.3. (3) Los materiales usados para las reparaciones de tubería de línea deben estar por lo menos de acuerdo con una de las especificaciones o estándares listados en la Tabla 423.1, o de otra manera que sea requerida por el presente Código. (4) Pudieran necesitarse reparaciones temporales para propósitos operativos y deben ser efectuadas de una manera segura. Tales reparaciones temporales deben hacerse permanentes o deben ser reemplazadas en una forma permanente según se describe aquí, tan pronto como resulte práctico hacerlo. (5) Los tejos (parches) soldados, deben tener esquinas redondeadas y una dimensión máxima de 6 in. (150 mm) a lo largo del eje de la tubería. El material del tejo (parche) debe ser de un grado de dureza similar o mayor, con un espesor de pared similar al de la tubería que esté siendo reparada. Los tejos deben limitarse a tamaños de tuberías NPS 12 y menores y que satisfagan el API 5L, Grado X42 y menores. Los tejos pueden instalarse con soldaduras en ángulo. El parchado mediante inserciones está prohibido. (6) Las camisas soldadas de vuelta entera (divididas en dos piezas), instaladas para reparar fugas o para contener la presión interna, deben tener una presión de diseño que no sea menor que la de la línea que esta siendo reparada y debe estar soldadas completamente, tanto en la circunferencia total como longitudinalmente. La longitud de las camisas de vuelta entera (divididas en dos piezas) no debe ser menor a 4 in. (100 mm). Si la camisa es más gruesa que la tubería que se esté reparando, los bordes curvados de la circunferencia deben ser achaflanados a un ángulo aproximado de 45°. El biselado debe disminuir de espesor hasta llegar al de la tubería. Para las camisas de vuelta entera (de dos piezas) que se instalen solamente como reparación con el propósito de reforzar la cañería y no para contener la presión interna, la soldadura en la circunferencia será opcional. Debe ejercerse especial cuidado para minimizar las concentraciones de esfuerzos resultantes de la reparación. (7) Los accesorios de reparación de vuelta entera, aplicados mecánicamente deben cumplir los requerimientos de diseño de los párrafos. 401.2 y 418. (8) Los accesorios soldados usados para cubrir defectos de las tuberías no deben exceder las características de NPS 3 y deben tener una presión de diseño que no sea menor a la de la tubería que esté siendo reparada. 97 FIG 451.6.2(a) m(7) PARÁMETROS USADOS EN EL ANÁLISIS DE RESISTENCIA DE LAS ZONAS CORROÍDAS (9) Para las reparaciones que solamente comprenden el depósito de metal de soldadura como relleno, los procesos de soldadura deben estar de acuerdo con los requerimientos de las especificaciones apropiadas para el grado y el tipo de acero que esté siendo reparado. La calificación de los procedimientos de soldadura, debe estar de acuerdo con el párrafo 451.6.2(c)(2). (10) Cuando se hacen las reparaciones en una tubería revestida, todo el revestimiento dañado debe ser eliminado o removido y debe aplicarse un nuevo revestimiento, de acuerdo con el párrafo 461.1.2. Las partes de cañería reemplazas, los tejos (parches) soldados, y camisas divididas de vuelta entera usados para hacer reparaciones deben también ser revestidas, cuando se instalan en una línea revestida. (11) Las tuberías que contengan líquidos deben ser examinadas para determinar si es que el material está sano y tiene el espesor adecuado en las zonas a ser afectadas por soldadura, cortes, y operaciones en caliente. (12) Si la tubería no se pone fuera de servicio, la presión de operación debe ser reducida a un nivel que vaya a permitir seguridad durante las operaciones de reparación. (13) Pueden usarse medias camisas (tejos) de media vuelta o semi- círculo para reparar áreas corroídas solamente en tuberías y no deben usarse para reparar fugas, rayaduras, abolladuras y otros defectos. El uso de estos tejos debe estar limitado para tamaños de tubería de NPS 12 o menores y solo debieran ser usados en tuberías fabricadas antes de 1942 con una mínima tensión de fluencia especificada que no exceda 40,000 psi (276 MPa). El material de los tejos, debe ser de un grado de dureza similar mayor, y con un espesor de pared no menor al 87.5% ni mayor al 125% del de la tubería que esté siendo reparada. Las medias camisas (tejos) deben tener esquinas redondeadas y una longitud máxima de 10 ft (3 m) a lo largo del eje de la tubería. Las medias camisas no deben usarse atravesando soldaduras de círculo completo (de vuelta entera) y el mínimo espacio entre medias camisas y soldaduras de circunferencia de tubería debe ser de 2 in. (50 mm). No deben utilizarse combinaciones de medias camisas y tejos de parche de manera que crucen una soldadura circunferencial. La holgura mínima entre extremos de los tejos de media circunferencia, o los entremos de los tejos y una soldadura de vuelta entera (soldadura de unión de dos tramos de tubería), deberá ser de 2 in. (50 mm). No se deben usar combinaciones de medias suelas o medias camisas con tejos o parches, dispuestos en paralelo alrededor de una circunferencia dada. Para asegurarse del óptimo desempeño de las medias camisas, el espacio anular entre la tubería corroída y la media camisa, puede rellenarse con un material que después se endurezca, como una resina epóxica. Se debe ejercer especial 98 cuidado para asegurar un buen encaje entre los extremos de la media camisa y la tubería que esté siendo reparada y para minimizar la concentración de tensiones resultantes de la reparación. 451.6.3 Pruebas de Reparaciones en Tuberías que Operan con Tensiones de Aro Mayores al 20% de la Mínima Tensión de Fluencia Especificada para la Tubería. (a) Pruebas de Secciones Reemplazadas en Tuberías. Cuando una reparación programada para una tubería se efectúa mediante el corte de una sección de dicha tubería en forma de cilindro, reemplazándola por otra sección de tubería, la sección de reemplazo debe ser sometida a una prueba de presión. La sección de reemplazo, debe ser probada según se requiere para una tubería nueva de acuerdo con el párrafo 437.4.1. Las pruebas pueden hacerse en la tubería antes de ser instalada, siempre y cuando las pruebas de radiografía u otro tipo de pruebas no destructivas sean hechas en todas las soldaduras a tope de unión de tuberías, después de efectuar la instalación (b) Examen de la Soldadura de Reparación. Las soldaduras efectuadas durante las reparaciones de la línea, deben ser examinadas con métodos no destructivos aceptables, o examinadas visualmente por un inspector calificado. 451.7 Reducción de la Presión de Operación de una Tubería. (a) Las tuberías corroídas o que contengan secciones reparadas por desbastado (amolado) pueden hacerse trabajar a una presión operativa reducida en lugar de efectuar un reemplazo, reparación ó una futura reparación más completa. Excepto lo que se dice en el párrafo 451.7(b), la menor presión operativa debe estar basada en el párrafo 404.1.2 y en el espesor de pared remanente real de la tubería en el punto de corrosión mas profunda o de desbastado más extremo. (b) Para tuberías que contengan corrosión por picaduras (pitting) localizadas o zonas reparadas por desbastado, donde el material remanente de la tubería no llega hasta los límites de profundidad o longitud indicados en el párrafo. 451.6.2(a)(7), la presión operativa reducida puede ser determinada con la siguiente ecuación, siempre y cuando la corrosión no se halle en una junta de círculo completo o en la soldadura longitudinal o en zonas relacionadas con efectos de calor. ( ( ( ( ( ¸ ( ¸ + − | | . | \ | − = 1 67 . 0 1 67 . 0 1 1 . 1 2 G t c t c P P n n i d donde G = n Dt L/ 893 . 0 = un valor que no debe exceder 4.0 en el análisis de arriba y que puede ser determinado con la ecuación de arriba. P d = presión interna de diseño reducida, psi (bar). P i = presión original de diseño, basada en el espesor nominal de pared especificado de la tubería (véase el párrafo 404.1), psi (bar) L = longitud del área corroída según se muestra en la Fig. 451.6.2(a)(7), in. (mm) Para t n , c, y D, vea el párrafo. 451.6.2(a)(7). Para valores de G mayores que 4.0, ) / 1 ( 1 . 1 n i d t c P P − = excepto que P d no debe exceder P i . 451.8 Mantenimiento de Válvulas Las válvulas de bloqueo de las líneas de tubería deben ser inspeccionadas, mantenidas según sea necesario, y parcialmente operadas por lo menos una vez al año para asegurarse que tengan las condiciones de operación adecuadas. 99 451.9 Tuberías Existentes en cruces de Ferrocarril y Carreteras (a) Cuando la tubería existente vaya a ser cruzada por un nuevo camino o ferrocarril, la compañía operadora debe re-analizar la línea de tubería en la área a ser cruzada, en términos de las nuevas cargas externas que se anticipen. Si la suma de las tensiones circunferenciales (tensión de aro) causadas por la presión interna y las nuevas cargas externas impuestas exceden 0.72 SMYS (mínima tensión de fluencia especificada) por mas del 25%, la empresa operadora debe instalar refuerzos mecánicos, protección estructural, o tubería adecuada para reducir las tensiones o redistribuir las cargas externas que actúan sobre la tubería. El API RP 1102 proporciona métodos que pueden ser usados para determinar las tensiones totales causadas por la presión interna y las cargas externas. (b) Es preferible la instalación de tubería) portadora de producto sin encamisar. Los ajustes que se hagan a las líneas de tubería existentes en servicio en los cruces propuestos de carreteras o ferrocarriles, deben conformarse a los detalles contenidos en el API RP 1102. Según se especifica en el párrafo 461.1.2(f), si es que se usa una camisa, la línea portadora de producto revestida, debe estar soportada (apoyada) independientemente por fuera de cada extremo de la camisa y aislada de la camisa a lo largo de toda la sección encamisada. Asimismo, los extremos de la camisa deben ser sellados usando un material durable y que no sea conductor de la electricidad. c) Las pruebas e inspecciones de las secciones de tubería reemplazadas, deben cumplir con los requerimientos del párrafo 451.6.3. Todas las soldaduras nuevas de vuelta entera de la tubería, deben ser radiografiadas o inspeccionadas mediante otro método aceptable que no sea destructivo (exceptuando la inspección visual). 451.10 Elevadores de Plataforma Las instalaciones de los elevadores de plataformas, deben ser inspeccionadas visualmente cada año, para verificar si es que existe daño físico y corrosión en la zona de chapoteo o salpicadura y aún más arriba. Debe determinarse el grado de cualquier daño observado, y si es necesario, la instalación del elevador debe ser reemplazada o reparada. 452 OPERACIÓN Y MANTENI- MIENTO EN ESTACIONES DE BOMBEO y ZONAS DE TANQUES 452.1 General (a) Deben establecerse los procedimientos para el arranque, operación, y paro de todo el equipo, y la empresa operadora debe tomar las medidas apropiadas para verificar que estos procedimientos sean seguidos. Estos procedimientos deben señalar las medidas preventivas y revisiones de sistema requeridas para asegurar el funcionamiento apropiado de todo el equipo de paro, control y alarma. (b) Deberán proveerse mediciones periódicas y el monitoreo del flujo y el registro de las presiones de descarga, para detectar variaciones o desviaciones de las condiciones de operación en estado estable del sistema. 452.2 Controles y Equipo de Protección (a) Todos los controles y equipos de protección, incluyendo los dispositivos para limitar presiones, reguladores, controladores, válvulas de alivio, y otros dispositivos de seguridad, deben ser sometidos a inspecciones y pruebas sistemáticas y periódicas. Esto se debe hacer por lo menos una vez al año, excepto según se indica en el párrafo 452.2(b), para determinar que los controles, equipos y dispositivos: (1) estén en buenas condiciones mecánicas; (2) sean adecuados desde el punto de vista de capacidad y confiabilidad de funcionamiento para el servicio en el cual se los emplea; 100 (3) estén listos para funcionar a la presión correcta; (4) estén instalados apropiadamente y protegidos contra materias extrañas u otras condiciones que pudieran evitar el funcionamiento apropiado. (b) Las válvulas de alivio en depósitos a presión que contengan GLP, dióxido de carbono, o amoníaco líquido anhidro, deben ser sometidas a pruebas por lo menos cada 5 años. 452.3 Depósitos de Almacenamiento (a) Los depósitos de almacenamiento, incluyendo tanques atmosféricos y de presión, que contengan el líquido o los líquidos que se estén transportando (por oleoducto) deben ser inspeccionados periódicamente y se deben mantener registros correspondientes a los mismos. Entre los datos que se deben registrar, se incluyen: (1) estabilidad de la fundación o cimiento; (2) condiciones del fondo, las paredes escalera, cubierta (techo); (3) equipo de ventilación y válvulas de seguridad; (4) condiciones de muros corta- fuego y diques de rebase de tanques. (b) Los tanques de almacenamiento deben ser limpiados de acuerdo con la publicación API. 2015. 452.4 Almacenamiento de Materiales Combustibles. Todos los materiales inflamables o combustibles en volúmenes mayores a los requeridos para el uso diario u otros que no son normalmente usados en plantas de bombeo, deben ser almacenados en una estructura separada construida con materiales no combustibles, localizada a una distancia adecuada de la casa de bombas. Todos los tanques de almacenamiento de petróleo o gasolina que estén encima del suelo, deben estar protegidos de acuerdo con ANSI/NFPA 30. 452.5 Cercas Las áreas de la estación, el terminal y la zona de tanques, deben ser mantenidas en condiciones seguras, y deben estar protegidas por una cerca y cerradas con candado, o atendidas, para protección de la propiedad y del público. 452.6 Señalización (a) Se deben colocar letreros convenientes para que sirvan como advertencia en zonas peligrosas. (b) Las áreas clasificadas como de riesgo y las de alto voltaje deben estar adecuadamente señalizadas y aisladas. (c) Los carteles con señales de precaución deben indicar el nombre de la compañía operadora, y donde sea posible, un teléfono de contacto para emergencias. 452.7 Prevención contra Ignición Accidental (a) Debe prohibirse fumar en todas las áreas de una estación de bombeo, terminal o zona de tanques, en donde una posible fuga o la presencia de vapores constituyan un peligro de incendio y explosión. (b) Las linternas eléctricas o linternas de mano, deben ser de tipo aprobado (anti- explosión, sin chispa). (c) Todo trabajo de soldadura debe comenzar solamente después de cumplir con lo establecido en el párrafo 434.8.1(c). (d) Debe tenerse el cuidado de prevenir toda otra posible fuente de ignición. Véase NACE RP - 01-77, para una guía adicional 453 CONTROL DE CORROSIÓN La protección de la tubería ferrosa y los componentes de la línea con respecto a la corrosión externa e interna, incluyendo pruebas, inspecciones, y medidas apropiadas de corrección, debe seguir los lineamientos prescritos en el Capitulo VIII. 454 PLAN DE EMERGENCIA (a) Debe establecerse un plan de emergencia escrito para su implementación en el caso que se den fallas del sistema, 101 accidentes u otras emergencias, y debe incluir procedimientos de acción rápida y de remediación eficaz para dar seguridad sobre todo al público y al personal de operación, minimizando los daños a la propiedad, protegiendo el medio ambiente, así como limitando las emisiones o descargas accidentales del sistema de tuberías. (b) Este plan debe comprender la familiarización y el entrenamiento del personal responsable por la pronta puesta en marcha de la acción de emergencia. El personal debe ser informado respecto a las características del liquido que existe en el sistema de tuberías y debe conocer prácticas de seguridad en el manejo de descargas accidentales y en la reparación de las instalaciones. . Se debe enfatizar sobre los problemas especiales y precauciones adicionales que hay que tomar cuando se manejan y reparan fugas en sistemas que transportan GLP, dióxido de carbono, o de amoníaco líquido anhidro. La empresa operadora debe establecer con el personal, revisiones programadas de los procedimientos a ser seguidos durante una emergencia. Estas revisiones se deben efectuar a intervalos no mayores a los 6 meses y las revisiones deben ser realizadas de manera que establezcan la validez del plan de emergencia. (c) Los procedimientos deben incluir los vínculos con las agencias estatales y locales como ser los departamentos de bomberos, departamentos de policía, oficina de tránsito y policía caminera, para que exista una rápida comunicación cuando se necesite actuar en forma coordinada; diseminación de información sobre la ubicación de las instalaciones del sistema; características de los líquidos transportados, incluyendo las precauciones adicionales necesarias en caso de fugas de los sistemas de tuberías que transporten GLP, bióxiodo de carbono; o amoníaco líquido anhidro, y la preparación conjunta de acciones cooperativas, según sea necesario para garantizar la seguridad del público ante la eventualidad de una emergencia. (d) Se debe establecer una línea de comunicación con los residentes a lo largo de los sistemas de tuberías para que ellos puedan reconocer y reportar una emergencia a la empresa apropiada y responsable. Esto puede incluir repartido de tarjetas, membretes auto- adhesivos, o su equivalente, con nombres, direcciones y números de teléfono para que el personal pueda ser contactado. (e) Cuando se formulen procedimientos de emergencia para limitar las descargas accidentales de un sistema de ductos, la empresa operadora deberá considerar implementar lo siguiente: (1) formular y poner en operación procedimientos para que se tenga en el área un sistema de acción de emergencia cooperativo de la zona para notificar fugas en los ductos, entre las empresas operadoras que tengan sistemas de tuberías en una zona o región; (2) la reducción de la presión de la línea, deteniendo las operaciones de bombeo, abrir el sistema para descargar el producto hacia el almacenamiento de entrega hacia cualquiera de los lados del sitio de fuga, y proceder rápidamente con el bloqueo de las válvulas de bloqueo que se encuentran a ambos lados del punto de la fuga. En caso de que se esté bombeando GLP, se debe continuar con el bombeo hasta que el GLP haya sido reemplazado en el punto de la fuga, por un producto menos volátil, si es que los vapores no se están acumulando a tal extremo que se estime que es inminente un peligro serio; (3) dar instrucciones interinas a las autoridades locales para que ellos puedan actuar hasta que el personal calificado se haga presente en el lugar de la fuga; (4) el transporte rápido del personal calificado hasta el lugar; (5) La minimización de la exposición del público a lesiones y prevención de alguna ignición accidental, mediante evacuación de los residentes y detención o desvío del tráfico en los caminos, carreteras y ferrocarriles de la región afectada; 102 (6) en caso de que se trate de sistemas que transportan GLP, evaluación de la extensión y cobertura de la nube de vapores de GLP, y determinación del área peligrosa con explosímetros portátiles; ignición de los vapores en el lugar de la fuga para prevenir la expansión descontrolada de los vapores; utilización de venteos y quemas temporales o bajadas de presión (blowdowns) a ambos lados del lugar de la fuga; utilización de equipo de cierre o taponamiento interno donde se anticipe que la vaporización del GLP atrapado en el segmento de ducto continuará durante un periodo prolongado. (7) En caso del sistemas que transporten amoníaco líquido anhidro, la evaluación de la extensión y cobertura de la nube de vapor de amoníaco y la utilización de equipo de taponamiento interno donde se anticipe que la vaporización de amoníaco líquido anhidro atrapado en el segmento de ducto vaya a continuar por un período prolongado. 455 Registros y Archivos Para los propósitos de operación y mantenimiento, se deben mantener apropiadamente los siguientes archivos: (a) los datos operativos necesarios; (b) registros de patrullaje de la tubería; (c) registros de corrosión según se requiere en el párrafo. 464; (d) registros de s de fugas y fracturas; (e) registros relacionados con inspecciones de rutina o inusuales, tales como acerca de las condiciones internas y externas de la línea cuando se corta la línea o se hacen trabajos de corte en caliente; (f) registros de reparaciones de la línea. 456 Habilitación de un Sistema de Tuberías para Trabajo a una Presión Operativa Incrementada (a) En el caso en el que se vaya a incrementar la presión de operación de un sistema existente de tuberías, cuando la presión incrementada vaya a producir una tensión de aro mayor al 20% de la mínima tensión de fluencia especificada para la línea, deben tomarse las siguientes medidas de investigación y corrección: (1) el diseño y las pruebas previas del sistema y los materiales y el equipo del mismo, deben ser revisados para determinar si es que el incremento propuesto de una máxima presión de operación para un estado estable, resulta seguro y que esté de acuerdo con los requisitos generales del presente Código; (2) Las condiciones del sistema de tuberías deben ser determinadas con estudios de fugas y otras inspecciones de campo, examen de mantenimiento y registros de control de corrosión, u otros medios apropiados; (3) Las reparaciones, reemplazos, o alteraciones en el sistema de líneas de tubería, debe efectuarse necesariamente después que se hayan cumplido los pasos (1) y (2). (b) La máxima presión de operación para un estado estable, puede ser incrementada después de que se hayan verificado las condiciones de (a) (líneas arriba) y que se confirme una de las siguientes disposiciones: (1) Si la condición física del sistema de tuberías, determinada por (a) de líneas arriba, indica que el sistema es capaz de resistir el incremento planteado de la máxima presión de operación para un estado estable, de acuerdo con los requerimientos de diseño del presente Código, y el sistema ha sido previamente probado para una duración y hasta una presión igual o mayor que la requerida en los párrafos. 437.4.1(a) y (c) para un sistema nuevo de tuberías, el sistema puede ser operado con el incremento de presión máxima de operación para estado estable planteado. (2) Si la condición física de la línea determinada por (a) indica que la capacidad del sistema para resistir el incremento de presión no ha sido satisfactoriamente verificada, o si el sistema no ha sido previamente probado a los niveles 103 requeridos por el presente Código para un sistema nuevo de ductos para la máxima presión de operación para estado estable propuesta, la línea podrá únicamente operar con el incremento de presión máxima incrementadas para estado estable, si es que el sistema resiste exitosamente la prueba requerida por el presente Código, para que un sistema nuevo opere bajo las mismas condiciones. (c) En ningún caso debe la presión máxima de operación para un estado estable de un sistema de tuberías, ser elevada a un valor mayor al de la presión interna de diseño permitida por éste Código para un sistema nuevo de tuberías construido con los mismos materiales. Los incrementos de presión hasta alcanzar la nueva presión máxima permisible de estado estable deseada, se realizarán en forma gradual, por etapas, para dejar suficiente tiempo para efectuar observaciones periódicas del sistema de ductos o tuberías. (d) Los registros de tales investigaciones, trabajos realizados, y pruebas de presión ejecutadas, deben ser preservados durante todo el tiempo en que las instalaciones involucradas, se mantengan en uso. 457 ABANDONO DE UN SISTEMA DE TUBERÍAS En el caso de que se tenga que abandonar un sistema de tuberías, se requiere que: (a) las instalaciones que se vayan a abandonar deben estar desconectadas de todas las fuentes del líquido que se transporta, así como todas las demás otras líneas, estaciones de medición, líneas de control y otras instalaciones accesorias; (b) Las instalaciones a ser abandonadas deben ser purgadas del líquido y vapor que estaba siendo transportado, desplazándolos con un material inerte y deben después ser selladas en ambos extremos. 104 ASME B31.4—Edición de 1992 460—461.1.1 CAPÍTULO VIII CONTROL DE CORROSIÓN 460 ASPECTOS GENERALES (a) Este Capítulo prescribe los requisitos mínimos y procedimientos para la protección de tuberías ferrosas y componentes de la corrosión interna y externa, y es aplicable a instalaciones nuevas y sistemas de tuberías existentes. (b) La corrosión externa e interna debe ser controlada en forma consistente con las condiciones del sistema de tuberías y el medio ambiente en el que el sistema esta localizado, para la aplicación de estos requerimientos de control y procedimientos. La aplicación de algunas prácticas de control contra la corrosión requiere un grado significativo de criterio competente para que sea efectiva la mitigación de la corrosión. Las variaciones o desvío de las disposiciones indicadas en este Capítulo, se permiten en situaciones específicas, siempre y cuando la empresa operadora pueda demostrar que los objetivos expresados aquí han sido alcanzados. Para los sistemas que transportan dióxido de carbono, se debe reconocer que el agua puede combinarse con el dióxido de carbono para formar un compuesto que puede ser corrosivo bajo las condiciones de trabajo de la tubería. (c) Los requisitos para el control de corrosión y sus procedimientos, pueden en muchos casos requerir medidas adicionales a las señaladas en éste Código. Por consiguiente, cada empresa operadora debe establecer procedimientos para implementar los requerimientos del presente Capítulo. Los procedimientos, incluyendo aquellos para diseño, instalación, y mantenimiento de sistemas de protección catódica, deben ser preparados y presentados por, o bajo la dirección de personas calificadas por capacitación o experiencia en métodos de control de corrosión. Las normas NACE RP-01-69 o NACE PP-06-75 brindan una guía acerca de los procedimientos para implementar los requerimientos que aquí se dan y para monitorear y mantener los sistemas de protección catódica. (d) El personal de corrosión debe contar con equipos y la instrumentación necesaria para cumplir con su trabajo. (e) El personal de encintado o revestido de líneas e inspectores, deben estar apropiadamente instruidos y deben contar con el equipo necesario para encintar o revestir e inspeccionar la línea y sus componentes. 461 CONTROL DE CORROSIÓN EXTERNA DE TUBERÍAS ENTERRADAS O SUMERGIDAS 461.1 Instalaciones Nuevas 461.1.1 Aspectos Generales (a) Debe proveerse control de corrosión externa de líneas nuevas enterradas o sumergidas, para cada componente del sistema excepto donde la empresa operadora pueda demostrar mediante pruebas, investigaciones, o experiencia en el área de aplicación, que no se tiene un ambiente corrosivo que sea perjudicial. Sin embargo, dentro del término de los 12 meses posteriores a la instalación, la empresa operadora debe inspeccionar eléctricamente la línea sumergida o enterrada. Si la inspección eléctrica indica que existen condiciones corrosivas, el sistema debe ser provisto de protección catódica.. Si no se instala una protección catódica, el sistema debe ser inspeccionado eléctricamente en intervalos que no sobrepasen los 5 años, y el sistema debe ser protegido catódicamente si las inspecciones eléctricas indican que existen condiciones corrosivas. (b) El control de corrosión externa de líneas o ductos de tuberías enterradas o 105 sumergidas y componentes en instalaciones nuevas, (incluyendo las nuevas estaciones de bombeo, patios de tanques de almacenamiento y terminales, y la re- ubicación, reemplazo o de otra manera el cambio de sistemas de tuberías existentes), debe ser logrado mediante la aplicación de un revestido o encintado de protección efectivo, el mismo que debe ser complementado por un sistema de protección catódica y conexiones adecuadas de drenaje en zonas de corrientes parásitas. Los materiales deben ser seleccionados tomando en cuenta el tipo de protección suplementaria contra la corrosión y el medio ambiente. (c) Para sistemas de ductos o tuberías que estén mar adentro, se debe dar especial atención al control de corrosión externa de los “elevadores o soportes” de la línea o ducto en la zona de “chapoteo”. (d) Donde no resulte práctico, y donde ya se hayan tomado medidas adecuadas para el control de corrosión, la mínima distancia de 12 in. (300 mm) entre la parte externa de una tubería instalada bajo tierra y la extremidad de cualquier otra estructura subterránea especificada en el párrafo 434.6(c) podrá ser reducida. 461.1.2 Revestimiento de Protección (a) Los revestimientos de protección que se unan en las líneas sumergidas o enterradas y sus componentes, deben tener las siguientes características: (1) mitigar la corrosión; (2) tener suficiente adherencia a la superficie metálica para resistir la migración de humedad; por debajo de la película; (3) ser suficientemente dúctil para resistir agrietamiento; (4) tener suficiente resistencia para soportar los daños debido a las tensiones de manejo y del suelo; (5) tener propiedades compatibles con cualquier protección catódica suplementaria. (b Las soldaduras deben ser inspeccionadas para verificar si es que hay irregularidades que puedan sobresalir a través del encintado, y tales irregularidades deben ser eliminadas. (c) El revestimiento o encintado de protección del ducto debe ser inspeccionado visualmente y con un detector de fallas eléctrico “holiday”, justo antes de: bajar la tubería de línea a la zanja, aplicando revestimiento de peso, si es que se usa este tipo, o sumergiendo la línea si no se usa revestimiento pesado. Cualquier falla de revestimiento (“holiday”) o cualquier otro tipo de daño a las capas de revestimiento de protección que evitan un control efectivo contra la corrosión, deben ser reparadas y re- inspeccionadas. (d) Los revestimientos de tipo aislante, si es que se usan, deben tener características de poca absorción de humedad y deben proporcionar una alta resistencia eléctrica. Los revestimientos de aislamiento, deben ser inspeccionados de acuerdo con prácticas establecidas en el momento de la aplicación y justo antes de bajar la línea a la zanja, y los defectos deben ser reparados e inspeccionados nuevamente. (e) La línea debe ser manejada y bajada a la zanja o sumergida de manera que ser eviten los daños después de la inspección eléctrica. Los revestimientos de las tuberías deben ser protegidos de daños que pueden ocasionarse al bajar la línea en un ambiente áspero o adverso, mediante el uso de escudos protectores contra rocas, almohadillas o acolchado en la zanja, o cualesquier otras medidas protectoras apropiadas. (f) Si una línea de tubería revestida es instalada por medio de perforación, empujado para atravesar el terreno, (“boring” o“driving”), u otro método similar, deben tomarse precauciones para minimizar el daño a la capa de revestimiento de protección durante la instalación. Si se usa un encamisado (véase los párrafos 434.13.4 y 451.9), la línea debe ser independientemente soportada por afuera en cada extremo de las camisas y debe ser aislada de las camisas a lo largo de cada sección, y los extremos de las camisas deben 106 ser sellados usando materiales durables, que no sean conductores de la electricidad. (g) Las operaciones de rellenado de zanjas deben ser inspeccionadas para asegurar la calidad, la compactación, y la colocación de materiales para prevenir daños al revestimiento de la línea. (h) En los puntos en que se instale una conexión a una tubería revestida, todo el revestimiento dañado debe ser removido o eliminado y deben ser aplicadas nuevas capas de revestimiento en los accesorios o conexiones, así como en la propia línea. 461.1.3 Sistema de Protección Catódica (a) Un sistema de protección catódica proporcionado por un ánodo galvánico o un “sistema de ánodo de corriente impresa” debe ser instalado de manera que se mitigue la corrosión, el mismo que debe contar con un método para determinar el grado de protección catódica alcanzado en el sistema de tubería de línea enterrada o sumergida. (b) Se debe instalar un sistema de protección catódica, antes de que transcurra un año de haberse completado la construcción del ducto. c) La protección catódica debe ser controlada de manera que no dañe el revestimiento de protección, la cañería o sus componentes. (d) Deberá notificarse a los dueños de estructuras subterráneas que puedan ser afectadas por la instalación de un sistema de protección catódica, acerca de la instalación, y donde sea necesario se deben realizar estudios compartidos entre las partes interesadas, para conocer la unión de las juntas. (e) Las instalaciones eléctricas deben realizarse de acuerdo con el Código Eléctrico Nacional, (NEC), ANSI/NFPA 70, API RP 500C, y los códigos locales aplicables. 461.1.4 Aislamiento Eléctrico a) Los sistemas de tuberías revestidas que están enterrados o sumergidos, deben ser aislados eléctricamente en todas sus interconexiones con otros sistemas, excepto donde se hayan hecho arreglos para que haya una protección catódica mutua o donde las estructuras metálicas subterráneas estén eléctricamente interconectadas y catódicamente protegidas como una sola unidad integrada. (b) Debe instalarse un dispositivo aislador donde sea necesario proveer aislamiento eléctrico para una porción del sistema de tuberías, aislándolo de estaciones de bombeo, zonas de tanques de almacenamiento, o instalaciones similares. Se necesita el aislamiento para facilitar la aplicación de controles de corrosión. El dispositivo aislador no se debe instalado donde se anticipe que pueda formarse una atmósfera combustible, a menos que se tomen precauciones para prevenir la formación de un arco eléctrico que pueda producir una chispa. (c) Debe procurarse atender la prevención de daños a sistemas de tuberías causados por rayos o corrientes de falla cuando se instalan en las proximidades de las bases o fundaciones de torres de transmisión eléctrica, cables de puesta a tierra, etc. Véase NACE RP-01-77 para obtener una guía sobre problemas que pidiera existir con la interferencia de corriente alterna. Deben llevare a cabo estudios con la colaboración del operador de dicho sistema de transmisión eléctrica, para encarar los problemas comunes de corrosión y electrólisis. (d) Deben efectuarse pruebas eléctricas para detectar cualquier contacto involuntario con estructuras metálicas subterráneas, y si dichos contactos existen, cada caso debe ser corregido. (e) Cuando se realice el corte de una línea, se deberá instalar un conductor de vinculación de suficiente capacidad eléctrica uniendo los puntos de separación y mantenido dicho contacto durante el periodo de separación o desconexión. 461.1.5 Cables o Terminales de Prueba (a) Con excepción de los sitios donde no resulte práctico, como ser en sistemas de costa fuera o en áreas pantanosas, deben 107 instalarse suficientes cables terminales de prueba, en todas las líneas revestidas enterradas o sumergidas, para efectuar mediciones eléctricas que indiquen el funcionamiento de la protección catódica. (b) Los cables de prueba deben ser instalados como sigue. (1) Debe darse especial atención a la manera en que se haga de instalación de los cables de prueba usados para el control de corrosión, y los terminales colocados a la tubería, de tal manera que se minimicen las tensiones y se pueda prevenir las rajaduras en la superficie del ducto. Los cables o terminales, pueden colocarse directamente en la línea mediante un proceso de soldadura de baja temperatura usando polvo de aluminio y óxido de cobre y limitando la carga a un cartucho de 15 g., o con soldadura suave o blanda, ú otros materiales que no necesitan temperaturas mayores a las que se necesite para la soldadura suave. (2) Se debe proveer holguras, con longitud agregada para evitar que los terminales de prueba o medición, se rompan o se dañen durante la operación de rellenado o entierro. (3) Los cables terminales deben hallarse aisladas de los tubos portadores (conduit) que los contienen. (4) Los puntos de unión, deben hacerse impermeables, y todo alambre de prueba desnudo, la tubería y sus componentes, deben ser protegidos con materiales de aislamiento eléctrico compatibles con el aislamiento original del alambre y el revestimiento de la tubería. 461.1.6 Interferencia Eléctrica. (a) Si es que se utiliza un sistema de protección catódica de tipo de corriente impresa, los ánodos deben ser localizados de manera que se minimice el efecto adverso en estructuras metálicas existentes. (b) Se debe tomar en cuenta la posibilidad de que la corrosión externa sea inducida por corrientes eléctricas parásitas. Véase NACE RP-01-69 y NACE RP-01-77 para obtener una guía adicional. Estas corrientes parásitas se generan por fuentes remotas, e independientes de la tubería, y son más predominantes en áreas altamente industrializadas, regiones mineras, y otras zonas que contengan lechos de toma de tierra de corriente contínua de alto voltaje. Los sistemas de protección catódica de oleoductos de otras empresas, son también una fuente La protección del sistema de tuberías contra la corrosión inducida por corrientes parásitas para sistemas de tuberías, deberá ser provista mediante uniones metálicas, aumento de la protección catódica, revestimiento de protección adicional, bridas de aislamiento, o ánodos galvánicos. 461.2 Sistemas de Ductos Existentes. La compañía operadora debe establecer los procedimientos para determinar la condición externa de la línea existente que esta enterrada o sumergida y debe tomar las acciones apropiadas para las condiciones que sean encontradas, incluyendo, aunque no limitándose a lo siguiente. (a) Examinar y estudiar los archivos de registros disponibles de inspecciones previas y efectuar inspecciones adicionales donde se tenga necesidad de mayor información. El tipo, ubicación, número, y frecuencia de tales inspecciones, deben ser determinados sobre la base de dichos factores como el conocimiento de las condiciones del sistema y del medio ambiente, y la seguridad de los empleados y el público en caso de fugas. Las medidas correctivas deben estar de acuerdo con el párrafo 464. (b) Instalar protección catódica en todas las líneas enterradas y sumergidas que estén revestidas con un material de revestimiento externo efectivo, excepto en estaciones de bombeo, áreas de tanques, y terminales. Todas las líneas de tubería enterradas o sumergidas en las estaciones de bombeo, áreas de tanques y terminales, deben ser inspeccionadas eléctricamente y debe instalárseles sistemas de protección catódica. (c) Las presiones de operación en sistemas de líneas de ductos desnudos (sin recubrimiento ni encintado), no deben 108 incrementarse hasta que los mismos sean inspeccionados eléctricamente y se tomen otras acciones apropiadas en relación con la condición de la tubería y los componentes. Los requerimientos del párrafo 456 también deben ser cumplidos en el caso de que las presiones se incrementen. 461.3 Monitoreo (a) Las instalaciones de protección catódica para líneas de ductos nuevos o existentes, deben ser mantenidas en buenas condiciones de servicio, y excepto donde no resulte práctico en sistemas costa fuera, deberán efectuarse mediciones eléctricas e inspecciones de las líneas enterradas o sumergidas que estén protegidas catódicamente, incluyendo pruebas para corrientes parásitas, por lo menos una vez al año aunque con intervalos que no sobrepasen los 15 meses, para determinar si el sistema de protección catódica está operando en forma apropiada y si es que las líneas enterradas y sumergidas están protegidas de acuerdo con el criterio aplicado. Deberán tomarse medidas correctivas apropiadas, donde las pruebas indiquen que no existe una protección adecuada. (b) La evidencia de un nivel adecuado de protección catódica debe quedar determinada mediante uno o más de los criterios que se muestran en la lista de Criterios para Protección Catódica, Sección 6 en NACE RP-01-69, o Sección 5 en NACE RP-06-75. (c) El tipo, número, ubicación, y frecuencia de las pruebas, debe ser adecuado para establecer con razonable precisión el grado de protección proporcionado en todas las líneas dentro de los límites de cada sistema de protección, y debe ser determinado tomando en cuenta: (1) la edad del sistema de ductos de tubería y la experiencia de operación, incluyendo inspecciones de agujero de campana u hoyo de soldador y datos de estudios de fugas; (2) la condición de la línea en el momento de la aplicación de la protección catódica y el método de aplicar la protección; (3) la corrosividad del ambiente; (4) la probabilidad de pérdida de la protección debido a actividades de construcción, reconstrucción, u otras causas en la zona; (5) el método de aplicación de la protección catódica y la vida útil de diseño de la instalación de protección catódica; (6) la seguridad del público y la de los empleados; (d) Los cables terminales de prueba requeridos para la protección catódica, deben ser mantenidos, de manera que las mediciones eléctricas puedan ser obtenidas para asegurar una adecuada protección. (e) Deben inspeccionarse los rectificadores de corriente para protección catódica u otras fuentes de electricidad, a intervalos que no sobrepasen los 2 meses. (f) Los dispositivos de protección conectados, incluyendo los interruptores de corriente inversa, diodos, y uniones de interferencia, cuya falla pondría en duda la protección de la estructura, deben ser revisados a intervalos que no sobrepasen los 2 meses. Otras uniones de interferencia deben ser revisadas por lo menos una vez por año aunque a intervalos que no sobrepasen los 15 meses. (g) Los componentes desnudos de un sistema de ductos de tubería que no estén protegidos catódicamente, deben ser inspeccionados eléctricamente a intervalos que no excedan los 5 años. Los resultados de estas inspecciones y los registros de fuga de los componentes inspeccionados, deben ser analizados para determinar la ubicación de las áreas que presenten corrosión activa. Deberá proveerse protección catódica en tales áreas. Las inspecciones y análisis de los registros de fugas y reparaciones, deben ser repetidas a intervalos que no excedan los 5 años. (h) Los componentes de ductos de tubería que estén enterrados o sumergidos y que por alguna razón queden expuestos, deben ser examinados para buscar indicaciones de corrosión externa. Si es 109 que se descubre corrosión activa, picaduras (pitting) generalizadas en la superficie de los componentes, o una fuga causada por corrosión, se debe investigar con mayor profundidad para determinar la causa y la extensión de la corrosión, para determinar si es que la protección catódica debería ser instalada o incrementada para mitigar la corrosión o si es que la línea o la porción afectada debe ser tratada como se indica en los párrafos 464(b), (c), y (d). 462 CONTROL DE CORROSIÓN INTERNA. 462.1 Instalaciones Nuevas (a) La corrosión interna se reconoce en la operación de líneas de tubería para líquidos, y un producto que corroa las superficies internas de la línea y los componentes de un sistema de tuberías, no debe ser transportado a menos que el efecto corrosivo del producto haya sido investigado y se hayan tomado las medidas adecuadas para mitigar la corrosión. Usualmente resulta necesario controlar la corrosión interna con productos de petróleo y líneas o ductos de gas licuado de petróleo (GLP) para proteger la calidad del producto, preservar una alta eficiencia en los ductos, y prevenir la corrosión en las superficies internas. Pueden hallarse guías al respecto en NACE RP-01-75. Pueden utilizarse operaciones frecuentes con rascadores, paso de chanchos, o esferas, deshidratación, inhibición o aplicación de un revestimiento interno, para limitar la corrosión interna (b) Si se aplica la deshidratación o se usan inhibidores de corrosión para controlar la corrosión, deberán utilizarse suficientes soportes de cupones u otras técnicas de monitoreo, para determinar adecuadamente la efectividad del programa de control de corrosión interna. Los inhibidores deben ser seleccionados en tipos que no vayan a causar el deterioro de algún componente de la tubería y deben ser usados en cantidad suficiente y de una adecuada calidad, necesaria para mitigar la corrosión interna. (c) Si se usan revestimientos internos para controlar la corrosión, los mismos deben cumplir las especificaciones de calidad y el mínimo espesor de película seca especificado, establecido por la industria y se deben inspeccionar de acuerdo con las prácticas recomendadas por la industria. Los revestimientos internos deben incluir medidas para la protección de juntas en las tuberías unidas por soldadura u otros métodos que exponen el metal base en las juntas, así como el uso de un adecuado inhibidor de corrosión. (d) Para los propósitos del presente Código, el amoniaco liquido anhidro debe contener un mínimo de 0.2% de agua por peso, para inhibir el agrietamiento por tensiones de corrosión. Para agregar el agua debe usarse agua condensada de vapor, agua des- ionizada o agua destilada. 462.2 Sistemas de Tuberías Existentes. La empresa operadora debe establecer procedimientos para determinar los efectos corrosivos del producto que se vaya a transportar, y la condición interna de los sistemas de tubería existentes, y tomar acción adecuada sobre las condiciones encontradas, incluyendo, aunque no limitándose a, lo siguiente. Examinar y estudiar los archivos de registros disponibles de inspecciones previas y efectuar inspecciones adicionales donde sea necesario conseguir mayor información. Las medidas correctivas deben estar de acuerdo con el párrafo 464. 462.3 Monitoreo. (a) Si se utilizan el limpiado con rasca- tubos, chancheo, paso de esfera pesada, deshidratación, inhibidores, o revestimiento interno para controlar la corrosión interna en sistemas de tuberías nuevos o existentes, los cupones deben ser examinados o deben aplicarse otras técnicas de monitoreo a intervalos que no excedan los 6 meses, para determinar la efectividad de las medidas de protección o la extensión de cualquier corrosión. Se deben tomar medidas cuando 110 los exámenes indiquen que no existe protección adecuada contra la corrosión. (b) Siempre que una línea o componente de un sistema de tuberías pueda ser examinado internamente mediante inspección visual, o la línea o el componente sea removida de un sistema por cualquier razón, las superficies internas deben ser inspeccionadas para buscar evidencias de corrosión, y si se hallan señales de corrosión, el tramo de tubo o el componente adyacente, también debe ser examinado. Toda vez que se descubra corrosión activa, picaduras que tengan penetración en la superficie de la tubería o el componente, o una fuga debida a la corrosión, se debe investigar más en profundidad para determinar la causa y la extensión de la corrosión y si se deberían tomar algunas medidas adicionales para mitigar la corrosión o si el sistema o la porción afectada deben ser tratados como se indica en los párrafos 464(b), (c), y (d). 463 CONTROL DE CORROSIÓN EXTERNA PARA TUBERÍAS EXPUESTAS A LA INTEMPERIE. 463.1 Instalaciones Nuevas. La tubería y los componentes que estén expuestos a los agentes atmosféricos, deben ser protegidos de la corrosión externa mediante el uso de acero resistente a la corrosión, o por la aplicación de revestimientos protectores o pintura, a no ser que la empresa operadora pueda demostrar mediante pruebas, investigación, o experiencia en el área de aplicación que no existe una atmósfera corrosiva. Los revestimientos protectores y pinturas deben ser aplicados sobre superficies limpias y deben ser materiales adecuados para brindar protección adecuada contra el medio ambiente. 463.2 Sistemas de Tuberías Existentes. La tubería y los componentes de los sistemas existentes que estén expuestos a la acción atmosférica, deben ser inspeccionadas de acuerdo con un cronograma planificado de antemano y deberán aplicarse medidas correctivas de acuerdo con el párrafo 464. 463.3 Monitoreo Los revestimientos de protección o pinturas utilizadas para evitar la corrosión de la tubería y sus componentes expuestos a la atmósfera, deben ser mantenidos en una buena condición de servicio, y tales revestimientos de protección o pintura, así como también la tubería desnuda y los componentes que no estén revestidos ni pintados según permite el párrafo 463.l, deberán ser inspeccionados a intervalos que no sobrepasen los 3 años. Se deberán tomar medidas correctivas apropiadas de acuerdo con el párrafo 464, en los casos en que las inspecciones indiquen que no existe una protección adecuada. 464 MEDIDAS CORRECTIVAS (a) En los párrafos 451.6.2(a)(6) y 451.6.2(a)(7), se especifican los criterios acerca de los límites de la corrosión y la disposición de la tubería corroída . (b) En los sitios en que las inspecciones o el historial de fugas indiquen que está ocurriendo una corrosión activa del metal en cualquier porción de un sistema de tuberías, hasta el punto de que exista la posibilidad de que haya un riesgo de seguridad, dicha porción del sistema deberá ser tratada como se especifica en el párrafo 451.6.2(a)(6) o (7), y: (1) en el caso de que se tenga corrosión externa en líneas enterradas o sumergidas, se deberá proveer protección catódica, instalándola o aumentándola para mitigar la corrosión; (2) en el caso de que se tenga corrosión interna de la línea de tubería, deben tomarse las medidas indicadas en el 111 párrafo 462.1 o incrementarlas para mitigar la corrosión. (3) en el caso de que se tenga corrosión externa en tuberías expuestas a la atmósfera, se deben reparar las capas protectoras de revestimiento o pintura, o aplicar nuevas manos de las mismas para mitigar la corrosión externa. (c) La tubería que vaya a ser remplazada debido a la corrosión externa, debe ser remplazada con una tubería revestida si es que va a estar enterrada o sumergida, y con acero resistente a la corrosión o acero revestido o pintado si es que va a ser expuesto a la atmósfera. (d) Si es que se repara una porción del sistema de tuberías, o se la reacondiciona, o reemplaza, o si es que la presión operativa es reducida debido a la corrosión externa o interna, la necesidad de proteger dicha porción de la corrosión, debe ser considerada y deberán tomarse cualesquier medidas indicadas para controlar la corrosión.. 465 REGISTROS (a) Deberán mantenerse archivos con registros y mapas que muestren la ubicación de las tuberías protegidas catódicamente, las instalaciones de protección catódica, y las estructuras circundantes que resulten afectadas o que afecten el sistema de protección catódica, y los mismos deberán mantenerse mientras el sistema de ductos se mantenga en servicio. (b) También deberán mantenerse todos los resultados de pruebas, estudios, e inspecciones requeridos por este Capítulo para indicar la suficiencia de las medidas de control de corrosión, durante la vida de servicio del sistema, así como también los registros relacionados con las inspecciones rutinarias o inusuales tales como condiciones internas y externas de la línea cuando se corta la línea o se trabaja con perforado en caliente (hot taps). 112 APÉNDICE A ESTÁNDARES DE REFERENCIA A lo largo del texto del presente Código, se hacen referencias a numerosos estándares de varias organizaciones. No se dan los años de edición de cada estándar, puesto que las actualizaciones o puestas al día van ocurriendo debido a diferentes causas, que hacen que no haya una periodicidad establecida. Los títulos de los estándares y especificaciones que se hallan referenciados en el texto pero que no aparecen en la Tablas 423.1 – Estándares de Materiales y la Tabla 426.1 Estándares Dimensionales, son los siguientes. API . . . Manual de Estándares de Medición en Petróleo API 5L1 Prácticas Recomendadas para el Transporte en Ferrocarril de Tubería de Línea API 12B Especificaciones de Tanques Abulonados Para el Almacenamiento de Líquidos de Producción API 12D Especificaciones Para Tanques Soldados en Campo Para el Almacenamiento Líquidos de Productos API 12F Especificaciones Para Tanques Soldados en Taller Para el Almacenamiento Líquidos de Productos API 500C Clasificación de Localidades para Instalaciones Eléctricas en Instalaciones de Transporte por Oleoductos API 620 Diseño y Construcción de Tanques de Almacenamiento Soldados, de Gran Tamaño a Baja Presión API 650 Tanques de Acero Soldados para el Almacenamiento de Petróleo API 1102 Práctica Recomendada para Cruces de Ferrovías y Carreteras de Oleoductos de Petróleo Líquido API 1104 Estándares para la Soldadura de Oleoductos e Instalaciones Conexas API 1107 Prácticas Recomendadas para el Mantenimiento de Soldaduras de Oleoductos API 1109 Prácticas Recomendadas para el Marcado de Instalaciones de Oleoductos de Petróleo Líquido API 1110 Prácticas Recomendadas para efectuar Pruebas de Presión en Oleoductos de Petróleo Líquido API 1111 Prácticas Recomendadas para el Diseño, Construcción, Operación y Mantenimiento de Ductos Costa Fuera para Hidrocarburos API 2015 Limpieza de Tanque de Almacenamiento de Petróleo API 2200 Reparación de Oleoductos de Petróleo Crudo, Gas Licuado de Petróleo, y Productos Derivados ASME . . . Código para Calderos y Recipientes a Presión, Sección VIII, División 1, Recipientes a presión, Sección VIII, Sección 2, Reglas Alternativas para Recipientes a Presión, y Sección IX, Calificación de Soldadura ASME B31G Manual para Determinar la Resistencia Remanente de Sistemas de Tuberías Corroídas: Un Suplemento al Código de Tuberías a Presión, B31 ASME B31.5 Tubería para Refrigeración AWS A3.0 Términos y Definiciones de Soldadura NACE . . . Estudio para Obtener Datos de Corrosión – Sección de Metales NACE MR-01-75 Materiales Metálicos Resistentes al Agrietamiento por Tensión de Sulfuros, para Equipo de Petrolero de Campo NACE RP-01-69 Prácticas Recomendadas – Control de la Corrosión Externa de Sistemas de Tubería Metálica Sumergida o 113 Enterrada NACE RP-01-77 Mitigación de Corriente Alterna y Efectos de los Rayos sobre Estructuras Metálicas y Sistemas de Control de Corrosión NACE RP-06-75 Práctica Recomendada: Control de Corrosión en Oleoductos de Acero Costa Fuera NFPA 30 Código Para Líquidos Inflamables y Combustibles NFPA 70 Código Eléctrico Nacional (Estados Unidos de América) En el texto del presente Código, aparecen especificaciones y estándares de las siguientes organizaciones de los Estados Unidos de América, cuyas direcciones se dan a continuación: ANSI American National Standards Institute, Inc. 11 West 42nd Street New York, NY 10036 (Insituto Nacional de Estándares de los E.U.A.) API American Petroleum Institute 1220 L Street. N.W. Washington D.C. 20005 (Instituto del Petróleo de los E.U.A) ASME The American Socienty of Mechanical Engineers 345 East 47th Street New York, NY 10017 212 705 7722 (Sociedad de Ingenieros Mecánicos de los E.U.A.) ASME Order Department 22 Law Drive Box 2300 Fairfield, NJ 070072300 201 882 1167 (Departamento de Pedidos de ASME) ASTM American Society for Testing of Materials 1916 Race Street Philadelphia, PA 19103 215 299 5400 (Sociedad de los E.U.A. Para el Ensayo y Pruebas de Materiales) AWS American Welding Society P. O. Box 351040 550 N. W. LeJeune Road Miami, FL 33135 305 443 9353 (Sociedad de Soldadura de los E.U.A:) MSS Manufacturers Standarization Society of the Valve and Fitting Industry, Inc. 127 Park Street, N. E. Viena, VA 22160 703 281 6613 (Sociedad de Estandarización de Fabricantes de la Industria de Válvulas y Accesorios) NACE National Association of Corrosion Engineers P.O. Box 218340 Houston TX 77218 713 492 0535 (Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión) NFPA National Fire Protection Association Batterymarch Park Quincy, MA 02269 617 770 3000 (Asociación Nacional de Protección Contra Incendios) 114 APÉNDICE B CONSULTA DE PREGUNTAS TÉCNICAS AL COMITÉ DE DUCTOS DE PRESIÓN DE B31 B-1 INTRODUCCIÓN El Comité de ASME B31 Para Ductos a Presión y sus Comités de Sección se reúnen regularmente para consideran las revisiones de las reglas del Código, las nuevas reglas del Código dictadas por el desarrollo tecnológico, casos del Código, e interpretaciones del Código. El presente Apéndice provee una guía a los usuarios del Código para que presenten preguntas técnicas al Comité. Las preguntas técnicas, incluyen solicitudes de revisiones y adiciones a las reglas del Código, solicitudes de aperturas de Casos de Código, y pedidos para interpretaciones del Código. Los Casos de Código pueden ser emitidos por el Comité cuando la necesidad sea urgente. Los Casos de Código aclaran la intención de los requerimientos del Código existentes o proporcionan requerimientos alternativos. Los Casos de Código son escritos como una pregunta y una respuesta y normalmente se analiza su futura incorporación al Código. Las interpretaciones del Código proporcionan el significado o las intenciones de las reglas existentes en el Código y también son presentadas como una pregunta y una respuesta. Tanto los Casos de Código como las interpretaciones del Código, son publicados por el Comité. Las reglas del Código, Casos del Código, e interpretaciones del Código establecidos por el Comité no deben ser consideradas como aprobaciones, recomendaciones, certifica- ciones, o endosos de cualquier diseño específico en particular, o como una limitación de algún tipo de la libertad de los fabricantes o los constructores para que ellos escojan cualquier método de diseño o cualquier tipo de construcción que se halle en conformidad con el presente Código. Como una alternativa a los requerimientos de éste Apéndice, los miembros del Comité y sus Comités de Sección pueden presentar las solicitudes de revisión del Código o adiciones al mismo, Casos de Código, e interpretaciones del Código, en sus reuniones de Comité o pueden enviar tales demandas a la secretaria de un Comité de Sección. Las solicitudes que no cumplan con las disposiciones del presente Apéndice o que no proporcionen suficiente información para un entendimiento pleno por parte del Comité, podrán ocasionar que dichas solicitudes de consulta sean devueltas sin haber tomado acción alguna. B-2 FORMATO DE SOLICITUD DE CONSULTA Las solicitudes al Comité deben incluir: (a) El Propósito. Especificar uno de los siguientes: (1) Revisión de las reglas actuales del Código, (2) Reglas nuevas o adicionales al Código; (3) Caso de Código; (4) Interpretación del Código. (b) Descripción. Proporcionar la información necesaria para que el Comité entienda claramente la petición, asegurándose de incluir referencias de la Sección aplicable del Código, Edición, Addendum, párrafos, figuras, y tablas. Preferentemente, proporcione una copia de las porciones específicas referidas a este Código. (c) Presentación. El solicitante pudiera desear o pudiera pedírsele que asista a una reunión del Comité para efectuar una presentación formal o para contestar las preguntas de los miembros del Comité con 115 respecto a la consulta. La asistencia del solicitante o su inasistencia a la reunión no constituirá una base para la aceptación o rechazo de la consulta o petición, por parte del Comité. B-3 REVISIONES DEL CÓDIGO Y ADICIONES Las solicitudes de revisiones del Código o adiciones al mismo, deben proporcionar lo siguiente: (a) Revisión(es) propuesta(s) o adición(es). Para las revisiones, identificar las reglas del Código que requieren revisión y enviar una copia de las reglas apropiadas tal como aparecen en el Código, marcando encima las propuestas de revisión. Para las adiciones, proporcione una redacción recomendada en referencia a las reglas del Código existentes. (b) Declaración de Necesidad. Provea una breve explicación de la necesidad de revisión(es) o adición(es). (c) Información de Referencia. Proporcione información de apoyo para la revisión(es) o adición(es), incluyendo cualquier dato o cambios tecnológicos que formen la base para la solicitud, que le permita al Comité evaluar adecuadamente las revisiones o adiciones propuestas. Los diagramas, tablas, figuras, y gráficos deben ser enviados según resulte apropiado. Cuando sea aplicable, identifique cualquier párrafo pertinente en el Código que se afectaría por la revisión(es) o adición(es) y párrafos del Código que se refieran a los párrafos que vayan a ser revisados o añadidos. B-4 CASOS DE CÓDIGO Las solicitudes de Casos de Código deben proporcionar una declaración de necesidad e información de respaldo similar a la definida en B-3(b) y B-3(c), respectivamente, para revisiones o adiciones del Código. Los Casos de Código propuestos deberán identificar la Sección del Código y deberán estar escritos como una pregunta y una respuesta en el mismo formato que tienen los Casos de Códigos existentes. B-5 INTERPRETACIONES DEL CÓDIGO Las solicitudes de interpretaciones del código, deben proveer lo siguiente: (a) Consulta. Proporcione una pregunta condensada y precisa, omitiendo información superflua, y si es posible formule la pregunte para que pueda tener una respuesta de “si” o “no” posiblemente con breves aclaraciones. La pregunta debe ser correcta, tanto técnicamente como editorialmente. (b) Respuesta. Proporcione una respuesta o contestación concisa y breve que claramente responda a la pregunta. Preferentemente la respuesta debe ser “sí “ o “ no”, con posibles aclaraciones breves. (c) Información de Respaldo. Provea cualquier información de respaldo que pueda ayudar al Comité a entender mejor la consulta propuesta y la respuesta a la misma. B.6 PRESENTACIÓN Y RESPUESTA Las presentaciones enviadas y las respuestas de parte del Comité, deben cumplir con lo siguiente: (a) Presentaciones. Las solicitudes por parte de usuarios del Código deben ser preferentemente enviadas en formato escrito (a máquina o en computadora); sin embargo, también se tomarán en cuenta documentos escritos a mano que sean legibles. Estos deben incluir el nombre, dirección, número de teléfono, y número de fax de la persona interesada y deben ser enviados a la siguiente dirección: Secretary ASME B31 Committee 345 EAST 47th Street New York, NY 10017, U.S.A. (b) Respuesta. La Secretaria de la Sección apropiada del Código acusará recibo de cada una de las solicitudes preparadas apropiadamente y proveerá una respuesta escrita al individuo interesado cuando se acerque a la finalización de la acción demandada por la correspondiente Sección del Comité. ***