Ansi-asme B31-8 q4y8

ASME Global training Program ANSI/ASME B31.8 Gas Transmission and Distributions Piping Systems

Ing. Carlos A. Carlassare

PROGRAMA DE ENTRENAMIENTO GLOBAL DE ASME INTERNACIONAL ASME CODE FOR PRESSURE PIPING

ASME B31.8 GAS TRANSMISSION AND DISTRIBUTION PIPING SYSTEMS

SANTA CRUZ DE LA SIERRA. OCTUBRE DE 2005

NOTA: ESTOS APUNTES DEBEN CONSIDERARSE COMO UNA REFERENCIA QUE NO SUSTITUYE A LA VERSIÓN ORIGINAL, EN IDIOMA INGLÉS DE LA NORMA ASME B31.8 Y DE OTRAS NORMAS QUE SE APLICAN. SU PROPÓSITO ES EL DE RESUMIR ALGUNOS DE LOS CONTENIDOS QUE SE CONSIDERAN RELEVANTES PERO NO CONTIENE TODA LA INFORMACIÓN QUE PUEDE RESULTAR NECESARIA PARA ATENDER NECESIDADES PRÁCTICAS. EL DEBE REMITIRSE A LA EDICIÓN APLICABLE PARA CUALQUIER APLICACIÓN DE INTERÉS PROFESIONAL

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CONTENIDO DE LA ASME B31.8 REQUERIMIENTOS GENERALES CAP. I

Materiales y Equipamiento

CAP. II

Soldadura

CAP. III

Componentes de Sistemas de Tuberías y Detalles de Fabricación

CAP. IV

Diseño, Instalación y Pruebas

CAP. V

Procedimientos de Operación y Mantenimiento

CAP. VI

Control de Corrosión

CAP. VII

Misceláneas

CAP. VIII

Transmisión de Gas Costa Afuera

CAP. IX

Servicio en Medio Acido

APÉNDICE A

Referencias

APÉNDICE B

Estándares y Especificaciones mencionadas en el Apéndice A

APÉNDICE C

Publicaciones que no se incluyen en el Apéndice A

APÉNDICE D

Tensión de Fluencia Mínima Especificada para Material de Tubería Comúnmente utilizado en Sistemas de Tuberías

APÉNDICE E

Factores de Flexibilidad y de Intensificación de Tensión

APÉNDICE F

Cabezales y Derivaciones Conformadas y soldadas

APÉNDICE G

Pruebas de Soldadores Limitados a Líneas que operan a menos del 20% de la tensión de fluencia

APÉNDICE H

Prueba de aplanamiento de tuberías

APÉNDICE I

Preparación de extremos para soldaduras a tope

APÉNDICE J

Factores de conversión utilizados comúnmente

APÉNDICE K

Criterio para Protección Catódica

APÉNDICE L

Determinación de la resistencia remanente de sistemas de tuberías

APÉNDICE M

Criterio para el Control de Pérdidas de Gas

APÉNDICE N

Práctica Recomendada para la Prueba Hidrostática “In Situ” de Tuberías.

APÉNDICE O

Preparación de Preguntas Técnicas

APÉNDICE P

Denominación para las Figuras

APÉNDICE Q

Esquemas de Alcance

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INTRODUCCIÓN Generalidades. El Código ASME para tuberías a presión B31, consiste de un conjunto de secciones que se publican independientemente con el aval de ANSI, destinadas a cubrir los requerimientos de construcción (y en determinados casos de operación, mantenimiento y abandono) de sistemas de tuberías para distintas aplicaciones específicas. En lo que sigue y salvo que expresamente se indique lo contrario, la palabra “Código” deberá interpretarse como sinónimo del Código ASME B31 en general o más específicamente la Sección B31.8 – Sistemas de Tuberías para Transmisión y Distribución de Gas. El Código establece un conjunto de requerimientos de ingeniería que se consideran apropiados para el diseño y la fabricación de sistemas de tuberías confiables y seguros para la mayoría de las aplicaciones. Aunque la seguridad es una cuestión central, no es el único factor que determina los requisitos de la especificación de un sistema de tuberías para una aplicación en particular. En este sentido, el propio Código se atribuye ciertas limitaciones al afirmar: • •

El Código no es un manual de diseño No elimina la necesidad de contar con el juicio de un profesional experimentado, capaz de establecer requerimientos más específicos o más exigentes, dependiendo de las circunstancias.

En la medida de lo posible, el Código establece sus requerimientos para el diseño mediante principios básicos de diseño y fórmulas, suplementadas mediante reglas que permitan la correcta selección de componentes. El Código prohíbe diseños y prácticas que se consideren inseguras y contiene advertencias en casos que no requieren una prohibición expresa pero necesitan una especial consideración. La Sección B31.8 contiene: a) referencias a especificaciones aceptables de materiales y estándares de componentes, incluyendo los requerimientos dimensionales y de resistencia. b) Requerimientos para el diseño de componentes y conjuntos. c) Requerimientos y datos para evaluar y limitar tensiones, reacciones y movimientos relacionados con la presión, los cambios de temperatura y otras cargas. d) Guías y limitaciones para seleccionar y utilizar materiales, componentes y métodos de unión. e) Requerimientos para la fabricación, ensamblado e instalación de tuberías. f) Requerimientos para examinar, inspeccionar y ensayar tuberías. Hoja 3 de 146



g) Procedimientos para la operación y el mantenimiento que son esenciales para la seguridad pública. h) Prevenciones para la protección de las tuberías de la corrosión externa e interna. El propósito del Código es que las nuevas emisiones, adendas y revisiones no tengan efecto retroactivo. La edición efectiva es la que estaba vigente seis meses antes de la fecha del contrato original del suministro, quedando sujeto al acuerdo entre partes la inclusión de los requerimientos de emisiones posteriores a esa fecha. Antes de aplicar los requerimientos del Código, se recomienda analizar su compatibilidad con otros requerimientos que tengan orden de precedencia impuestos por leyes, regulaciones, especificaciones generales o particulares, etc. Se emiten adendas o actualizaciones cada seis meses y una nueva emisión del Código en periodos que oscilan entre tres y cinco años. Cuando un determinado sistema de tuberías no pueda encuadrarse dentro de alguna de las secciones del Código, el puede seleccionar el que mejor encuadre al suministro bajo consideración. Sin embargo, el Código advierte sobre la necesidad de considerar las particularidades del caso y la necesidad de incluir requerimientos adicionales, complementarios o sustitutivos específicos. El Apéndice Q presenta esquemas en los que se detalla el alcance de los sistemas comprendidos dentro del alcance de los requerimientos de este Código. Interpretaciones. Cuando existan dudas sobre el alcance, características o aplicabilidad de determinados requerimientos del Código, pueden remitirse pedidos de interpretación utilizando los procedimientos formales establecidos. Casos del Código. Los Casos son formas documentadas de responder a los requerimientos formulados por s y se incluyen dentro de las actualizaciones o emisiones del Código. No deben considerarse de cumplimiento obligatorio, estando sujetos al acuerdo entre partes. Los casos se publican con un determinado período de vigencia luego del que pueden ser renovados, eliminados o incorporados al cuerpo principal del Código.

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PREVISIONES GENERALES Y DEFINICIONES Generalidades. Estándares y Especificaciones. Los estándares y especificaciones aplicables bajo la jurisdicción de este Código se listan en el Apéndice A, sin referencia expresa a la edición aplicable por razones de practicidad y actualización. Algunos de los requerimientos establecidos en esos estándares y especificaciones pueden estar complementados o incrementados en el cuerpo del Código, advirtiéndose a los s que deben tener en cuenta esta cuestión antes de aplicar directamente los un estándar o especificación. Estándares de dimensiones. Siempre que resulte posible, se recomienda adherir a los estándares publicados por ANSI. Este requisito no obligatorio permite el uso de otras especificaciones que cumplan con los mismos propósitos y sean compatibles. Conversión de unidades. Se incluyen en el Apéndice I. Alcance. Este Código cubre el diseño, la fabricación, instalación, y pruebas de facilidades de tuberías utilizadas para el transporte de gas, pero también se incluyen los aspectos de la operación y el mantenimiento de esas facilidades que pueden afectar la seguridad. El Código no se aplica a: a) Diseño y manufactura de recipientes de presión cubiertos por el ASME B&PVC. b) Sistemas de tuberías diseñados para trabajar a temperaturas por encima de 450 ºF (233 ºC) o por debajo de -20 ºF (-29 ºC). c) Sistemas de tuberías más allá de la salida del medidor del cliente. d) Sistemas de tuberías en refinerías de petróleo o plantas de de extracción de gasolina, plantas de tratamiento de gas que no sean las líneas principales de deshidratación, las tuberías de todas las plantas de procesamiento instaladas como parte de un sistema de transporte de gas, plantas de manufactura de gas, plantas industriales o minas. e) Tuberías de venteo que operan a presión próxima a la atmosférica para la disposición de gases de cualquier tipo. f) Conjuntos de cabeza de pozo incluyendo la válvulas de control, líneas de transmisión entre la cabeza de pozo y la trampa o separador, tuberías de facilidades de producción en plataformas aguas afuera. g) El diseño y la manufactura de componentes, aparatos o instrumentos con marca o propiedad registrada. Hoja 5 de 146



h) i) j) k) l)

El diseño y la manufactura de intercambiadores de calor (TEMA). Sistemas de transporte de petróleo líquido (ANSI/ASME B31.4). Sistemas de transporte de barros o lodos líquidos. (ASME B31.11). Sistemas de transporte de dióxido de carbono (ANSI/ASME B31.4). Sistemas de tuberías de gas natural licuado (NFPA 59ª y ASME B31.3).

Propósitos. Los requerimientos del Código son adecuados para satisfacer los estándares de seguridad para la mayoría de las situaciones que se encuentran en la industria del gas, aunque se reconoce la imposibilidad de tener en cuenta todas las situaciones inusuales o poco comunes, no se pueden proporcionar guías completas de diseño. Explícitamente se establece la necesidad de recurrir a la supervisión de personal con conocimiento y experiencia que permita evaluar y considerar esos “vacíos” normativos. Los requerimientos de Código deben considerarse mínimos y están relacionados con: a) La seguridad del público en general. b) La seguridad de los empleados en la medida en que esta pueda resultar afectada por el diseño básico, la calidad de los materiales y de la mano de obra. c) Requerimientos de prueba, operación y mantenimiento de las facilidades de transmisión y distribución de gas. Toda otra regulación concerniente con la seguridad que pueda tener jurisdicción no será reemplazada por los requerimientos de este Código. Con excepción de lo establecido en el Capítulo V del Código (Procedimientos de Operación y Mantenimiento), no se intenta que los requerimientos se apliquen retroactivamente a instalaciones existentes en el momento de su publicación. Sin embargo, los procedimientos de operación y mantenimiento de este Código se aplicarán a las instalaciones existentes y cuando esas instalaciones sean recalificadas incrementando su capacidad. El personal afectado a tareas de inspección debe estar suficientemente entrenado y familiarizado con los requerimientos del Código. Definiciones de sistemas de tuberías. Terminología general. Gas: En el sentido en que se utiliza en este Código es cualquier mezcla de gases en proporciones adecuadas para el consumo como combustible doméstico e industrial, transportado al mediante un sistema de tuberías.

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Los tipos más comunes son el Gas Natural, Gas Manufacturado y Gas Licuado de Petróleo transportado en forma de vapor, con o sin el agregado de aire. Compañía Operadora (Operating Company): Es el individuo, sociedad, corporación, agencia pública o cualquier otra entidad que opera en las facilidades de transporte y/o distribución de gas. Derechos de paso privados (Private Right of Way): Son aquellos terrenos no ubicados en carreteras, calles o autopistas utilizados por el público. Invasión paralela (Parallel Encroachment): Es la parte de una tubería que corre paralela y sin necesariamente cruzar una carretera, autopista o calle. “Hot Taps”: Generación o instalación de un ramal en una tubería mientras se encuentra en operación, bajo presión. Trinchera o bóveda (Vault): Estructura subterránea accesible, diseñada para contener tuberías y componentes de tuberías tales como válvulas, reguladores, etc. Transporte de Gas (Gas Transportation): Es la recolección, transmisión o distribución de gas mediante una tubería. Línea o Tubería (Pipeline): Son todas las partes físicas constitutivas a través de las que el gas es transportado, incluyendo tubos, válvulas, rios, bridas (incluyendo tornillos y sellos), reguladores, recipientes de presión, amortiguadores de pulsaciones, válvulas de alivio y otros dispositivos montados sobre la tubería, unidades de compresión, estaciones de medición, estaciones de regulación y conjuntos fabricados. Dentro de esta definición se incluyen las líneas de recolección y distribución, incluyendo rios que se instalan fuera de costa para transporte del gas desde las facilidades de producción hasta las facilidades costa adentro y el equipamiento para almacenamiento de gas fabricado con tubos. Sistemas de tuberías. Sistema de transmisión (Transmission System): Es uno o más segmentos o sectores de una tubería, usualmente interconectados, formando una red que transporta el gas desde los puntos de recolección, la salida de una planta de procesamiento de gas o un campo de almacenamiento hasta un sistema de distribución de alta o baja presión, un cliente de alto consumo u otro campo de almacenamiento. Línea de transmisión (Transmission line): Es un segmento de una línea instalado entre campos de almacenamiento. Campo de almacenamiento (Storage Field): Es un campo geográfico conteniendo un pozo o un grupo de pozos interconectados que se dedica en forma excluyente al almacenamiento sub-superficial de grandes volúmenes de gas que se utilizarán en el futuro.

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Sistema de distribución. Sistema de distribución de baja presión (Low pressure distribution system): Son los sistemas que operan a la misma presión a la que el gas es suministrado para el consumo de los s. Sistema de distribución de alta presión (High pressure distribution system): Son los sistemas que operan a presiones sustancialmente superiores a la de suministro a los s. Tubería principal (Gas main or distribution main): Es un segmento de la tubería o sistema de distribución instalado para conducir el gas a líneas individuales u otras líneas principales. Línea de servicio de gas (Gas service line): Tubería instalada desde una tubería principal al medidor de consumo de un . Sistema de recolección (Gathering system): Uno o más segmentos de la tubería, usualmente interconectados formando una red, que transportan el gas desde una o más facilidades de producción hasta la entrada de una planta de procesamiento. Cuando no existan plantas de procesamiento, el gas es transportado directamente a las redes de distribución para el consumo. Línea de recolección (Gathering Line): Es una parte del sistema de recolección. Línea de almacenamiento de gas (Gas storage line): Tubería para transportar el gas entre una estación de compresión y un pozo para su almacenamiento subterráneo. Sistemas Misceláneos. Tubería de instrumentos (Instrument Piping): Incluye a todas las líneas, rios y válvulas utilizados para conectar la tubería principal con los instrumentos, aparatos o entre instrumentos y aparatos de medición. Tubería de control (Control piping): Incluye todas las líneas, rios y válvulas utilizados para conectar la tubería principal con los instrumentos, aparatos o entre instrumentos y aparatos de control. Tubería de muestreo (Sample piping): Incluye todas las líneas, rios y válvulas utilizados para recolectar muestras de gas, vapor, agua o aceite. Facilidad de producción (Production facility): Incluye las tuberías y el equipamiento utilizado para la producción, extracción, recuperación, elevación, estabilización, separación, tratamiento, mediciones asociadas y compresión en campo, inyección de gas o suministro de gas combustible. El sistema de tuberías y/o el equipamiento debe ser utilizado para la extracción de gas de petróleo líquido o gas natural desde los yacimientos y su acondicionamiento para el transporte.

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Planta de procesamiento de gas (Gas processing facilities): Es una facilidad utilizada para la extracción de productos comerciales a partir del gas. Medidores, reguladores y estaciones de alivio de presión. Medidores. Medidor del cliente (Customer’s meter): Es el aparato para medir el gas entregado para consumo. Conjunto de medición (Meter set assembly): Incluye la tubería y los rios instalados para conectar el lado de entrada del medidor de gas (línea de servicio) y la salida a la tubería del consumidor. Reguladores. Regulador de servicio (Service regulador): Es un regulador instalado en una línea de servicio de gas para controlar la presión a la que se entrega el gas a un consumidor. Regulador de monitoreo (Monitoring regulador): Es un regulador instalado en serie con otro regulador de presión para asumir automáticamente el control en casos de emergencia. Estación de regulación de la presión (Pressure regulating station): Incluye el equipamiento instalado para reducir y regular automáticamente la presión en la tubería aguas abajo o tubería principal a la que se encuentra conectada. Se incluyen las válvulas, instrumentos de control, líneas de control, cubiertas y el equipamiento de ventilación. Estación de limitación de la presión (Pressure limiting station): Incluye el equipamiento que – bajo condiciones anormales – debe controlar para reducir, restringir y cortar el suministro de gas a un sistema, evitando que la presión exceda de un determinado valor. Este sistema puede asumir el control durante el tiempo que dure la condición anormal que lo convoca. Este sistema también incluye la tubería y los dispositivos auxiliares tales como válvulas, instrumentos de control, líneas de control, cubiertas y equipamiento de ventilación instalados de acuerdo con los requerimientos del código. Alivio de presión. Sistema de alivio de presión (Pressure relief system): Incluye el equipamiento instalado para el venteo de gas del sistema al que protege con el propósito de evitar que la presión exceda un valor predeterminado. El gas puede ventearse a la atmósfera o a otro sistema de contención a menor presión, capaz de almacenar una cantidad suficiente de gas de un modo suficientemente seguro. Se incluyen los dispositivos auxiliares tales como las válvulas, instrumentos de control, líneas de control, cubiertas y equipos de ventilación, instalados de conformidad con los requisitos del código. Válvulas.

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Válvula de cierre (Stop valve): Es una válvula que impide el pasaje de gas en una línea. Válvula de servicio de líneas (Service line valve): Es una válvula de cierre de operación rápida, accesible para la interrupción del suministro de gas a una línea de distribución a s. Debe estar ubicada en la línea de servicio, más allá del regulador de servicio o del medidor. Válvula de control (Curb valve): Es una válvula de cierre instalada debajo de la acera en proximidad o junto a la línea que delimita la propiedad, accesible dentro de una caja de contención y operable mediante una llave o dispositivo removible. Válvula de retención (Check valve): Es una válvula de un sentido. Equipamiento de almacenamiento de gas. Contenedor tipo tubería (Pipe-type holder): Cualquier tramo de tubería utilizado para almacenar gas. Garrafa (Bottle): En términos del Código es una estructura fabricada integralmente con tubos y cabezales de cerramiento forjados o conformados, integrales, ensayados en la planta su fabricante. Contenedor del tipo garrafa (Bottle type holder): Botellón o grupo de botellones interconectados e instalados en un determinado sitio para el almacenamiento de gas. Definiciones de los componentes de los sistemas de tuberías. General. Plástico (Plastic): Término utilizado para describir un material formado esencialmente por componentes orgánicos, cuyo peso molecular es alto o muy alto, sólido en su estado final aunque puede ser conformado por transferencia y modelo (flujo). El Código se refiere a dos tipos de plásticos: Termoplásticos y termoestables (thermosettings). • Termoplásticos (Thermoplastic): Pueden ablandarse y endurecerse repetidamente por aumento y disminución de la temperatura. • Termoestables (Thermosetting): Puede transformarse en un producto sustancialmente insoluble o no fusible cuando se lo cura mediante la aplicación de calor o por procesos químicos. Hierro dúctil (Dúctil iron): Este término que se utiliza para designar el hierro nodular describe materiales fundidos en los que el grafito se encuentra segregado en forma esferoidal lugar de láminar. Fundición de hierro (Cast iron): a secas se aplica a la fundición gris. En este material ferroso la mayor parte del contenido de carbono se encuentra en estado libre, en forma de láminas dispersas en el volumen del componente.

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Ítems de propietario (Proprietary ítems): Componentes fabricados y comercializados por una compañía que posee derechos exclusivos o con restricciones para su fabricación y comercialización. Tubo contenedor (Pipe container): Estructura fabricado mediante tubo y cerramientos apropiados. Tubería. Caño, tubo o tubería (Pipe): Producto tubular prefabricado para su comercialización. Los cilindros fabricados mediante el rolado de chapa no se incluyen en esta definición. Tubo expandido en frío (Cold expanded pipe): Tubos con o sin costura, formado mediante la expansión en frío de modo que su circunferencia se incremente en no menos de un 0,50%. Dimensiones. Tramo (length): Parte de una tubería del largo provisto por su fabricante, con independencia de su longitud real. Espesor nominal de pared (Nominal wall thickness): Es el espesor nominal utilizado en los cálculos de diseño. Bajo los requerimientos del Código, el tubo puede ordenarse por su espesor nominal, sin tener en cuenta las tolerancias por defecto permitidas en la especificación del material. Tamaño nominal de la tubería (Nominal Pipe Size NPS): Es una designación adimensional que establece el tamaño estándar de la tubería (NPS 10, NPS 16). Diámetro nominal o externo (Diameter or Nominal Outside Diameter): Diámetro externo del tubo en la condición en que es especificado o provisto y que no debe confundirse con el NPS. Por ejemplo el NPS 12 tiene un diámetro exterior nominal de 12,75”. Propiedades mecánicas. Tensión (o resistencia de) fluencia (Yield Strength): Cantidad expresada en unidades de fuerza divididas en unidades de longitud al cuadrado (Fuerza por unidad de área), define el nivel de esfuerzo a partir del que un material “fluye”. Este punto no siempre puede definirse estrictamente a partir de las curvas de ensayo mecánico de probetas del material, define el límite a partir del cual parte de la deformación no es recuperable (Deformaciones permanentes). Los valores que deben asignarse a los distintos materiales están definidos en las especificaciones aceptables para el Código. Tensión (o resistencia) de rotura (Tensile Strength): Se expresa en las mismas unidades que la tensión de fluencia y se define por el punto más alto de la curva del ensayo de tracción, estableciendo el máximo valor de la tensión que el material ensayado puede soportar justo antes de la falla.

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Mínima tensión de fluencia especificada (Specified Minimum Yield Strength – SMYS): Expresado en unidades de fuerza por unidad de área, es el valor mínimo de la tensión de fluencia establecido en la especificación a la que responde el material del cual el componente es fabricado. Mínima tensión de rotura especificada (Specified Minimum tensile Strength): Expresado en unidades de fuerza por unidad de área, es el valor mínimo de la tensión de rotura establecido en la especificación a la que responde el material del cual el componente es fabricado. Mínimo alargamiento especificado (Specified Minimum Elongation): Valor expresado en porciento que esta establecido en la especificación de cada material aceptado por el Código. Tubos o caños de acero. Acero al carbono (Carbon Steel): En el lenguaje cotidiano, cuando no se establecen límites para el contenido de otros componentes, el término acero se utiliza para designar al acero al carbono. Para precisar esta acepción, el contenido de otros metales no debe exceder los siguientes límites: Cobre Manganeso Silicio

0,60% 1,65% 0,60%

En todos los aceros al carbono inevitablemente existirán pequeñas cantidades residuales de elementos incorporados en las distintas etapas del proceso de obtención. Esos elementos pueden considerarse aceptables, de existencia incidental y no sujetos a determinación y control. Acero de aleación (Alloy Steel): En lenguaje cotidiano, un acero se considera aleado cuando uno o más de los siguientes elementos superan los valores indicados: Cobre Manganeso Silicio

0,60% 1,65% 0,60%

O cuando se especifica o establece el contenido mínimo de alguno de los siguientes elementos: • • • • •

Aluminio Boro Cromo (hasta 3,99%) Cobalto Columbio Hoja 12 de 146



• • • • • •

Molibdeno Níquel Titanio Tungsteno Vanadio Zirconio

O se agrega otro elemento de aleación con el propósito de alterar las propiedades químicas, físicas o mecánicas. Del mismo modo que en el caso anterior, no puede evitarse la presencia de otros elementos en pequeñas cantidades que no se consideran importantes y que no se especifican o requieren. En tales casos, no deben exceder las siguientes proporciones: Cromo Cobre Molibdeno Níquel

0,20% 0,35% 0,06% 0,25%

Procesos de manufactura (Pipe Manufacturing Process): El Código se refiere a los tipos y designaciones de las uniones soldadas de acuerdo con el estándar ANSI/AWS A3.0 o como se establece expresamente a continuación: •

•

•

Tubería soldada por resistencia eléctrica (Electric-resistance-welded pipe): Tubo fabricado por tramos o en forma continua (de bobina) y luego cortados a medida final. Cada tramo tiene una soldadura longitudinal a tope, formada mediante el aporte de calor generado por efecto Joule (resistencia eléctrica). Las especificaciones típicas de estos productos son ASTM A53, ASTM A135 y API 5L. Tubería soldada a tope en horno (Furnace Butt-Welded Pipe): Hay dos variantes de este tipo: a) Bell-Welded: Tubo producido en tramos individuales con la unión longitudinal a tope generada por presión mecánica (forjado en molde o matriz cónica) a temperatura en el horno. La matriz sirve al doble propósito de conformar a forma tubular y soldar. Especificaciones típicas son ASTM A53 y API 5L. b) Continuous Welded: Producido en forma continua a partir de bobinas, subsecuentemente cortado a las longitudes comerciales. La unión longitudinal a tope se obtiene por la presión (forjado) producida por rodillos. Especificaciones típicas son ASTM A53 y API 5L. Tubería soldada por fusión eléctrica (Electric-fusion-welded pipe): Tubería con una unión longitudinal a tope generada en un tubo preformado. El método de unión es soldadura manual o automática de arco eléctrico, de uno o ambos lados. Las especificaciones de material típicas son ASTM A134, ASTM A139 (sin material de aporte), ASTM A671 y ASTM A672 (con material de aporte).

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•

• •

•

Tubería soldada en espiral (Spiral-welded pipe): La unión se efectúa mediante soldadura por arco eléctrico utilizando juntas a tope, solapadas, etc. Las especificaciones típicas son ASTM A134, ASTM A139, ASTM 5L (Juntas a tope) y ASTM A211 (Juntas a tope, solapadas, etc.). Tubería soldada por presión y resistencia (Electric-flash-welded pipe): La unión se obtiene por la combinación de presión y calentamiento por resistencia eléctrica. La especificación típica es la API 5L. Tubería soldada por doble arco eléctrico sumergido (Double-submerged-arcwelded pipe): Tubería en la que la unión longitudinal se obtiene mediante arco sumergido en dos pasadas, al menos una del lado interno. Las especificaciones típicas son ASTM A381 y API 5L. Tubería sin costura: Tubos fabricados en caliente y – en caso de necesidad - trabajados en frío para obtener la forma y dimensiones finales deseadas. Las especificaciones típicas son ASTM A53, ASTM A106 y API 5L.

Diseño, fabricación, operación y pruebas. General. Area: Clase de ubicación geográfica a lo largo del tendido de la tubería, asignada en función de la proximidad y el tamaño de centros industriales o urbanos (Cantidad y tipo de edificios) en los que habitan personas. La clase de área asignada tiene implicancias en los requerimientos de diseño, fabricación, pruebas, operación y mantenimiento de las tuberías. Tuberías de plástico. Unión mediante cemento solvente (Solvent cement t): Unión que se efectúa en tuberías de plástico termo-estable, utilizando un cemento solvente que forma una unión continua entre las superficies en o. Unión por fusión térmica (Heat fusión t): Unión efectuada en una tubería de plástico termo-estable calentando suficientemente la zona a unir y efectuando cierta presión. Unión por adhesivo (Adhesive t): Unión efectuada en una tubería de plástico utilizando una sustancia adhesiva que forma una unión continua entre las superficies en o, sin disolución. Relación de dimensión estándar (Standard dimension ratio): Relación entre el diámetro externo y el espesor de la sección transversal de una tubería de plástico termo-estable. Tensión hidrostática de larga duración (Long term hydrostatic strength): Es la tensión circunferencial de una tubería de plástico que puede producir la falla en unas 100.000 horas de aplicación continuada. Fabricación.

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Predeformado en frío (Cold springing): En términos del Código es la fabricación de una tubería con un largo nominal menor al requerido para inducir una precarga de montaje que compense esfuerzos operativos total o parcialmente. Incremento de capacidad (Uprating): Es la recalificación (aumento) en la capacidad nominal (parámetros de diseño) de una tubería existente. Diseño. Presión (Pressure): A menos que se indique lo contrario es la presión manométrica (Por encima de la presión atmosférica). Presión de diseño (Design Pressure): Es la presión máxima permitida por el Código, determinada utilizando los métodos y procedimientos aplicables para los materiales y las ubicaciones que corresponde. Presión Máxima de Operación (Maximum Operating Pressure, MAOP): Es la presión más alta a la que una tubería puede operar durante un ciclo de operación normal. Presión Máxima de Operación Permitida (Maximum Allowable Operating Pressure): Es la presión máxima a la que un sistema puede operar de conformidad con los requerimientos del Código. Presión Máxima de Prueba permitida (Maximum Allowable Test Pressure): Es la presión máxima de prueba permitida por el Código, para el material y ubicación que corresponde. Presión de Servicio Estándar (Standard Service Pressure): Es la presión a la cual opera normalmente una tubería. Protección por Sobre-presión (Overpressure Protection): Condición de seguridad provista por dispositivos dispuestos con ese propósito. Presión de prueba de Retención (Standup Pressure Test): Valor de la presión que debe mantenerse durante un período determinado de tiempo, con el propósito de detectar pérdidas por su disminución gradual. Temperatura. Temperatura ambiente (Ambient temperature): Es la temperatura del medio circundante. Temperatura del terreno (Ground Temperatura): Temperatura del terreno en o con o en proximidad de una tubería. Tensiones.

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Expresado en unidades de carga por unidad de superficie, es una magnitud (que puede ser relativamente compleja) que representa o describe el estado de solicitación en un punto o sección de una tubería. Tensión de operación (Operating Stress): Es la tensión que actúa en una tubería en las condiciones de operación normal. Tensión circunferencial (Hoop Stress, SH): Es la tensión que actúa en la dirección circunferencial de una tubería o recipiente, usualmente inducida por la presión (interna o externa) actuante. En este caso, su valor se determina mediante la fórmula de Barlow. PD SH = 2t Tensión Circunferencial Máxima isible (Maximum Allowable Hoop Stress): Es el valor máximo que puede alcanzar la tensión circunferencial aplicada, en función del material, ubicación, condiciones operativas, etc, de conformidad con los requerimientos del Código.

Tensión secundaria (Scondary Stress): Son las tensiones causadas por otras causas diferentes de la presión interna o externa. Las causas expresamente incluidas en el Código son: • Llenado de la trinchera • Tráfico • Acción de viga en la luz • Cargas transferidas por los soportes • Cargas transferidas por conexiones a la tubería Aseguramiento de la Calidad. El sistema de control de calidad esta constituido por las acciones preventivas sistemáticas y planificadas que se requieren para garantizar que los materiales, productos y servicios satisfacen los requerimientos del Código.

Todas las organizaciones que efectúen diseño, fabricación, ensamblado, montaje, inspección, exámenes, pruebas, instalación, operación y mantenimiento en el contexto de la ASME B31.8 debe tener un sistema de Aseguramiento de la Calidad escrito conforme los requerimientos de los documentos aplicables.

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CAPÍTULO I – MATERIALES Y EQUIPAMIENTO Generalidades. Para satisfacer los requerimientos del código, todos los materiales que se utilicen en la construcción del sistema de tuberías (caños, tubos, rios, etc.) y formen parte de la instalación en forma permanente durante su operación, deben satisfacer los niveles de calidad y seguridad, calificados mediante el cumplimiento de los estándares y normas aceptables. Calificación de los materiales y el equipamiento. La calificación de un material o componente requiere de su inclusión en alguna de las siguientes categorías, para las que el Código establece requerimientos específicos:

a) Items que satisfacen los estándares y especificaciones referenciados en este Código (Párrafo 814). Las especificaciones de materiales referenciadas por el Código se incluyen en el Apéndice A. Los estándares no referenciados de materiales de uso frecuente se incluyen en el Apéndice C. Tuberías de acero. Pueden utilizarse los tubos manufacturados de acuerdo con especificaciones de la Tabla siguiente.

Los tubos expandidos en frío deben satisfacer los requerimientos del estándar API 5L. Tuberías de fundición de hierro dúctil. Deben satisfacer los requerimientos de la especificación ANSI A21.52 – Ductile Iron Pipe Pipe, Centrifugally Cast, in Metal Molds or Sand Lined Molds for Gas. Tubos y componentes de plástico. Deben conformar los siguientes estándares: ASTM D 2513 ASTM D 2517

Thermoplastic Gas Pressure Pipe, Tubing, and Fittings. Reinforced Epoxi Resin Gas Pressure Pipe and Fittings. Hoja 17 de 146



Calificación de materiales para tuberías de plástico. El debe investigar y establecer que las propiedades y características del material son adecuadas para las condiciones de servicio (resistencia mecánica, rigidez, resistencia al ataque químico y físico, etc.). Cuando deban unirse materiales de distintas especificaciones, deben conducirse evaluaciones y pruebas tendientes a mostrar la compatibilidad, calidad y seguridad para soportar las condiciones de servicio (Párrafo 842.39). b) Items relevantes para la seguridad para los que el Código establece estándares, que satisfacen los requerimientos de un estándar o especificación que no esta expresamente referenciado en el Código. Todo material que satisfaga una especificación escrita que no difiera substancialmente con los requerimientos de los estándares referenciados por el Código puede utilizarse. Este permiso no exime de la necesidad de considerar debidamente la soldabilidad y otras particularidades que pudieran afectar adversamente la calidad de la construcción. En los casos que en que se curse un pedido formal de aprobación al Comité B31, se debe indicar la especificación a la que el material responde y proporcionar información completa sobre la composición química, propiedades físicas y toda información relevante que permita la evaluación y aprobación antes de su empleo. c) Items no relevantes para la seguridad para los que el Código establece estándares, que satisfacen los requerimientos de un estándar no expresamente referenciado en el Código. Pueden utilizarse en la medida en que se efectúen evaluaciones y pruebas destinadas a determinar su aptitud para el servicio que deben prestar; los niveles máximos de tensión no superen el 50% del valor máximo permitido por el Código y su empleo no se encuentre expresamente prohibido en el Código. d) Items para los que el Código no establece estándares (Compresores de gas). Para calificar su empleo, deben efectuarse evaluaciones y pruebas tendientes a establecer que son adecuados para su utilización para el servicio requerido y las especificaciones técnicas del fabricante satisfacen las condiciones de operación del sistema. e) Items de marca registrada. Aplican los mismos requisitos previos. f) Tubería usada o no identificada. Pueden utilizarse en la medida en que se satisfagan los siguientes requisitos: Tuberías de acero. Se permite el empleo de tuberías extraídas de una línea para su reutilización en la misma línea o en otra operando bajo condiciones de presión y temperatura iguales o menos exigentes, sujeto a ciertas condiciones que se enumeran a continuación.

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Se pueden utilizar tuberías usadas y de especificaciones no identificadas para aplicaciones en las que no se excedan valores de tensión de 6.000 psi (~ 420 kgf/cm2) y no requieran ser conformados a radios de curvatura cerrados, después que una cuidadosa inspección visual asegure que no existen defectos que afecten su resistencia. La soldabilidad debe asegurarse mediante las pruebas que se indican más adelante. Los tubos usados o de especificación desconocida pueden calificarse para operar a tensiones superiores a 6.000 psi o para servicio que requiera curvado a radios pequeños cuando se efectúen los exámenes que se indican en la Tabla y párrafos a las que ella refiere:

(a) Inspección. Las tuberías deben limpiarse interna y externamente para una adecuada inspección visual que determine que esta razonablemente redondo y recto, libre de defectos que limiten su capacidad. (b) Propiedades de curvado. Para tuberías de NPS 2 y menores, un tramo de tubería será curvado en frío a 90º, alrededor de un mandril cilíndrico con un radio de 12 veces el diámetro nominal de la tubería, sin evidencias de defectos injuriosos. Para tubos mayores al NPS 2, se efectuarán las pruebas de aplastamiento del Apéndice H con excepción que la cantidad de piezas a ensayar debe ser igual a las necesarias para establecer la tensión de fluencia mínima. (c) Determinación del espesor. Excepto que el espesor se conozca sin incertidumbre, se deberá medir el espesor en cuatro puntos a 90º en cada extremo del tramo. Cuando se trate de varios tubos que pertenecen a un mismo lote (Grado, tamaño y espesor nominal), se efectuarán mediciones en no menos del 10% de las piezas de

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cada largo individual y no menos del 10% del total. El espesor nominal se calculará como el promedio de las mediciones efectuadas pero en ningún caso excederá de 1,14 veces el menor valor medido en tuberías de NPS 20 o menor y 1,11 en tubos de diámetros nominales mayores. (d) Factor de eficiencia de junta. Cuando no puedan utilizarse los procedimientos del Capítulo IV, se adoptará una eficiencia de junta de 0,60 para tubos de NPS 4 o menores y 0,80 en los demás casos. (e) Soldabilidad. Un soldador calificado efectuará una soldadura circunferencial utilizando el procedimiento calificado correspondiente, bajo las condiciones ambientales más adversas que puedan esperarse. Las probetas se ensayarán de acuerdo con los requerimientos de la API 1104. Se deberá preparar una probeta por cada 100 tramos de tubería cuya soldabilidad desea calificarse cuando se trate de tubos de NPS 4 o mayores y una probeta cada 400 tramos en los restantes casos. Cuando las pruebas requeridas por la API 1104 no puedan satisfacerse, la soldabilidad puede asegurarse mediante ensayos que determinen la composición química y proceder de acuerdo con la Sección IX del ASME B&PVC1. Se debe extraer la misma cantidad de probetas que en el caso anterior. (f) Defectos superficiales. Las tuberías deben inspeccionarse para detectar marcas, ranuras, indentaciones (depresiones), etc., que puedan afectar su comportamiento. (g) Determinación de la tensión de fluencia. Cuando no se disponga de información objetiva sobre las propiedades mecánicas, deberá adoptarse un valor de fluencia máximo de 24.000 psi (~ 1.690 kgf/cm2). Alternativamente, las propiedades mecánicas pueden establecerse mediante el ensayo de tracción establecido en la API 5L, sobre la cantidad de probetas seleccionadas al azar que se indica en la tabla siguiente.

Cuando la relación entre la tensión de fluencia y la de rotura exceda de 0,85 el tubo no podrá utilizarse.

1

Boiler and Pressure Vessel Code.

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La tensión de fluencia será el 80% del promedio, pero no podrá exceder el menor valor medido y en ningún caso se adoptará un valor mayor a 52.000 psi (~ 3.660 kgf/cm2) (h) Prueba hidrostática. Una tubería nueva o usada de especificación desconocida cuya resistencia haya sido degradada por la corrosión u otro mecanismo de deterioro, será sometida a una prueba hidrostática tramo por tramo (antes del ensamblado) o después de ensambladas pero antes de su puesta en servicio. Reutilización de tuberías de fundición de hierro dúctil. Se permite la remoción y reuso de tramos de tubería en aplicaciones en la misma línea o en otras sometidas a condiciones de servicio equivalentes, después que una cuidadosa inspección muestre la ausencia de defectos que reduzcan su calidad y resistencia mecánica. La tubería deberá someterse a la prueba de pérdidas que prevé el Código (Párrafos 841.34 y 841.35). El empleo de tubos de especificación desconocida esta sujeto al cumplimiento de los requerimientos del Párrafo 842.2 (Ductile Iron Requirements) que se desarrollarán más adelante. Se requiere que se efectúen inspecciones que garanticen la calidad de la tubería. Reutilización de tuberías de plástico. Las tuberías de plástico usadas o de especificación conocida con dimensiones que hayan sido comprobadas para uso en servicio de gas natural pueden reutilizarse siempre que satisfagan las especificaciones ASTM D 2513 (termoplásticos) o ASTM D 2517 (Termoestable), se hayan inspeccionado por estado y condición y se instale y pruebe de acuerdo con los requerimientos de este Código para tubería nueva. Materiales para uso en climas fríos. Deben tomarse precauciones especiales cuando se trate de aplicaciones en bajas temperaturas, al seleccionar materiales que posean propiedades de tenacidad (y otras condiciones de diseño) que asegure la ductilidad mínima necesaria. Marcado. Todos los rios serán marcados de conformidad con los requerimientos de sus estándares de fabricación o con la especificación MSS SP-25. Cuando el marcado se efectúe mediante punzonado o matrizado, las herramientas deberán poseer cantos redondeados para evitar inducir discontinuidades que puedan afectar la resistencia mecánica de los componentes. Especificaciones del equipamiento. Excepto para los casos en que expresamente se establecen especificaciones (Apéndices A y C), el Código no provee especificaciones completas para cubrir todos los componentes que se requieren para la correcta operación de una instalación para el transporte de gas natural.

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En general se proveen líneas y guías en diferentes secciones pero se reconoce la necesidad de utilizar el criterio profesional para asegurar que, en los casos en que no se establecen reglas, se proceda de modo de satisfacer los objetivos de seguridad y filosofía general del Código. Transporte de la tubería. Toda tubería que tenga una relación diámetro – espesor mayor o igual a 70 y que deba ser utilizado para presiones de diseño que den lugar a tensiones circunferenciales iguales o mayores al 20% de la tensión de fluencia mínima especificada, deberán acondicionarse para el transporte de acuerdo con los requerimientos de la API RP 5L1 (Ferrocarril) o API RP 5LPW (Buques).

En los casos en que no pueda probarse objetivamente que las condiciones de transporte hayan sido las indicadas, los tubos serán probados hidrostáticamente durante dos horas a una presión mínima de 1,25 veces la MAOP si serán instalados en ubicaciones Clase 1 o una presión mínima de 1,50 veces la MAOP en cualquier otro caso.

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CAPÍTULO II – SOLDADURA Generalidades. Las previsiones de este capítulo se aplican a las uniones de tuberías de acero, fundición de hierro dúctil y cubre soldaduras de tope y filete en uniones soldadas en tubos, rios y equipamiento, estando exceptuadas las soldaduras longitudinales efectuadas para la fabricación de los tubos (fabricante).

Las soldaduras pueden efectuarse con la tubería fija en posición o girando el tubo, cuando esto resulte posible y conveniente. Todas las soldaduras se efectuarán después de preparar y calificar los procedimientos y los operadores de soldadura de acuerdo con los requerimientos del Código. Los estándares de aceptabilidad para sistemas de tuberías que trabajarán a tensiones mayores o iguales al 20% de la tensión de fluencia mínima serán los que se establecen en la API 1104. Cuando deban efectuarse soldaduras en zonas en las que existan riesgos por la presencia de gas, deberán tomarse las precauciones necesarias para asegurar la ausencia de mezclas en proporciones combustibles o explosivas. Los términos de soldadura se corresponden con el estándar ANSI/AWS A3.0. Preparación para la soldadura. Soldaduras a tope. Algunos tipos de soldaduras permitidos se incluyen en el Apéndice I, cuyo contenido se resume a continuación por conveniencia.

Generalidades. La preparación de biseles puede efectuarse de acuerdo con los esquemas mostrados en la Fig. I4. Cuando la unión consista de materiales de distinta resistencia, e material de aporte debe poseer una resistencia igual o mayor a la mayor de ambas. No hay límite al ángulo mínimo de las secciones ahusadas para evitar transiciones bruscas. Para propósitos de diseño, el máximo valor del espesor de diseño de la sección de mayor espesor no puede adoptarse mayor que 1,50 veces el menor espesor. Diámetros desiguales.

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En tuberías diseñadas para trabajar a una tensión isible igual o menor al 20% de la SYMS, se iten diferencias (offset) de hasta 1/8” sin preparación especial de bordes, con tal que se asegure la penetración completa. Para tuberías diseñadas para trabajar a más del 20% de la SYMS: 1) Cuando el espesor nominal de pared de las partes a unir no difiere en más de 3/32”, no se requiere preparación especial de biseles con tal que se obtenga una soldadura de penetración completa como la de la Fig.I5. 2) Para el caso de diferencias mayores, se debe asegurar una transición con un ángulo comprendido entre 14º y 30º, diseñada de modo compatible con las posibilidades de al interior y exterior de la tubería. Soldaduras de filete. Las dimensiones mínimas de las soldaduras de filete a utilizar en la unión de bridas “Slip-on” y “Socket Welds” se muestran en la Fig. I6 del Apéndice I. Otras dimensiones mínimas para aplicaciones similares se muestran en las Figs. 11 y 12 del citado apéndice. Soldaduras de sellado. Estas soldaduras deberán efectuarse por soldadores calificados. Se permite el empleo en uniones roscadas aunque no puede acreditarse aporte a la resistencia. Calificación de procedimientos y de soldadores. En los sistemas diseñados para operar a tensiones circunferenciales menores o iguales al 20% de la SYMS, deben calificarse de acuerdo con el API 1104 o la Scción X del ASME B&PVC o de acuerdo con los requerimientos del Apéndice G. Requerimientos para sistemas operando a más del 20% de la SYMS. Los procedimientos de soldadura y los operadores deben calificarse de acuerdo con los requerimientos de la Sección IX del ASME B&PVC o del API 1104/ Cuando los operadores de soldadura calificados de acuerdo con la API 1104 actúen en tuberías de estaciones de compresión, su calificación debe basarse en los ensayos destructivos. Variables para la calificación de operadores. La API 1104 y la Sección IX del ASME B&PVC describen los parámetros del proceso que se consideran como variables esenciales, aplicables a la calificación de los operadores. Recalificación de operadores. Cuando los operadores hayan permanecido inactivos durante períodos mayores o iguales a los seis meses, deben recalificarse. Todos los soldadores deben recalificarse al menos una vez por año.

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Registros de calificación. Los registros con la información relevante de los procesos de calificación debe mantenerse en archivos, al menos durante el tiempo en que dicho procedimiento se encuentra en uso. La Compañía Operadora es responsable de mantener registros de los procesos de calificación que indiquen las fechas y resultados de las pruebas de calificación. Precalentamiento. Se determinará de conformidad con los requerimientos del Código aplicable, en función de la composición química (Carbono equivalente), espesores a unir, etc. Cuando se suelden materiales disímiles, el material con requerimientos más estrictos gobernará la temperatura de precalentamiento mínima. El precalentamiento puede efectuarse mediante cualquier método adecuado que asegure una temperatura razonablemente uniforme, la que será verificada mediante lápices térmicos, pirómetros de termocupla o cualquier otro método de medición compatible con las temperaturas máximas y las tolerancias establecidas. Alivio de tensiones. De conformidad con los requerimientos del ASME B&PVC, Sección VIII, Div. 1. Independientemente de la composición química, debe considerarse la necesidad de alivio de tensiones cuando las condiciones ambientales den lugar a enfriamientos demasiado bruscos. Las siguientes pueden considerarse excepciones a la regla: a) Soldaduras de filete o de bisel en uniones de ½” que se utilicen para unir tubos de NPS 2 o menores. b) Soldaduras de filete o de bisel en uniones de 3/8” utilizadas para fijar elementos agregados a la tubería o para unir elementos no sometidos a presión. Las soldaduras en espesores iguales o mayores a 1,25” deben someterse al proceso de alivio de tensiones. Si cualquiera de los materiales de una unión con materiales disímiles requiere alivio de tensiones, la unión será sometida a ese tratamiento. Temperatura de alivio de tensiones. El tratamiento de alivio de tensiones debe efectuarse a temperaturas no menores de 1.100 ºF (~ 595 ºC) en aceros al carbono y a 1.200 ºF (~ 650 ºC) o superiores en aceros ferríticos aleados. El calentamiento a la temperatura de tratamiento debe ser suficientemente suave, manteniendo el material a temperatura de tratamiento no menos de 1 hr/pulg de espesor de pa-

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red, pero en ningún caso menos de ½ hora. El enfriamiento también deberá efectuarse de un modo suficientemente suave. Métodos para el alivio de tensiones. El sistema completo, considerado como una unidad, debe ser tratado antes de ser unido a otras partes. El calentamiento podrá localizarse en una banda de un ancho no menor de 2” (50 mm) a cada lado del cordón de soldadura a tratar, tomando precauciones para que los gradientes de temperatura sean relativamente bajos. Las derivaciones pueden tratarse mediante el calentamiento localizado en una banda de las mismas dimensiones del párrafo anterior. Equipamiento para el tratamiento de alivio de tensiones. Puede efectuarse mediante inducción eléctrica, alentadores de anillo de llama, torchas y cualquier otro método de calentamiento que asegure una distribución de temperaturas relativamente uniforme. Las temperaturas de alivio de tensiones deben verificarse mediante el uso de pirómetros de termocupla o cualquier otro instrumento de rango, exactitud y sensibilidad adecuados. Prubas e inspecciones de las soldaduras. Tuberías diseñadas para trabajar a tensiones iguales o menores al 20 % de la SYMS. Los cordones se inspeccionarán visualmente o mediante técnicas de muestreo. Las soldaduras defectuosas serán removidas o reparadas. Tuberías diseñadas para trabajar a tensiones mayores al 20 % de la SYMS. Deben utilizarse técnicas de END tales como RX, Partículas Magnéticas o equivalentes. No se permitirá la inspección mediante trepanado. La cantidad de costuras efectuadas en campo a inspeccionar se seleccionará al azar cada día de construcción de la línea y serán inspeccionadas en la circunferencia completa o – cuando la compañía operadora así decida la inspección parcial – el largo total examinado deberá satisfacer el mínimo que se establece para cada clase de localización. 1) 2) 3) 4) 5)

10% para soldaduras en ubicaciones Clase 1. 15% para soldaduras en ubicaciones Clase 2. 40% para soldaduras en ubicaciones Clase 3. 75% para soldaduras en ubicaciones Clase 4. 100% para soldaduras en estaciones de compresión, cruces de ríos navegables, cruces de autopistas mayores y de vías de ferrocarril cuando resulte práctico, pero no menos de 90%. 6) 100% de las soldaduras de cierre no sometidas a prueba hidrostática.

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Todas las soldaduras inspeccionadas deberán conformar los estándares de calidad de la API 1104, debiendo repararse o reemplazarse en caso que no los satisfagan. El examen radiográfico deberá efectuarse de acuerdo con la API 1104. Para las tuberías de NPS 6 o menor, diseñadas para operar a tensiones iguales o menores al 40% de la SYMS, los requerimientos anteriores son opcionales, pero deben inspeccionarse visualmente y ser aprobadas por un inspector de soldadura calificado. Adicionalmente a los requerimientos indicados, todas las soldaduras deberán ser examinadas por personal calificado. Reparación o remoción de soldaduras defectuosas en tuberías que operarán a tensiones iguales o mayores al 20% de la SYMS. Conformarán los requerimientos de la API 1104.

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CAPÍTULO III – SISTEMAS DE TUBERÍAS Y DETALLES DE FABRICACIÓN Generalidades. Este capítulo provee reglas para:

1) Especificaciones aplicables para la selección de componentes y rios, con Excepción de la propia tubería. 2) Métodos aceptables para el marcado de derivaciones. 3) Previsiones para tener en cuenta los cambios de temperatura. 4) Métodos aprobados para soporte y anclaje de sistemas de tuberías expuestas y enterradas. No se incluyen reglas y previsiones para: 1) 2) 3) 4) 5) 6)

Materiales de tuberías (Capítulo I) Procedimientos de soldadura (Capítulo II) Diseño de la tubería (Capítulo IV) Instalación y prueba de sistemas de tuberías (Capítulo IV) Condiciones especiales para tuberías aguas afuera (Capítulo VIII) Condiciones especiales para tuberías operando en medio ácido (Capítulo IX).

Componentes de sistemas de tuberías. Generalidades. Deben satisfacer los requerimientos de este capítulo y – cuando sea necesario – con las prácticas del buen arte, procedimientos reconocidos de ingeniería que les permitan soportar la presión de diseño y otras cargas a las que el sistema estará sometido durante la operación.

La presión de prueba hidrostática debe ser considerada como un factor que puede limitar o gobernar el diseño o la selección de componentes que deberán mantener la integridad estructural y la hermeticidad. Válvulas y dispositivos de reducción de presión. Deben satisfacer los estándares y especificaciones aceptadas por el Código y cumplir con las limitaciones de servicio establecidas por el fabricante.

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Las válvulas con cuerpo de fundición dúctil de acero según la especificación ASTM A 395, dimensiones de acuerdo con la ANSI B16.1, ANSI B16.33, ANSI B16.34, ANSI B16.38, API 6D o ASME B16.40 pueden utilizarse reduciendo la MAOP al 80% de la correspondiente a válvulas de acero equivalentes, sujeto a los siguientes requisitos adicionales: 1) La presión de diseño no excede de 1.000 psi. 2) No se utilizan soldaduras en la instalación o fabricación de la válvula. Este tipo de válvulas no puede utilizarse en estaciones de compresión de gas. Las roscas de las válvulas deberán conformar los requerimientos de las especificaciones ANSI B1.20.1, API 5L 0 API 6ª. Los reductores de presión deben cumplir los mismos requisitos que las válvulas. Bridas. Las dimensiones de las bridas deberán conformar los siguientes estándares:

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Las bridas, rios, válvulas forjadas o fundidas del tipo integral están permitidas dentro de las presiones establecidas en los estándares listados más arriba, sujeto a las limitaciones que se establecen en los párrafos siguientes de este Código. Las bridas “Slip-on” cuadradas deberán sustituirse por las del tipo con cubo de resistencia equivalente, sustanciada mediante los procedimientos de cálculo del Apéndice 2, Sección VIII, Div.1 del ASME B&PVC. Para las bridas tipo “Welding Neck” aplican los requerimientos de las normas ASME B16.5 y MSS SP-44. El agujero de la brida debería ser igual al de la tubería a la que esta irá unida. Los detalles de preparación de bordes pueden observarse en la Fig. I5 del Apéndice I. Las caras de o de las bridas de fundición de hierro, hierro dúctil y acero deberán poseer la terminación superficial establecida en la especificación MSS SP-6 y las fabricadas con materiales no ferrosos la ANSI B16.24. Las bridas de clase menor a 125 deben utilizarse con sellos de cara completa para evitar sobrecargas durante la instalación. En este caso, pueden emplearse tornillos ASTM A193 y en cualquier otro caso solo pueden utilizarse tornillos ASTM A 307 Gr. B, sin otro tratamiento que no sea el de alivio de tensiones. El mismo temperamento debe utilizarse en el caso de bridas de fundición de hierro de la clase 250 o menor, integrales o roscadas. Las bridas de acero de la clase 150 pueden unirse a otras de clase 125, eliminado las caras elevadas, utilizando sellos de cara completa y tornillos ASTM A193 o sellos convencionales con tornillos ASTM A307 Gr. B, sin otro tratamiento que no sea el de alivio de tensiones. Las buenas prácticas sugieren seguir las mismas reglas cuando se unen bridas de clase 300 a otras de clase 250 de fundición de hierro. Las bridas “Welding Neck” de acero, forjadas con el diámetro de agujero establecido en la ANSI B16.1 y el espesor del cubo modificado, dimensiones de cubo y detalles de las caras especiales, pueden utilizarse en uniones a bridas de fundición de hierro clase 125 con los estándares de presión y temperatura de la ANSI B16.1 con tal que: 1) El mínimo espesor del cubo no sea inferior al indicado en el Apéndice I, Tabla I1, para bridas de bajo peso. 2) Las bridas se utilicen con sellos no-metálicos de cara completa. 3) El diseño de la unión haya sido calificado mediante pruebas.

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Las bridas fabricadas de fundición de acero dúctil deben conformar el estándar ANSI B16.42. Tornillos. Los tornillos y espárragos deben tener longitud suficiente para sobresalir por completo por fuera de la cara de la tuerca. Excepto cuando no se permita, los tornillos conformarán la especificación ASTM A 193, ASTM A320, ASTM A354 o de acero tratado según ASTM A449. Los tornillos para bridas Clase 150 y 300 operando en el rango de temperaturas entre -20 ºF y 450 ºF (-29 ºC a 232 ºC) pueden ser del tipo ASTM A307 Gr. B. Los materiales utilizados para las tuercas deben conformar la especificación ASTM A194 y cuando corresponda la ASTM A307 (Tornillos de la misma especificación). Los tornillos, espárragos y prisioneros deberán roscarse de acuerdo con la especificación ANSI B1.1, con los grados y clases que se detallan a continuación: 1) Acero al carbono. Roscas bastas Clase 2A con tuercas Clase 2B. 2) Acero aleado. En diámetros de 1” o menores se utilizará la serie basta y en diámetros mayores a 1,125” se utilizarán 8 hilos por pulgada, Clase 2A para los tornillos y 2B para las tuercas. Se pueden utilizar tornillos de cabeza cuadrada y hexagonal que conformen la especificación ANSI B18.2.1 y B18.22. Las tuercas pueden fabricarse a partir de barras siempre que su eje coincida con el de rolado de las barras en casos en que al menos una de las bridas sea de fundición de hierro, con presiones de diseño menores o iguales de 250 psig. En cualquier otro caso, solo pueden emplearse cuando se trata de tamaños menores de ½”. Sellos. Deberán seleccionarse para satisfacer las condiciones de servicio mecánicas y químicas, teniendo en cuenta que en aplicaciones a más de 250 ºF, los sellos deberán ser de material ignífugo. Los sellos metálicos no se utilizarán con bridas de la clase 150 o menor. La inclusión de asbestos esta permitida en la medida en que conforme los requerimientos de la norma ANSI B16.5. Los sellos de cara completa deben utilizarse en los casos anteriores en que fueron expresamente requeridos por el Código, para bridas de bronce y para bridas de fundición de las clases 125 y 150.

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Los sellos del tipo anillo metálico deben conformar el estándar ANSI B16.20. rios que no son válvulas y bridas. rios estándar. Cuando sean unidos mediante soldaduras de tope, deben satisfacer los requerimientos de la ANSI B16.9 o de la MSS SP-75, seleccionados para la misma presión y temperatura de diseño que la tubería. El diseño debe ser tal que la presión de rotura o falla debe ser igual o mayor que la de la tubería.

No se requiere la prueba hidrostática por el fabricante o previa a su instalación pero deben ser capaces de superar la prueba hidrostática de campo con la presión que establezca su fabricante sin evidencias de pérdidas ni deterioro que impida su correcta operación. Los rios del tipo “Socket-Welding” deberán conformar el estándar ANSI B16.11. Los rios de fundición de hierro dúctil deben conformar las especificaciones ANSI B16.42 o ANSI A21.14. Los rios de termo-plásticos deben cumplir la especificación ASTM D2513 y los de plástico termo-estable la ASTM D2517. rios especiales. Cuando se utilicen rios que no responden a una especificación reconocida, pueden calificarse cumpliendo los requerimientos del Párrafo 831.36 – Pressure Design of Other Pressure-Containing Components. Derivaciones. En términos generales se permiten agujeros roscados en tuberías de fundición de hierro que no posean refuerzo cuando tengan un tamaño de hasta un 25% del diámetro nominal de la tubería, aunque cuando existan condiciones inusuales o anormales climáticas o del terreno que puedan sobrecargar la tubería, solo estarán permitidas en tuberías de NPS 8 o mayor. Se pueden utilizar rios mecánicos para las operaciones de “Hot-Tapping” en la medida en que hayan sido diseñados para las condiciones mecánicas imperantes. Aberturas para el equipamiento de control. Pueden utilizarse sujetas a condiciones semejantes a las del caso anterior. Componentes especiales fabricados mediante soldadura. Los diseños de las aberturas deben satisfacer los requerimientos de los párrafos 831.4, 831.5 y 831.6 que se describirán más adelante.

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Las unidades prefabricadas que utilizan chapas con costuras longitudinales, en contraste con las tuberías que han sido fabricadas y probadas de acuerdo con los requerimientos del Código, serán diseñadas, fabricadas y probadas de acuerdo con los requerimientos del ASME B&PVC. Todo componente prefabricado bajo la jurisdicción de este Código deberá satisfacer la prueba sin evidencias de fallas, pérdidas, deformaciones, etc., bajo la misma presión a que serán probados los restantes componentes de la instalación. Cuando la unidad deba instalarse en una tubería existente, la prueba se realizará antes del montaje o bien será sometida a una prueba de pérdidas a la presión de operación de la línea. Diseño a presión de otros componentes sometidos a presión. Los componentes que no están cubiertos por los estándares aceptados o referenciados por el Código en el Apéndice A y para los que no se proveen reglas de diseño específicas, pueden emplearse si se demuestra por similitud con otros componentes que son adecuados para las condiciones de servicio impuestas. En ausencia de tal semejanza, debe probarse que el diseño es adecuado utilizando métodos y criterios consistentes con la filosofía general del Código y substanciado por medio de alguna de las siguientes alternativas: a) Pruebas y ensayos de acuerdo con el párrafo UG-101 del ASME B&PVC. b) Análisis experimental de tensiones de acuerdo con el Apéndice 6, Sección VIII, División 2 del ASME B&PVC. c) Cálculos de ingeniería. Tapas de cierre rápido. El Código no contiene guías para el diseño de tapas de cierre rápido para componentes sometidos a presión. Sin embargo establece la necesidad que sean capaces de operar a las temperaturas y presiones de diseño del sistema. Los elementos de traba deben conformar los requerimientos del ASME B&PVC, Sección VIII, Div.1, Párrafo UG-35(b). rios de cierre. Deben diseñarse de acuerdo con los requerimientos de la ANSI B16.9 o la MSS SP-75. Cabezales de cierre. Pueden utilizarse los tipos estándares de cabezales elípticos, toriesféricos y esféricos, diseñados de acuerdo con los requerimientos del ASME B&PVC, Sección VIII, Div. 1, teniendo en cuenta que las tensiones isibles deben conformar los requerimientos de este Código y en ningún caso podrán superar el 60% de la SYMS.

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Las partes soldadas para la fabricación de esos componentes deberán inspeccionarse de acuerdo con los requerimientos de ese Código. Cierres prefabricados. Los tapones (Bull Plugs) y niples (Swages) Piel de Naranja “Orange Peel” no pueden utilizarse en sistemas que operan a tensiones superiores al 20% de la SYMS. Las terminaciones tipo “Cola de pescado” y los cabezales planos solo están permitidos para sistemas de tuberías de NPS 3 o menos, operando a presiones menores de 100 psig. Las tapas planas para tuberías de tamaño mayor a NPS 3 deberán diseñarse de acuerdo con los requerimientos del ASME B&PVC, Sección VIII, Div. 1. Refuerzo de derivaciones. Las reglas del Código permiten asegurar que los niveles de tensión en las aberturas se mantengan dentro de valores aceptables para esfuerzos locales. Sin embargo, estas previsiones solo tienen en cuenta la presión interna (o externa) como condición de carga prevaleciente.

En los casos en que se impongan cargas mecánicas o de expansión cuya magnitud sea significativa, es necesario efectuar estudios complementarios mediante técnicas apropiadas de análisis (MEF). El criterio del Código se basa en la compensación del área removida por la abertura utilizando el aporte de material en exceso existente en las zonas circundantes a la abertura, restringiendo los detalles de diseño permitidos en función de la relación entre el diámetro de la derivación y el del tubo de transporte por un lado y la relación entre la tensión circunferencial actuante y la SYMS (Tabla 831.42).

Las letras entre paréntesis que corresponden a cada situación remiten a los párrafos del código que establecen los requerimientos de diseño para el refuerzo externo, en caso que este sea requerido (Párr. 831.42). Hoja 34 de 146



Las reglas detalladas para el cálculo de verificación de la necesidad de refuerzo y sus dimensiones se incluyen en el Apéndice F. Cuando el material considerado para el refuerzo tenga menor resistencia que el material removido, el área geométrica que aporta debe corregirse en función de dicha relación, aunque no se permite acreditar un mayor aporte en casos de mayor resistencia. Esto implica multiplicar las áreas por un factor de corrección que depende de la relación entre la resistencia del material de refuerzo y la del material de la abertura:

f =

1, 00 ←

S ref

S ref

S ref

←

S ab

≥1

<1 S ab S ab Se deben incluir agujeros de venteo que permanecerán abiertos para permitir la salida de gases durante la soldadura y detectar pérdidas durante la prueba hidrostática. Esos venteos deberán sellarse antes de poner la tubería en servicio.

Las costillas que se instalen para reforzar la unión no se considerarán aportando área de refuerzo a la abertura sino para el propósito específico que se instalan. Debe tenerse en cuenta que se producen zonas de concentración de tensiones donde las escuadras o costillas rematan contra la derivación y la tubería principal. Cuando el ángulo de la conexión sea menor de 85º debe considerarse el mayor debilitamiento inducido por el incremento de la abertura en la dirección longitudinal (crítica). Siempre que resulte posible por problemas de , el canto interno de la abertura deberá redondearse con un radio de 1/8”. Cuando el refuerzo sea del tipo montura o poncho y se extienda hasta o más allá de la línea media de la tubería, independientemente del detalle requerido por el Código, se utilizará una camisa de circunferencia completa. Refuerzo de aberturas múltiples. Cuando las áreas de refuerzo se solapan, se debe instalar un solo refuerzo que compense todas las aberturas.

Se recomienda que la distancia entre centros de aberturas múltiples sea mayor o igual al 50% de la suma de los diámetros. En este caso debe instalarse la mitad del refuerzo en la zona entre aberturas.

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Cuando la distancia entre centros de conexiones próximas se encuentre a menos del 33% de la suma de los diámetros, no puede acreditarse el aporte del metal en la zona de unión entre ambas. Cualquier número de conexiones próximas puede considerarse como una sola abertura de diámetro igual al de la circunferencia que las circunscribe a todas. Aberturas conformadas. Las aberturas conformadas mediante extrusión deben satisfacer los requisitos del Apéndice F, Fig. F1) y las reglas de diseño no aplican al caso en que se apliquen refuerzos no integrales (Monturas o ponchos).

El fabricante deberá marcar de modo indeleble estos rios incluyendo la presión y temperatura de diseño y la leyenda que esos valores fueron establecidos de acuerdo con los requerimientos de este código. También deberá figurar el nombre del fabricante y su marca comercial. Expansión y Flexibilidad. Los requerimientos de esta sección del Código se aplican tanto a tuberías enterradas como a los tramos aéreos, fabricados con materiales que respondan a las especificaciones permitidas.

Para la determinación de la expansión producida por cambios de temperatura puede calcularse utilizando los valores del coeficiente de expansión térmica que se incluyen en la Tabla 832.2.

Requerimientos de flexibilidad.

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Los sistemas de tuberías deben diseñarse con flexibilidad suficiente como para que las deformaciones impuestas por cargas de expansión (movimiento de soportes, equipos o cambios de temperatura) no den lugar a esfuerzos excesivos. Los medios para proveer de la flexibilidad requerida son: 1) 2) 3) 4)

Cambios en el tendido evitando tramos rectos entre puntos fijos Inclusión de lazos, liras u omegas Inclusión de juntas de expansión Inclusión de manguitos de deslizamiento

En los dos últimos casos debe tenerse en cuenta el cambio significativo en el comportamiento de los tramos de tubos, que dejan de tomar las cargas axiales debidas a la presión, salvo que se incluyan elementos de retención adicionales diseñados para transferir las cargas de empuje no balanceadas. En general se requiere de un análisis de flexibilidad que incluya al sistema como un todo, incorporando las interacciones con otras estructuras a través de los soportes, la fricción en soportes tipo guía y toda otra particularidad que influya en los esfuerzos sobre todos los componentes. El incremento de las tensiones producida por la presencia de componentes estándar debe tomarse en cuenta a través de los factores de flexibilidad y los coeficientes de intensificación de tensiones (Apéndice E). Este tipo de análisis puede llevarse a cabo de un modo rápido y directo mediante el empleo de programas específicos que incluyen la mayoría de las verificaciones requeridas por las distintas ediciones de las diferentes secciones de la B31 y estándares referenciados. La mayoría de esos programas incluyen bases de datos de soportes, fuelles, bridas, propiedades de materiales, coeficientes de intensificación de tensiones, etc. Hoja 37 de 146



Las propiedades geométricas de los tubos deben basarse en las dimensiones nominales y en el cálculo de las tensiones longitudinales se debe adoptar una eficiencia de junta soldada E = 1,00. El rango total local de temperatura debe usarse en los cálculos independientemente que la tubería haya sido precargada en frío (Cold Springing), que puede incorporarse formalmente en los cálculos. En los cálculos de flexibilidad debe considerarse el módulo de elasticidad a temperatura de montaje (ambiente). Combinación de tensiones. Las tensiones de expansión deben combinarse en el cálculo de una tensión equivalente de acuerdo con la siguiente expresión:

El máximo rango combinado de la tensión equivalente debida a la expansión no puede exceder de 0,72 S (72% de la tensión de fluencia mínima especificada). La combinación de las siguientes cargas no debe superar la tensión de fluencia: (a) La tensión combinada debida a la expansión, SE. (b) La tensión longitudinal debida a la presión. (c) La tensión longitudinal de flexión debida a cargas exteriores (Peso propio, contenido, viento, sismo, etc.) Adicionalmente, la combinación de las cargas (b) y (c) no debe exceder de 0,75 S. Para el cálculo de las reacciones, puede aplicarse la siguiente fórmula que utiliza los resultados del análisis de flexibilidad (R) y el factor de precarga en frío (Cs):

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⎛ 2 ⎞ 1 − Cs R ← Cs < 0, 60 R ' = ⎜⎝ 3 ⎟⎠ Cc ← 0, 60 ≤ Cs < 1 Soportes y anclajes para tuberías expuestas. Generalidades. Las tuberías deben soportarse para prevenir movimientos o desplazamientos excesivos, limitar los esfuerzos, etc. Al mismo tiempo deben seleccionarse para permitir la libre dilatación que podría causar elevadas tensiones de origen térmico.

Como regla general, los desplazamientos deben restringirse al mínimo posible, compatible con los requerimientos operativos, en forma continuada y confiable. Materiales, diseño e instalación. Los soportes permanentes deben diseñarse utilizando materiales no combustibles y conformando las buenas prácticas de ingeniería. Cargas sobre los soportes. Deben tenerse en cuenta las acciones ejercidas por la tubería y particularmente aquellas que surgen como consecuencia de empujes no balanceados por la presencia de fuelles, codos, etc. Vinculación de los soportes a la tubería. Cuando la tubería sea diseñada para trabajar a una tensión circunferencial menor del 50% de SYMS los soportes pueden soldarse directamente a la tubería. En otros casos, debe proveerse de un soporte que se vincule en la circunferencia completa de la tubería con uniones soldadas continuas. Anclajes para tuberías enterradas. Los codos y desalineamientos de las tuberías pueden causar esfuerzos importantes cuando no se encuentren correctamente asentados en el terreno circundante, que debe estar convenientemente compactado para resistir las cargas de compresión a las que se encontrará sometido. Cuando no pueda garantizarse que se desarrollarán fuerzas de fricción suficientes entre la tubería y el terreno, debe preverse la necesidad de instalar anclajes y retenciones. Cuando se trate de tuberías sometidas a tensiones circunferenciales relativamente altas, debe preverse un apoyo continuo y estable que evite sobrecargas sobre los tramos afectados.

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Cuando se efectúen excavaciones para el agregado de derivaciones a una tubería, se deberá cuidar el rellenado para garantizar adecuado apoyo y consolidación. Las líneas subterráneas interconectadas pueden interactuar debido a fricción insuficiente que no sea capaz de prever los desplazamientos relativos que pueden causar cargas importantes en líneas relativamente largas.

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CAPÍTULO IV – DISEÑO, INSTALACIÓN Y PRUEBAS Previsiones generales. Los requerimientos de diseño del Código se consideran adecuados para la seguridad pública bajo todas las condiciones encontradas en la industria del gas. Sin embargo, pueden darse situaciones particulares que merezcan atención adicional para su resolución en el contexto de las buenas prácticas de ingeniería.

Entre otras se mencionan las siguientes situaciones: • • • • • •

Largas luces no soportadas. Suelo inestable Vibraciones de origen mecánico y acústico Desplazamientos diferenciales inducidos por sismos Esfuerzos de origen sísmico Tensiones causadas por diferencias de temperatura

La causa más importante de daños a tuberías es el o con personas que por diversas razones realizan actividades en las proximidades del tendido. La ejecución de tareas de construcción, mantenimiento, etc. puede provocar el o entre el equipamiento y la tubería con los consiguientes daños. Por lo tanto, la probabilidad que ocurra este tipo de daños esta directamente asociada a la densidad poblacional, actividades urbanas o industriales, etc. En reconocimiento a esta cuestión, este Código prescribe distintas medidas como, por ejemplo, incrementar la profundidad de la tapada en función de la Clase de Localización, cualidad que se asigna en función del grado de exposición de la tubería a actividades humanas. Otra medida que apunta en la dirección de mitigar las consecuencias de eventuales os es la de disminuir las tensiones isibles (aumentando la robustez del diseño) en la medida en que aumenta la densidad poblacional (Clases de localización más altas). La modificación en la denominación (Indice de Densidad de Población por Clase de Localización) y en la designación de los niveles (Originalmente literales y actualmente números) no impide que exista una correlación que asegura requerimientos de seguridad comparables. Los sistemas de tuberías construidos bajo la clasificación establecida en ediciones anteriores del Código pueden continuar operando en la medida en que respondan a la clasificación vigente en el momento de su construcción y que se encuentren libres de defectos no aceptables por el Código.

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Edificios para ocupación humana. Generalidades. Para establecer la cantidad de edificios para uso humano en la jurisdicción de una tubería, debe delimitarse una zona distante ¼ de milla (~ 400 m) a cada lado del eje del trazado de la tubería, dividir la tubería en tramos de un largo de una milla (~ 1.600 m) al azar y contar la cantidad de edificios que quedan encuadrados dentro de cada zona.

En este conteo el Código remienda no tomar límites estrictos previendo posibles expansiones urbanas, asentamientos industriales, etc. Clases de Localización para el diseño y la construcción. Clase de localización 1: Existen menos de 10 edificios destinados para la ocupación humana en el área de influencia. • •

Clase 1, División 1: El factor de diseño esta comprendido entre 0,72 y 0,80. La presión de prueba hidrostática es de 1,25 veces la MAOP. Clase1, División 2: El factor de diseño es igual o menor a 0,72 y la presión de prueba hidrostática es 1,10 veces la MAOP.

Clase de localización 2: Contiene entre 10 y 46 edificios destinados a ocupación humana. Clase de Localización 3: Contiene más de 46 edificios destinados a ocupación humana y excluye las áreas Clase 4. Clase de Localización 4: Areas en las que prevalecen edificios de varios pisos, de tráfico pesado o denso, con varias otras facilidades de servicio bajo tierra. Para la asignación de las Clases de Localización 1 y 2 deben efectuarse consideraciones adicionales relacionadas con la posibilidad de congregación de personas. La asignación de una clase se refiere únicamente a un área geográfica que reúne determinadas condiciones y no necesariamente indica que puede utilizarse el máximo factor de diseño permitido para todas las ubicaciones y componentes dentro de esa área. Debe ponderarse el criterio y la filosofía del Código en el sentido de minimizar los riesgos por exposición de ciertos tramos o componentes a la actividad humana. Tuberías de acero. Los requerimientos de diseño para tuberías de acero que sean usados en transporte de gas deben tener un espesor mínimo que, basado en la presión de diseño, satisfaga la expresión siguiente: 2St P= FET D Los términos de la ecuación anterior son: Hoja 42 de 146



Control y arresto de la fractura. Se deben establecer criterios para asegurar la tenacidad suficiente y la relativa insensibilidad a la propagación de fracturas en tuberías diseñadas para operar a tensiones circunferenciales superiores al 40% de la SYMS en tuberías de NPS 16 o superiores. Lo mismo aplica al caso de tuberías de NPS 16 o menores, cuando están diseñadas para operar a tensiones circunferenciales superiores al 72% de la SYMS. Los medios aceptables son asegurar que la tubería posee suficiente ductilidad (material, diseño, etc.) o por instalación de elementos de arresto. Control de fractura frágil. La tenacidad del material de la tubería puede establecerse cumpliendo los requerimientos suplementarios SR5 y SR6 de la API 5L, aunque otras alternativas son aceptables. El valor medio de corte de la superficie de fractura de tres especimenes para el ensayo Charpa de cada colada no será inferior al 60% y cualquier promedio de tres probetas de cada orden de un mismo diámetro, espesor y grado no será inferior al 80%. Alternativamente, cuando se utilice el TTDW (Tear Test Drop Weight), al menos el 80% de los especimenes deberán exhibir no menos del 40% de superficie de fractura con aspectos de fractura dúctil. Arresto de fractura dúctil. La tubería debe ensayarse de acuerdo con el requerimiento suplementario SR5 de la API 5L. El promedio de los resultados del ensayo de Charpa para

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una colada debe exceder el valor de energía calculado mediante alguna de las ecuaciones siguientes: (a) Laboratorios Batelle Columbus 1

CVN = 0, 0108σ 2 R 3 t (b) AISI 3

1

3

1

CVN = 0, 0345σ 2 R 2 (c) Consejo de Gas Británico R CVN = 0, 0315σ 1 t 2 (d) Corporación de Acero Británica CVN = 0, 00119σ 2 R CVN R t

Energía absorbida por el espécimen de tamaño completo [lbf-ft] Radio de la tubería [pulg] Espesor de pared [pulg] Tensión circunferencial [ksi]

Arrestadores de fisura mecánicos. Consisten de manguitos, envolturas con alambre, engrosamientos u otros diseños/dispositivos apropiados para los que se haya comprobado un comportamiento confiable como restricciones a la propagación de la fractura dúctil y deben instalarse a intervalos regulares en la línea. Cuando se encuentren presenten hidrocarburos pesados mezclados en fase gaseosa que puedan estar sujetos a bruscas descompresiones, los requerimientos anteriores pueden tornarse más estrictos. El Código exige efectuar estudios que sustenten objetivamente la aplicabilidad de las ecuaciones anteriores para estas situaciones particulares. Limitaciones a la presión de diseño.

2St ⎛ ⎞ FET ⎟ La presión de diseño calculada con el límite a la tensión circunferencial ⎜ P = D ⎝ ⎠ deberá reducirse de acuerdo con lo siguiente: (a) Para tuberías soldadas a tope en horno no podrá exceder el 60% de la presión de prueba en fábrica. (b) La presión no excederá el 85% de la presión de prueba en fábrica, aunque pueden ser probados hidrostáticamente a posteriori, antes de su instalación para satisfacer esta limitación. Es mandatario utilizar líquidos en las pruebas hidrostáticas que se efectúen a presiones mayores de las empleadas por el fabricante. Limitaciones a la mínima tensión de fluencia.

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Cuando la tubería haya sido trabajada en frío y de ello resulte un incremento en las propiedades mecánicas, ese beneficio no podrá ser acreditado plenamente cuando debido al proceso de manufactura se haya calentado a temperaturas mayores a 900 ºF por cualquier período de tiempo o a más de 600 ºC por más de una hora. En este caso y a los efectos de establecer la presión isible, la tensión de fluencia no excederá el 75% del valor mínimo correspondiente al material original. En ningún caso podrán utilizarse las propiedades reales del material, que en general son mayores a los valores mínimos especificados. Requerimientos adicionales para el espesor nominal. El espesor necesario para que una tubería opere dentro de los márgenes de seguridad del Código puede estar gobernado por las otras cargas que deben considerarse en el diseño, además de la presión interna y su influencia en el valor de las tensiones circunferenciales. Para establecer el espesor mínimo adecuado, deben considerarse estados o situaciones de carga no necesariamente operativos: Transporte, estibado, montaje, prueba, etc. Las recomendaciones de la ASME B36.10 respecto de espesores mínimos para soldar, roscar, etc., también deben ser tenidas en cuenta. Bajo ninguna circunstancia el espesor de la tubería puede quedar reducido por debajo del 90% del espesor nominal determinado mediante la fórmula de las tensiones circunferenciales. Factores de diseño y Clases de Localización. La fórmula de la presión isible incluye un factor que tiene en cuenta la Clase de Localización de la tubería, incluida en la Tabla 841.114A, con las excepciones que se incluyen en la Tabla 841.114B.

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Los factores de eficiencia de junta longitudinal se incluyen en la Tabla 841.115A.

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Los factores de reducción por temperatura se incluyen en la Tabla 841.116A.

Tapada o cubierta, luces, requerimientos de encamisado para líneas enterradas. Excepto para las tuberías aguas afuera, las tuberías enterradas tendrán la tapada mínima que se indica en la tabla siguiente.

En los casos en que esto no resulte posible, deberán tomarse precauciones especiales para proteger adecuadamente la tubería mediante encamisado u otro medio capaz de soportar las cargas o acciones externas a las que pudiera quedar sometida. El diseño de la camisa debe prevenir la acumulación de agua que pueda corroer la tubería y deberá instalarse de modo de no afectar la eficiencia o la capacidad de los sistemas de protección catódica mediante sellado, aislación, etc. El venteo de la cámara entre la tubería y la camisa no es mandatario aunque, cuando se instalen deben protegerse por la acción del clima, previniendo la entrada de agua a través de ellos. Instalación de tuberías.

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La construcción del sistema de tuberías debe responder a una especificación escrita que satisfaga los requerimientos del Código, cubriendo todas las fases de la construcción con detalle suficiente. Requerimientos de Inspección. La Compañía Operadora debe desarrollar actividades de inspección, realizadas por personal calificado por experiencia o entrenamiento. El Inspector tiene la autoridad para ordenar la reparación o reemplazo de cualquier componente que no satisfaga los requerimientos del Código. Cuando las tuberías estén diseñadas para operar a una presión superior al 20% de la SYMS las actividades de inspección deben efectuarse a intervalos con una frecuencia que asegure la calidad de los trabajos. (a) Inspección de superficies externas para detectar daños a la tubería y a los recubrimientos protectores. (b) Inspección del ajuste y alineación de los biseles o cantos de piezas a ser soldadas. (c) Inspección visual de las pasadas de soldadura. (d) Inspección de las uniones soldadas una vez completadas. (e) Inspección del lecho que servirá de apoyo a la tubería. (f) Inspección del grado de ajuste de la tubería con la trichera antes del llenado. (g) END de soldaduras y pruebas eléctricas del recubrimiento protector. (h) Inspección del material de relleno antes de su volcado y compactación. Codos, Curvas y Gajos en tuberías de acero. Las curvas deberán estar libres de abolladuras, fisuras y toda evidencia de daño mecánico. El máximo cambio de dirección para el curvado en frío puede determinarse mediante el método de la tabla siguiente:

La primera columna expresa la máxima deflexión en un arco de circunferencia de longitud igual al diámetro nominal y la segunda el mínimo radio de curvado de la línea o superficie media de la tubería.

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El Código permite el curvado a radios menores a los indicados en la tabla, sujeto a las siguientes limitaciones: Para tuberías de NPS menores a 12 no puede reducirse el radio de curvado y el mínimo espesor de pared después de conformado no puede ser inferior al requerido para no superar las tensiones isibles. Excepto para tuberías aguas afuera, las soldaduras circunferenciales contenidas en la zona de curvado deben ser inspeccionadas radiográficamente después del plegado. No se permiten codos corrugados para operar a tensiones mayores al 30% de la SYMS. Los codos en gajos pueden utilizarse sujetos a las siguientes limitaciones: (a) El sistema opera a tensiones circunferenciales menores del 40% de la SYMS. Los cambios de dirección de hasta tres grados no se consideran codos a los efectos de esta cláusula. (b) En sistemas que operan a tensiones circunferenciales comprendidas entre el 10% y el 40% de la SYMS el ángulo de deflexión del eje de cada gajo no debe superar de 12,5º. (c) En sistemas que operan a tensiones circunferenciales menores al 10% de la SYMS, el ángulo entre gajos no debe superar de 90º. (d) En sistemas que operan a tensiones circunferenciales superiores al 10% de la SYMS, la distancia entre cordones circunferenciales del intrados debe ser mayor o igual al diámetro nominal de la tubería. (e) Las soldaduras deben ser de penetración total. Requerimientos superficiales de tuberías diseñadas para trabajar a tensiones circunferenciales iguales o mayores al 20% de la SYMS. Rayas, ranuras y otros defectos con remoción local del material que puedan afectar la resistencia deben ser removidas o reparadas. Se deben establecer métodos de inspección capaces de detectar este tipo de defectos después de aplicar el revestimiento y antes de instalar la tubería en la trinchera. Reparación en el campo de laceraciones y otros daños superficiales. Pueden eliminarse mediante amolado cuidando que los contornos sean suaves para evitar concentradores de tensión que puedan dar comienzo o propagar fisuras. Debe controlarse que los espesores mínimos de pared remanentes sean compatibles con los niveles de tensión producidos por la presión y otras cargas que actúen concurrentemente. Cuando la reparación implique el reemplazo de partes afectadas, estas deberán removerse como un tramo cilíndrico completo. El empleo de parches insertados esta prohibido.

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Indentaciones. Este tipo de defecto consiste en depresiones que modifican localmente el radio de curvatura de la tubería sin afectar el espesor. Las indentaciones que contengan otros defectos con merma de espesor localizada que produzca concentración de tensiones deben removerse cortando el tramo afectado como un cilindro completo. No se permiten indentaciones que afecten las soldaduras circunferenciales de las tuberías. No se permiten indentaciones de una profundidad mayor a ¼” en tubos de NPS menor de 12 o mayores del 2% del diámetro nominal en los restantes casos cuando la tubería este diseñada para trabajar a tensiones circunferenciales mayores al 40% de la SYMS. Cuando se excedan los límites permitidos, las zonas afectadas se removerán como cilindro completo. Los parches insertados y la restauración por conformado de las indentaciones no están permitidas. Concentradores de tensión. Pueden ser causados durante el transporte, almacenamiento, manipulación, etc. (Causas mecánicas) o por defectos metalúrgicos producidos por quemado durante la soldadura. Estas últimas pueden ser mucho más perjudiciales que las de origen mecánico, debiendo detectarse y eliminarse mediante amolado en sistemas diseñados para operar a tensiones circunferenciales superiores al 20% de la SYMS. Los límites de reparación no deben afectar el espesor más allá de los valores mínimos requeridos para que la resistencia de la tubería satisfaga los requerimientos de diseño. La detección de quemaduras de arco puede efectuarse remojando la zona afectada con una solución de persulfato de amoniaco al 20%. La evidencia de zonas con daño remanente es el ennegrecimiento de la superficie afectada. Hot Taps. Deben efectuarse por dotaciones bien entrenadas. La API RP 2201 – Safe Hot Tapping Practices in the Petroleum and Petrochemical Industries puede utilizarse como guía al preparar los procedimientos operativos correspondientes. Precauciones para evitar explosiones de mezclas de gas-aire o incendios descontrolados durante las operaciones de construcción. El Párrafo 841.27 contiene recomendaciones para prevenir este tipo de accidentes, incluyendo recomendaciones para efectuar soldaduras y cortes, purgado de líneas previo a la puesta en servicio (Desplazamiento del aire), etc. Pruebas posteriores a la construcción.

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Generalidades. Todos los sistemas de tuberías deben ser probados después de la construcción, de acuerdo con los requerimientos del Código, con excepción de los conjuntos prefabricados, sección de unión pre-ensayadas y conexiones de cierre. Estas últimas serán inspeccionadas radiográficamente o mediante otra técnica de END equivalente. Las conexiones de cierre no soldadas que no haya sido probadas hidrostáticamente serán sometidas a pruebas de pérdida utilizando la presión disponible cuando la conexión se pone en servicio. Líneas que operan a tensiones circunferenciales mayores al 30% de la SYMS. Se efectuará la prueba con una duración mínima de dos horas, previo a la puesta en operación. Clases de Localización. (a) Clase 1, División 1: La presión de prueba hidrostática será 1,25 veces la presión de diseño si la máxima tensión circunferencial de operación es mayor al 72% de la SYMS. (b) Clase 1, División 2: Serán probadas mediante aire o gas a una presión 1,10 veces la máxima presión de operación o hidrostáticamente a 1,10 veces la máxima presión de operación cuando la máxima tensión circunferencial de operación es igual o menor al 72% la SYMS. (c) Clase 2: Serán probadas con aire a una presión 1,25 veces la máxima presión de operación o hidrostáticamente a una presión 1,25 veces la máxima presión de operación. (d) Clase 3 y 4: Serán probadas hidrostáticamente a una presión de 1,40 veces la máxima presión de operación. Este requerimiento no es mandatario cuando se cumple una o ambas de las siguientes condiciones: (1) La temperatura del terreno a la profundidad de la tubería es menor de 32 ºF o existe evidencia que esto puede ocurrir durante el transcurso de la prueba. (2) No existe agua de la calidad apropiada en cantidad suficiente. En este caso, debe efectuarse una prueba con aire a una presión 1,10 veces la presión máxima de operación cuando las limitaciones de la Tabla 841.322(f) no aplican. Independientemente de las limitaciones impuestas en los párrafos precedentes, se puede utilizar aire en la prueba de integridad para tuberías en Clases de Localización 3 y 4 y se satisfacen los siguientes requerimientos: (a) La máxima tensión circunferencial durante la prueba es menor al 50% y 40% de la SYMS para las Clases 3 y 4 respectivamente.

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(b) La máxima presión a la que la tubería será operada no excederá del 80% de la presión de prueba. (c) La tubería es nueva y de una especificación y grado de material con E = 1,00

Registros. La Compañía Operadora deberá preparar y mantener durante toda la vida útil de la instalación registros con detalles de los procedimientos utilizados y los datos utilizados para establecer la MAOP. Líneas que operan a tensiones circunferenciales menores al 30% de la SYMS. Para las tuberías en Clase de Localización 1, la prueba será la misma que para las mismas tuberías operando a más del 30% de la SYMS. Las tuberías con Clases de Localización 2 a 4 serán probadas de acuerdo con los requerimientos de la Tabla 841.322(f), salvo que se puede usar gas o aire como medio de prueba dentro de los límites de la Tabla 841.33.

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Prueba de Pérdidas para tuberías que operan a presiones de 100 psi o superiores. Cada sistema de tuberías será sometida a la prueba de pérdidas después de la construcción y antes de la puesta en servicio. El método seleccionado debe tener en cuenta el volumen de fluido contenido en la sección bajo prueba, lo que requiere más del criterio y la experiencia que de cálculos numéricos precisos. Cuando la línea deba probarse a una presión que implique una tensión circunferencial del 20% o más de la SYMS, la prueba debe efectuarse a una presión comprendida entre 100 psi y la presión que produce tensiones circunferenciales iguales al 20% de la SYMS. Prueba de Pérdidas para tuberías que operan a presiones menores a 100 psi. En este caso se puede emplear gas como medio de prueba, sometido a la máxima presión disponible en el sistema de distribución al momento de efectuar la prueba. Todas las uniones deben ser accesibles durante la prueba. Cuando se utilicen recubrimientos protectores, la presión anterior puede no ser suficiente para detectar pérdidas. En estos casos se utilizará una presión de prueba de 100 psi. Medidas de seguridad. Cuando se utilice aire o gas durante las pruebas, el personal no afectado debe mantenerse suficientemente alejado de la tubería todo el tiempo que las tensiones circunferenciales se encuentren por encima del 50% de la SYMS. Comisionado de las facilidades. Debe efectuarse utilizando procedimientos escritos. Procedimientos de limpieza y secado. Deben prepararse para efectuar estas tareas antes de la puesta en servicio. Pruebas y Ensayos del Equipamiento y los Sistemas. Como parte de las operaciones de comisionado las tuberías, Estaciones de Compresión y los Sistemas de control serán probados a pleno, con particular énfasis en los sistemas de seguridad tales como los bloqueos de las trampas de los “chanchos”, sistemas de control y monitoreo del flujo y las líneas de parada de emergencia. Se probarán las válvulas antes de inyectar gas en la línea. Procedimiento de puesta en marcha y llenado de gas. Se deben preparar procedimientos escritos antes de introducir el gas en la línea que deberán tener en cuenta lo siguiente: (a) (b) (c) (d)

El sistema debe estar completo y funcional. Todas las pruebas funcionales deben haberse completado con resultado positivo. Todos los sistemas de seguridad deben estar operativos. Los procedimientos de operación están disponibles.

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(e) Se ha establecido el sistema de comunicaciones. (f) El sistema ha sido transferido formalmente a la Compañía Operadora. Documentación y registros. Se deben registrar y archivar los siguientes procesos de comisionado: (a) Procedimiento de limpieza y secado (b) Resultados de la limpieza y secado (c) Registro del monitoreo funcional de la tubería (d) Equipamiento de sistemas de control (e) Lista de verificación de actividades previas a la puesta en marcha Otros materiales. Requerimientos para sistemas de tuberías de fundición de hierro dúctil. La determinación del espesor de estas tuberías debe efectuarse de conformidad con los requerimientos de la norma ANSI/AWWA C150/A21.50.

Los valores isibles para la tensión circunferencial y la tensión de flexión a utilizar son: s = 16.800 psi f = 36.000 psi Estas tuberías deben responder al estándar ANSI A21.5.2, Grado 60-42-10, con las siguientes propiedades mecánicas mínimas: Mínima tensión de rotura Mínima tensión de fluencia Alargamiento mínimo

60.000 psi 42.000 psi 10%

Los espesores mínimos para tubos de este tipo permitidos para cada tamaño están dados por la ANSI A21.52. Las uniones mecánicas deben conformar los requerimientos de las normas ANSI A21.5.2 y ANSI/AWWA C111/A21.11 e instalarse de conformidad con las “Notes on Installation of Mechanical ts” de ese estándar. No se recomienda el empleo de uniones roscadas. El tendido de las tuberías debe efectuarse de acuerdo con la norma ANSI/AWWA C150/A21.50. En las tuberías enterradas se utilizará una tapada mínima de 24” excepto que se tomen precauciones especiales de protección. Se debe proveer de suficientes medios de soporte o restricción para prevenir esfuerzos que puedan separar las uniones. Hoja 54 de 146



Estas tuberías serán sometidas a la prueba de pérdidas detallada para las tuberías de acero.

Requerimientos para tuberías de plástico. Estos materiales deben limitarse a servicios en líneas de distribución que operan a presiones menores de 100 psi. La fórmula para la determinación de la presión isible es: t P = 2S × 0,32 D −t Donde:

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D P S

t

Diámetro exterior Presión de diseño Para termoplásticos es el valor de resistencia hidrostática de largo plazo determinada de acuerdo con las especificaciones de material aplicables, a temperaturas de 73 ºF, 100 ºF, 120 ºF o 140 ºF. Para plásticos termoestables, utilizar 11.000 psi. Espesor de pared especificado

Limitaciones de diseño para termoplásticos. (a) No pueden utilizarse para presiones superiores a 100 psi. (b) No pueden utilizarse por debajo de -20 ºF ni por encima de la temperatura utilizada para determinar la resistencia de largo plazo. (c) El espesor de los caños debe ser mayor que el indicado en la Tabla 842.32(c) (d) El espesor de tubos no puede ser inferior a 0,062”. (e) En aplicaciones en la que se requieran monturas o refuerzos aplicados mediante aporte de calor, puede ser necesario incrementar los espesores calculados con la fórmula anterior.

Limitaciones al diseño para plásticos termoestables. (a) La máxima presión de diseño no excederá de 100 psi. (b) El empleo está limitado al rango de temperaturas entre -20 ºF y 150 ºF. (c) El espesor no será inferior al valor indicado en la Tabla 842.33(c) Cuando se utilicen rios que no estén incluidos en un estándar referenciado, el fabricante del rio debe indicar el “rating” correspondiente.

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Válvulas en tuberías de plástico. Debido a su natural baja tolerancia al daño mecánico, deben cuidarse los aspectos relacionados con la instalación, protección contra impactos, etc. Se deben prever suficientes luces entre las tuberías de plástico enterradas y cualquier otra red de distribución de servicios públicos que la pueda afectar debido a la temperatura. Uniones. Para las uniones, rios, etc., se sugiere atender las recomendaciones de los fabricantes. Las tuberías de plástico no serán roscadas y todas las tareas relacionadas deben ser efectuadas por personal familiarizado con las características de estos materiales y suficientemente entrenados. Recomendaciones más específicas pueden encontrarse en el Párrafo 842.39 del Código, donde se establecen requerimientos para las uniones mediante solventes, cementos adhesivos, aplicación de calor, etc. Pruebas. Luego de su instalación y antes de la puesta en servicio, las tuberías de plástico serán sometidas a pruebas de presión que demuestren que poseen la resistencia mecánica apropiada y la estanqueidad necesaria. El tipo de prueba y su duración se establecerán de modo de permitir la detección de eventuales pérdidas. Los tubos de materiales termoplásticos serán probados a temperaturas que no excedan los 140 ºF y los plásticos termoestables reforzados por debajo de los 150 ºF. Cuando la temperatura de prueba de una tubería de termoplástico se efectúe por encima de los 100 ºF, la duración de la prueba no podrá exceder de 96 hs. Antes que la prueba comience formalmente, se deberá permitir el acomodamiento de la tubería manteniéndola bajo presión un tiempo suficiente. La presión de prueba no será inferior a 1,50 veces la presión de diseño o 50 psi, la mayor de ambas, excepto que: Hoja 57 de 146



(a) La presión de prueba de tubos de plástico termoestable no podrá exceder de 3,00 veces la presión de diseño. (b) La presión de prueba de tubos de termoplástico no podrá exceder de 3,00 veces la presión de diseño a temperaturas de hasta 100 ºF o 2,00 veces la presión de diseño a temperaturas mayores de 100 ºF. (c) Como medio de prueba puede emplearse gas, aire o agua. Estaciones de Compresión. Diseño de estaciones de compresión. Excepto para instalaciones aguas afuera, las estaciones de compresión deben ubicarse a suficiente distancia de propiedades adyacentes a la compañía para evitar daños a terceros y al personal propio y permitir el movimiento de personal y equipamiento para actuar en emergencias, lucha contra incendios, etc.

Construcción. Los materiales utilizados en la construcción deben ser ignífugos en instalaciones con tuberías NPS 2 o mayores. Salidas. Debe proveerse un mínimo de dos salidas en cada piso de la casa de compresores y plataformas o pasillos cuando los edificios tengan más de 10 pies de altura. Otros requerimientos pueden consultarse en el Párrafo 843.13. Areas con defensas. Cualquier defensa que pueda impedir la salida de personal dentro de la instalación en casos de emergencia debe poseer un mínimo de dos salidas con puertas que abran hacia afuera, se encuentren libreas de trabas y estén localizadas de modo de permitir el escape a sitios seguros. Facilidades Eléctricas. Deben conformar los requerimientos del estándar ANSI/NFPA 70, en la medida en que el material de disponibilidad comercial lo permita. Las instalaciones peligrosas según las define la ANSI/NFPA 70 y que deban continuar operativas en emergencia o parada deben conformar los requerimientos de la ANSI/NFPA 70 para Clase 1, División 1. Equipamiento. Facilidades de tratamiento de gas. Cuando en la corriente existan vapores condensables en cantidades suficientes como para pasar a fase líquida bajo las condiciones de presión y temperatura de transporte, las succiones al compresor deben protegerse para prevenir el ingreso de líquidos en el compresor, instalando separadores de líquido y dispositivos de parada automática de la unidad compresora.

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Los separadores de líquido pueden construirse de acuerdo con las reglas del ASME B&PVC, Sección VIII, Div. 1 y cuando se fabriquen de tubos o caños, responderán a las reglas de la Clase de Localización 4 de este Código. Protección contra el fuego. Deben proveerse del tipo, cantidad y calidad apropiadas, de conformidad con las recomendaciones de la Asociación Americana de Aseguradores. Dispositivos de seguridad. (a) Cada unidad compresora debe poseer un sistema de parada de seguridad que prevenga la salida de gas, corte el suministro de energía en la vecindad del equipamiento con excepción de los equipos requeridos para controlar la emergencia (Iluminación, etc.). Estos sistemas deben ubicarse suficientemente alejados de la unidad compresora, preferentemente cerca de las salidas, pero en ningún caso a más de 500 pies de distancia de la instalación. (b) Cada unidad que entregue gas directamente a un sistema de distribución debe poseer sistemas de parada de emergencia ubicadas fuera de la casa de compresores. Pueden ser de accionamiento manual o automático. Sistemas de paradas por sobre-velocidad de los motores. Deben proveerse sistemas de control y parada de accionamiento automático. Requerimientos de sobre-presión. Deben instalarse dispositivos para que la presión de descarga no exceda los límites seguros de operación del sistema tales como válvulas de alivio de capacidad suficiente, ubicados entre la descarga de la unidad y la primera válvula de bloqueo. Las líneas de venteo a la atmósfera deben ubicarse de modo de no representar peligro de ignición, explosión, etc. Se deben proveer dispositivos de parada del suministro de combustible al motor cuando actúan los dispositivos de parada. Fallas de los sistemas de refrigeración y enfriamiento. Deben proveerse sistemas de control enclavados con el sistema de parada para el caso de falla de estos sistemas. Prevención de explosiones. El edificio debe poseer ventilación adecuada para prevenir la acumulación de gas y la formación de mezclas combustibles o explosivas. Sistemas de alarma y detección de gas.

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Cuando puedan producirse acumulaciones de gas, deberán incluirse sistemas de detección de pérdidas de gas provistos de las alarmas correspondientes, excepto que el sistema cumpla con los siguientes requerimientos: (1) Posea aberturas en el techo con una superficie no menor del 50% de la de la planta o se encuentren adecuadamente ventilados. (2) En estaciones autónomas de menos de 1.000 hp existan medios de ventilación adecuados. Excepto que las tareas de mantenimiento requieran de sistemas de parada, los sistemas de detección de gas deberán: (1) Efectuar un monitoreo continuo para asegurar que la concentración de gas en el aire no supera el 25% del límite inferior de inflamabilidad. (2) Poseer alarmas para advertir al personal que no ingrese a la facilidad en caso de peligro. Las señales de alarma deben ser únicas y fácilmente identificables con el proceso anormal en curso. Tuberías de la unidad compresora. Todas las tuberías de la unidad compresora deberán ser de acero y satisfacer los requerimientos de diseño, instalación y pruebas de este Código. Las válvulas con cuerpo de fundición podrán utilizarse sujetas a las limitaciones impuestas en las secciones aplicables. Todas las válvulas de emergencia y control deberán identificarse adecuadamente mediante carteles que indiquen su función. Para el caso particular de las válvulas de combustible en particular se aplican las siguientes previsiones: • • •

Las válvulas de combustible que sirvan a varias facilidades y edificios deberán contar con una válvula maestra de cierre ubicada fuera de las facilidades y edificios. Las facilidades de regulación de presión deberán poseer sistemas de alivio de tensión que limiten la máxima presión por debajo de 1,25 veces la presión de operación o 1,10 veces la MAOP. El gas utilizado para propósitos domésticos en una estación de compresión que sea inodora, debe ser odorizada.

Sistemas de aire en estaciones compresoras. Deberán construirse de conformidad con los requerimientos del Código ASME B31.3. La presión de puesta en marcha, volumen de almacenamiento y tamaño de las tuberías deberán ser apropiados para el purgado de los compresores mediante el accionamiento del motor de mando, siguiendo las recomendaciones del fabricante del motor. Hoja 60 de 146



Se debe instalar una válvula de retención para impedir el flujo desde el motor al tanque de almacenamiento de aire. Se recomienda incluir equipamiento para el enfriamiento del aire, eliminación de humedad entre el compresor de aire para el arranque y los tanques de almacenamiento del aire. Los sistemas auxiliares de lubricación/hidráulicos y de agua/vapor se construirán bajo las reglas de los Códigos ASME B31.3 y B31.1 respectivamente. Sistemas del tipo botellón o almacenamientos tipo caño. Las previsiones para este tipo de sistemas se incluyen en el Párrafo 844 del Código. Control y limitaciones a la presión del gas. Requerimientos básicos de protección contra sobre-presiones. Cada tubería, sistema de distribución, medidores de s y las facilidades conectadas, estaciones de compresión, sistemas de almacenamiento tipo botellón, contenedores prefabricados de tubos y rios y todo equipamiento especial que se encuentren conectados a fuentes de suministro de gas en los que la falla de los elementos de control pueden dar lugar a incrementos de la presión por encima de la MAOP, deberán equiparse con dispositivos capaces de limitar el aumento indebido de la presión.

El tipo de dispositivo que puede emplearse en botellones y otro tipo de contenedores similares puede ser del tipo resorte (ASME VIII – Div. 1), Reguladores de presión que abran en caso de falla del piloto de medición, discos de ruptura (ASME VIII – Div. 1).

MAOP en tuberías.

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Es la máxima presión de operación a la que puede estar sometido el sistema de acuerdo con los requerimientos del Código. La MAOP no debe exceder ninguno de los siguientes valores: (a) La presión de diseño del componente más débil. (b) La presión obtenida dividiendo la presión de prueba de la tubería por el factor que corresponde según la clase de localización mostradas en la Tabla siguiente. (c) La máxima presión para la que la tubería puede operar en forma segura y confiable de acuerdo con sus registros históricos. Calificación de una tubería de acero para establecer la MAOP. Tuberías que operan a más de 100 psi. Aplica a líneas convertidas al servicio de gas cuando alguno de los factores que intervienen en la fórmula que permite el cálculo de la presión se desconozca, la calificación debe efectuarse mediante prueba hidráulica. (1) La MAOP se limitará en función de la presión de prueba hidráulica de acuerdo con los factores que se indican en la tabla siguiente.

(2) La presión de prueba utilizada para el cálculo será la correspondiente a la sección de mayor altura geodésica de menor resistencia y no podrá superar el valor que lleve a la tensión circunferencial al valor de fluencia determinado mediante ensayos. (3) Los registros de calificación deben mantenerse durante toda la vida útil de la instalación. (4) Se debe asegurar que todos los rios poseen “ratings” adecuados para la presión de prueba propuesta. Tubería operando a menos de 100 psi. Aplica a líneas convertidas al servicio de gas cuando alguno de los factores que intervienen en la fórmula que permite el cálculo de la presión se desconozca, la calificación debe efectuarse mediante prueba de presión.

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(1) La MAOP debe determinarse a partir de la presión de prueba utilizando los factores que se indican a continuación.

(2) La presión de prueba debe considerar la altura geodésica del componente de menor resistencia. (3) Se deben preparar y conservar registros de la prueba durante toda la vida útil de la instalación. (4) Los rios, válvulas, etc. deben poseer resistencias apropiadas. Control y limitaciones a la presión del gas en tuberías de acero de alta presión, fundición de hierro dúctil, fundición de hierro o sistemas de distribución de tubos de plástico. Cuando los sistemas deban conectarse a fuentes de suministro a presiones superiores a su MAOP, deben instalarse dispositivos de control y regulación, sistemas de alivio por sobre-presión (válvulas de alivio de resorte, de pesos muertos, etc.) apropiados. Adicionalmente debe incluirse un sistema de parada para el caso de falla de los sistemas anteriores. MAOP para sistemas de distribución de alta presión. Es la máxima presión a la que el sistema puede operar sin exceder los límites establecidos en este Código y sujeto a las siguientes limitaciones: (a) La presión debe ser menor a la máxima presión del rio, componente, etc., más débil. (b) 60 psig para sistemas no equipados con reguladores de presión. (c) 25 psig en sistemas de fundición de hierro que no estén equipados con sistemas de protección seguros de las uniones. (d) 2 psig en sistemas de distribución de alta presión equipados con sistemas de regulación que no satisfacen los requerimientos del Párr. 845.241 y que no poseen dispositivos de alivio por sobre-presión que cumplan los requerimientos del Párr. 845.242. Se deben tener en cuenta los registros de operación y mantenimiento para prevenir presiones incompatibles con el estado del sistema.

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Control y limitaciones de la presión de gas en sistemas de distribución de baja presión. En general aplican los mismos requerimientos que para los sistemas de alta presión cuando se encuentren conectados a fuentes de presión superiores a la MAOP. MAOP en los sistemas de distribución de baja presión. No debe superar los valores siguientes: (a) La presión que produzca fallas en el componente de menor resistencia (b) 2 psig Conversión de sistemas de distribución de baja a alta presión. Se deben considerar los siguientes factores: (1) El diseño del sistema, incluyendo el tipo de material y equipamiento utilizado. (2) Registros de operación y mantenimiento. Adicionalmente, deben efectuarse las siguientes actividades: (1) (2) (3) (4) (5)

recorrida para detectar pérdidas y efectuar eventuales reparaciones. Reforzar o reemplazar componentes con déficit de resistencia. Instalar un regulador de presión en cada línea. Aislar el sistema de otros interconectados de menor resistencia. Reforzar o reemplazar anclajes que lo requieran.

La presión debe incrementarse por etapas, tomando suficiente tiempo entre cada una para controlar que puede procederse a la siguiente de un modo suficientemente seguro. El diseño de este proceso necesariamente depende de las particularidades de cada caso. Control y limitaciones de la presión de gas entregado para uso doméstico, pequeños consumidores comerciales e industriales desde sistemas de alta presión. Cuando la máxima presión de operación del sistema de distribución no supera de 60 psig y exista un regulador de las características que se resumen a continuación, no se requiere otro dispositivo para limitar la presión: (a) El regulador de presión es capaz de operar reduciendo la presión a los valores requeridos o recomendados para los aparatos de consumo. (b) El sistema posee una válvula con un orificio del diámetro recomendado por el fabricante para la máxima presión a la entrada del regulador. (c) El asiento de la válvula es de material resiliente, apropiado para las condiciones de operación (abrasión, impurezas, resistencia, etc.) (d) La tubería de conexión al regulador es de NPS 2 o menor.

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(e) La capacidad del regulador bajo condiciones normales de operación permite regular la presión aguas abajo dentro de los límites de exactitud y es capaz de limitar la presión acumulada a no más del 50% de la presión normal de descarga. (f) El regulador es autocontenido, sin líneas adicionales estáticas o de control. Cuando la presión máxima de la línea de distribución es menor de 60 psig y el sistema no posee un regulador de presión de satisface los requerimientos anteriores o cuando el gas contiene materiales que pueden afectar la operación de los reguladores, deben instalarse dispositivos de protección adecuados que prevengan sobrepresiones en los aparatos de consumo de los s: (a) Regulador de monitoreo (b) Válvula de alivio (c) Dispositivo de corte automático Esos dispositivos deben instalarse como parte integral del sistema de regulación. Cuando la presión máxima de la línea de distribución es mayor de 60 psig deben tomarse medidas para regular la presión al valor demandado por los aparatos de consumo de los s. (a) Un regulador de servicio que cumpla los requerimientos del Párr. 845.241 y un segundo regulador ubicado aguas arriba. La presión de descarga del segundo regulador no puede superar los 60 psig y debe existir un dispositivo de protección ante la falla del regulador secundario. (b) Un regulador de servicio y un regulador de monitoreo que limite el valor de la presión de acuerdo con los requerimientos de los aparatos de consumo del . (c) Un regulador de servicio con una válvula de alivio con venteo a la atmósfera exterior, regulada de modo de no exceder la presión máxima recomendada para los aparatos de consumo del . Otros requerimientos pueden consultarse en el Párr. 845.243. Requerimientos para el diseño de instalaciones de alivio y limitación de la presión. Los dispositivos de alivio deben: (a) Construirse utilizando materiales compatibles con el tipo de servicio. (b) Poseer válvulas y asientos de válvula que no permitan el bloqueo en la posición que los torne inoperativos. (c) Diseñarse e instalarse de modo de facilitar su operación manual en caso de mal funcionamiento, inspeccionarlos para comprobar su estado y probados para determinar su correcta operación y regulación.

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Los discos de ruptura deben satisfacer los requerimientos del ASME B&PVC, Sección VIII, Div.1. Las chimeneas de descarga, venteos, salidas, etc., de sistemas de alivio deben ubicarse en sitios donde la descarga no sea peligrosa, protegerse de las acciones climáticas y de otros mecanismos de daño y dimensionarse de modo de asegurar que son capaces de transportar los cantidades de producto requeridas. Se deben tomar precauciones para evitar que las válvulas de bloqueo prevengan la descarga cuando los dispositivos de seguridad lo requieren, por ejemplo no instalándose válvulas de cierre entre la línea y el dispositivo de seguridad. Los Párrafos 845.34 a 845.36 establecen precauciones y recaudos adicionales que deben tenerse en cuenta. Capacidad de los dispositivos y estaciones de limitación y alivio de la presión. Los sistemas deben diseñarse de modo de prevenir la ocurrencia de los siguientes eventos: (a) Sistemas que operan por encima del 72% de la SYMS. La presión máxima no puede exceder del 4%. (b) Sistemas que operan por debajo del 72% de la SYMS que no sean sistemas de distribución de baja presión. La sobre-presión no puede exceder • La MAOP más el 10% • La presión que produce una tensión circunferencial máxima del 75% de la SYMS. (c) Sistemas de distribución de baja presión. La sobre-presión esta limitada al valor que torne insegura la operación del componente más crítico. Tuberías de instrumentación, control y toma de muestras. Deben cumplir los requerimientos del Párr. 845.5. Sobre-calificación (Uprating). Los mínimos requerimientos para incrementar la presión de operación se describen en el Párr. 845.6 del Código. Generalidades. (a) La máxima presión no puede exceder el valor máximo permitido por el Código para el componente de menor resistencia. (b) Debe planificarse la recalificación mediante un procedimiento escrito que asegure el cumplimiento de los requerimientos del Código. (c) Antes de incrementar la presión de cualquier segmento, deben tomarse las siguientes precauciones: i. Revisión del diseño original, los registros de operación, mantenimiento y los métodos y pruebas efectuados. Hoja 66 de 146



ii.

Verificación del estado de la tubería mediante pruebas de pérdidas, inspecciones de campo, etc. iii. Revisión de las alteraciones, reparaciones y reemplazos, etc. (d) Se efectuará una nueva prueba que conforme los requerimientos del Código para las nuevas condiciones de operación propuestas. (e) La presión se incrementará en etapas, diseñadas de forma que permitan establecer que puede procederse de un modo seguro de un incremento al siguiente. (f) Se deben preparar registros de todas la tareas necesarias que se hayan efectuado para sustentar la factibilidad de la recalificación. Los procedimientos y requerimientos detallados para tuberías operando a diferentes niveles de la tensión circunferencial se detallan en los Párrafos 845.62 a 845.65. Válvulas. Espaciamiento requerido. Líneas de transmisión. (a) Excepto para instalaciones aguas afuera, se deberán instalar válvulas de seccionamiento y bloqueo en las líneas de transporte nuevas, en el momento de su construcción. La cuestión más relevante para determinar la ubicación y espaciamiento de las válvulas es la accesibilidad. Los otros factores tienen en cuenta la conservación del gas, el tiempo de vaciado de la sección afectada, la continuidad del servicio, la flexibilidad operativa, los desarrollos y modificaciones futuras, cuestiones ambientales y relacionadas que afecten la operación y seguridad del sistema. (b) Más allá de las consideraciones de carácter conceptual, las válvulas deberán instalarse a distancias que no excedan las siguientes:

• • • •

20 millas en áreas en las que predomine la Clase de Localización 1. 15 millas en áreas en las que predomina la Clase de Localización 2. 10 millas en áreas en las que predomina la Clase de Localización 3. 5 millas en áreas en las que predomina la Clase de Localización 4.

(c) Deben instalarse válvulas de descarga de modo tal que los tramos de la línea entre válvulas de bloqueo puedan vaciarse. (d) Este Código NO requiere el empleo de válvulas automáticas, decisión que queda a opción de la Compañía Operadora. Sistemas de distribución. (a) Debe instalarse una válvula a la entrada de cada estación de regulación que controla el flujo de gas en un sistema de distribución. (b) Las líneas de distribución principales para operación normal o emergencias deben localizarse de modo de facilitar el rápido y operación. Bóvedas o alojamientos subterráneos.

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Los alojamientos subterráneos para válvulas deben satisfacer los requerimientos del Párr. 847 del Código. Medidores y reguladores del . Deben satisfacer los requerimientos del Párr. 848 del Código. Líneas de Servicio de Gas. Requerimientos generales para tuberías de acero, cobre y plástico. (a) Las líneas de servicio se instalarán a una profundidad que las proteja de cargas o acciones externas tales como jardinería. Se requiere un mínimo de 12” de profundidad de tapada en propiedades privadas y de 18” en espacios públicos. Cuando no puedan cumplirse esos requerimientos, deberán proveerse medidas de protección adicionales adecuadas. (b) Se asegurará el soporte o sostén adecuado en suelos bien compactados, utilizando para el rellenado materiales que no dañen la tubería. (c) Cuando se prevea la formación de condensado que pueda impedir el servicio al , debido a las condiciones de presión y temperatura, el eje de la cañería se inclinará para permitir el drenaje en los puntos más bajos de la línea.

Tipos de válvulas adecuados para líneas de servicio. (a) Deben cumplir los requerimientos establecidos para las válvulas de uso general. (b) Se desaconseja el uso de válvulas con asientos de materiales blandos cuando puedan estar expuestas a temperaturas que puedan afectar la confiabilidad de la operación. (c) No se permite el empleo de válvulas que puenteen el medidor. (d) Las válvulas que se instalan dentro o fuera de la propiedad o en espacios confinados, en líneas de servicio de alta presión en las que la descarga pudiera ser peligrosa deben diseñarse de modo que se prevenga su remoción con herramientas comunes. (e) La aptitud de válvulas para operar en líneas de servicio de alta presión debe haberse comprobado por la Compañía Operadora o por el fabricante de la válvula. (f) En líneas diseñadas para operar a más de 60 psig las válvulas deben ser equivalentes a las válvulas lubricadas de aguja, aunque otros tipos de válvula pueden utilizarse en la medida en que se haya probado su eficacia. Ubicación de las válvulas para líneas de servicio. (a) Las válvulas se instalarán donde se facilite el para inspección y operación. (b) Las válvulas se ubicarán aguas arriba del medidor si no hay reguladores de presión o aguas arriba del regulador en caso de su existencia. (c) Todas las líneas que operen a presiones mayores a 10 psig en líneas de servicio de NPS 2 o mayores estarán equipadas con una válvula ubicada fuera del edificio, excepto que se trate de instalaciones que congreguen gran cantidad de público, situación para la que se dispondrá de una válvula independientemente del tamaño de la tubería. (d) Las válvulas bajo superficie deben ubicarse en una caja de contención durable que permita el fácil para su operación. Esta caja deberá soportarse independientemente de la tubería.

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Conexiones en la tubería principal de tuberías de servicio. Se recomienda que las líneas de servicio se conecten en la parte superior de la línea principal para minimizar la probabilidad de transferir suciedad o partículas extrañas. Prueba de las líneas de servicio después de la construcción. Cada línea de servicio deberá probarse después de la construcción y antes de la puesta en servicio para demostrar la ausencia de pérdidas. Las líneas de conexión a la línea principal no necesitan probarse cuando esto no resulte factible. (a) Las líneas que operan a presiones menores a 1 psig y que NO poseen cubiertas protectoras capaces de sellar transitoriamente una pérdida deberán someterse a una presión de arranque con gas o aire de no menos de 10 psig por más de 5 minutos. (b) Las líneas que operan a presiones menores a 1 psig, que poseen cubiertas protectoras capaces de sellar transitoriamente una pérdida y en todas las líneas diseñadas para operar a más de 1 psig, deberán someterse a una presión de arranque de valor igual a la presión de operación o 90 psig – la que resulte mayor – mantenida durante un período mínimo de 5 minutos. Sin embargo, cuando la presión de prueba de lugar a tensiones circunferenciales del 20% o mas de la SYMS, la presión de prueba será la misma que para las líneas principales (Párr. 841.3). (c) Los requerimientos anteriores aplican a tuberías de plástico, excepto que la presión de prueba será 1,50 veces la presión máxima de operación, sin observar las limitaciones de máxima presión, temperatura y duración de la prueba. Líneas de servicio de acero. Diseño de las líneas de servicio de acero. (a) Aplican los requerimientos generales del Capítulo I. (b) Las líneas subterráneas deberán unirse mediante conexiones roscadas, cuplas de tipo compresión o soldadas utilizando procedimientos y operadores calificados. Instalación. Deben cuidarse las operaciones de modo de prevenir daños a recubrimientos y al material de la tubería (Párr. 849.22). Líneas de servicio de fundición de hierro dúctil. Deben satisfacer los requerimientos del Párr. 849.3. Líneas de servicio de plástico. Deben satisfacer los requerimientos del Párr. 849.4. Líneas de servicio de cobre. Deben satisfacer los requerimientos del Párr. 849.5.

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CAPÍTULO V – PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO General. Debido a la cantidad y diversidad de situaciones, no es posible establecer reglas generales que cubran todas las situaciones que pueden encontrarse en la práctica. Cada compañía operadora puede desarrollar procedimientos de operación y mantenimiento basados en los requerimientos del Código, la experiencia y el conocimiento de la compañía sobre sus instalaciones y las condiciones en la que estas operan, de modo de resguardar la seguridad pública y el medio ambiente. Las guías y procedimientos establecidos en el Código no relevan a la compañía de la responsabilidad de actuar en forma prudente ante cada situación normal o anormal que pueda presentarse. Antes de iniciar la operación de una tubería en una línea diseñada y construída o convertida para el servicio de gas en el contexto de este código, la Compañía Operadora deberá establecer la Clase de localización que corresponde. Requerimientos Básicos. Cada compañía operadora de instalaciones construidas de acuerdo con los requerimientos del Código deberá: (a) Poseer documentos escritos conteniendo los planes detallados que cubran todos los aspectos de la operación y el mantenimiento que conformen los requerimientos del Código. (b) Disponer de un plan escrito de emergencia para enfrentar situaciones de falla. (c) Operar y mantener el sistema de acuerdo con las previsiones del plan aprobado. (d) Revisar y actualizar periódicamente los planes y procedimientos. (e) Proporcionar entrenamiento al personal de acuerdo con los roles y responsabilidades asignadas en los planes de operación, mantenimiento y acciones de emergencia. (f) Mantener registros para istrar adecuadamente los planes, procedimientos y programas de entrenamiento. Aspectos esenciales de la operación y mantenimiento de la tubería. El plan de operación y mantenimiento deberá incluir: (a) Planes detallados para la instrucción del personal afectado durante condiciones de operación normal y reparaciones. (b) Planes para focalizar la atención en las instalaciones o áreas que ofrecen los mayores riesgos para el público en caso eventos anormales o emergencias. (c) Previsiones para efectuar inspecciones periódicas a lo largo de las tuberías existentes que operen a tensiones circunferenciales mayores al 40% de la SYMS y considerando la Clase de Localización. Hoja 70 de 146



Aspectos esenciales del Plan de emergencia. Cada compañía preparará y mantendrá actualizados procedimientos escritos que proporcionen las bases para la instrucción del personal de operación y mantenimiento, apuntando a minimizar los riesgos emergentes de una emergencia en el sistema de tuberías. Como mínimo, el procedimiento deberá incluir lo siguiente: (a) Un sistema para recibir, identificar y clasificar situaciones de emergencia que requieran la respuesta inmediata de la compañía operadora. (b) Establecer claramente las responsabilidades para la divulgación a su personal sobre los procedimientos del Plan de Emergencias y proporcionar el entrenamiento necesario para su adecuada puesta en práctica. (c) Indicar claramente el responsable de la actualización del plan. (d) Establecer un plan para el manejo adecuado de las llamadas y preocupaciones de los clientes, el público, los empleados de la compañía u otras fuentes. (e) Establecer un plan para la pronta y efectiva respuesta a novedades de cada tipo de emergencia. (f) Controlar las situaciones de emergencia, incluyendo las acciones que debe tomar el personal que arribe a la escena. (g) Diseminar información al público. (h) Restablecer las condiciones seguras de operación a todas las facilidades que hubieran estado afectadas por la situación de emergencia, después de aplicar las acciones correctivas. (i) Documentar e informar sobre la emergencia. Programa de entrenamiento. Cada Compañía Operadora debe poseer un programa para informar, instruir y entrenar los empleados para que puedan desarrollar sus actividades durante la operación normal y en condiciones de emergencia, para garantizar la pronta y efectiva respuesta ante cada situación que deban enfrentar. El programa puede llevarse a cabo mediante entrenamiento oral, instrucciones escritas y bajo ciertas circunstancias, instrucción grupal. El programa deberá complementarse con sesiones prácticas. El programa será revisado y actualizado conforme sea necesario. Vinculaciones. Cada compañía operadora deberá establecer y mantener o con organizaciones civiles, gubernamentales, etc., cuya acción concurrente pueda ser necesaria durante la emergencia (Bomberos, Policía, Defensa Civil, Hospitales, etc.). Programas educacionales. Se debe establecer un programa de instrucción e información al público para que puedan identificar, informar y actuar de un modo seguro frente a las situaciones de emergencia,

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tomando las providencias necesarias para su adecuada difusión entre el público en general y particularmente a quienes viven o actúan en las proximidades de las líneas, estaciones, etc. Investigación de fallas y accidentes. Se deben establecer procedimientos para la evaluación, investigación y preparación de informes que determinen las causas de los eventos y preparen recomendaciones para evitar su recurrencia. Prevención de ignición accidental. Se prohibirá fumar y operar todo equipo que pueda constituir fuentes de ignición que inicien accidentes en todas las áreas en la que exista ese riesgo (Estaciones de compresión y regulación, Alojamientos de válvulas, Estaciones de medición, etc.). (a) Deben removerse las fuentes potenciales de ignición previo al venteo de cantidades de gas a la atmósfera y proveer de equipamiento apropiado para lucha contra incendios, personal de emergencias médicas y evacuación, etc. (b) Deben proveerse carteles e indicaciones y – cuando resulte necesario – guardias de seguridad para prevenir el a áreas de riesgo potencial. (c) Cuando deban separarse partes de una tubería para efectuar maniobras de reparación, debe mantenerse la interconexión eléctrica hasta que se restablezca el o entre ambas. Los sistemas de protección catódica del área deben ser apagados. (d) Cuando deban efectuarse cortes con torchas o soldaduras, debe efectuarse un control y verificación previos que aseguren la inexistencia de condiciones de riesgo o las eviten mediante acciones correctivas apropiadas. (e) Cuando deban efectuarse soldaduras con la línea en operación, la presión del gas deberá reducirse a un valor pequeño compatible con el proceso. (f) Antes del cortar por torcha o soldar una línea que contenga una mezcla de aire y gas, debe desplazarse esa mezcla con gas, aire o un gas inerte. En el último caso deben tomarse precauciones para proveer adecuada ventilación al personal afectado en el área. Efectos de voladuras. La Compañía Operadora deberá establecer procedimientos que garanticen la protección de facilidades en la vecindad de zonas cercanas a voladuras. Entre otras precauciones se deberá: (a) Localizar y marcar la línea cercana a las áreas sujetas a voladuras. (b) Preparar procedimientos que garanticen que las voladuras se efectúan siguiendo procedimientos seguros y son efectuados por personal entrenado. (c) Efectuar un patrullado que verifique la ausencia de daños y pérdidas en las tuberías después de cada voladura.

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Mantenimiento de la tubería. Evaluaciones periódicas. Cada Compañía operadora deberá desarrollar y establecer procedimientos de evaluación que aseguren la integridad de la tubería, basados en estudios de riesgo. Esas actividades incluirán la evaluación de las situaciones anormales, los estudios y evaluaciones requeridos y la planificación de acciones que restablezcan las condiciones de seguridad o prevean el abandono controlado de la instalación.

Patrullado de la línea. Cada Compañía Operadora debe mantener un programa de patrullado periódico que permita observar el estado general de la tubería, los derechos de paso, detectar la presencia de actividades por personal propio o de terceros u otras condiciones que puedan afectar la seguridad o integridad de la tubería. Los patrullajes deberán efectuarse al menos una vez por año en localizaciones Clase 1 y 2, cada seis meses en localizaciones Clase 3 y cada tres meses en localizaciones Clase 4. Debe considerarse la necesidad de incrementar la frecuencia cuando el clima, las condiciones del terreno y otras situaciones sugieran su necesidad. Procedimientos de reparación para líneas operando a tensiones circunferenciales mayores al 40% de la tensión de fluencia. Cuando se detecten defectos del tipo que se detallan en esta sección (Párr. 851.4 del Código) en este tipo de tuberías y cuando no puedan ponerse en marcha reparaciones definitivas, deben tomarse medidas temporarias inmediatas para proteger las propiedades y la seguridad del público. El empleo de parches soldados come método de reparación esta expresamente prohibido, excepto que se cumplan las condiciones del Párr. 851.43. Cuando la tubería no pueda salir de servicio la presión de operación deberá reducirse a un valor adecuado mientras se efectúan las operaciones de reparación. Las ranuras y otros defectos con merma de espesor se consideran injuriosos cuando afectan a más del 10% del espesor nominal de la tubería. Las pequeñas indentaciones o depresiones en tuberías existentes no requieren reparación a menos que: (a) Contengan concentradores de tensiones (mermas de material localizadas) (b) Afectan la curvatura de la tubería en una soldadura circunferencial (c) Excede la profundidad máxima permitida de 6% del espesor nominal de la tubería. Las áreas corroídas no pasantes (sin pérdidas) deben reparase o reemplazarse de acuerdo con el Párr. 862.213 del Código.

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Para las reparaciones deben utilizarse camisas partidas de circunferencia completa, un ancho mínimo de 4” y – cuando la camisa deba tomar los esfuerzos longitudinales debe poseer una resistencia igual o mayor a la de la propia tubería o capaz de soportar una presión igual o mayor a la presión de diseño. Si el defecto no es pasante (pérdida) las soldaduras circunferenciales del manguito son opcionales. Las soldaduras longitudinales deben ser de penetración total y todas deben efectuarse mediante procedimientos y operadores de soldadura calificados. Cuando no se efectúen las soldaduras circunferenciales, se debe asegurar el sellado de las superficies en o tubería-manguito para prevenir problemas de corrosión. Reparaciones permanentes en campo de defectos injuriosos. (a) Los defectos injuriosos deben repararse o la presión debe reducirse. (1) Cuando sea posible los defectos deben eliminarse mediante la remoción de la parte afectada como un cilindro completo. (2) Cuando no puede sacarse la tubería de servicio u operar a presión reducida, las reparaciones pueden efectuarse mediante: i) Manguitos partidos de circunferencia completa. ii) Removiendo el defecto mediante “Hot Tapping” con tal que el defecto completo se elimine. iii) Para defectos que no sean depresiones, el defecto puede removerse mediante amolado. Cuando el espesor remanente de pared no sea suficiente se debe instalar un manguito partido. (3) Cuando una depresión se repare mediante una camisa de circunferencia completa y no se efectúen las soldaduras circunferenciales, la depresión debe rellenarse con material endurecible (epoxi). Cuando las soldaduras de filete se lleven a cabo, la depresión puede rellenarse o presurizar la camisa conectando (Hot Tapping) de la tubería. (b) Todas las reparaciones deberán someterse a END y pruebas según requiere el Párr. 851.5. Reparaciones permanentes en el campo de soldaduras que poseen defectos injuriosos. (a) Todas las soldaduras circunferenciales de tope que posean defectos (API 1104) deben repararse de conformidad con los requisitos del Párr. 827, en la medida en que la tubería pueda sacarse de servicio. Las reparaciones pueden efectuarse en servicio, cuando no existan pérdidas, la presión se reduzca convenientemente (SH < 10% SYMS) y el amolado del área no reduzca el espesor de la tubería a menos de 1/8” en la soldadura. (b) Cuando el defecto no permita aplicar el proceso previo, puede instalarse una camisa partida de circunferencia completa utilizando soldaduras de filete. (c) Las ranuras, marcas, etc. que se detecten en soldaduras por arco sumergido o en una soldadura circunferencial de penetración total puede instalarse una camisa de circunferencia completa con o sin soldaduras de filete de cierre.

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(d) Cuando se detecten ranuras, marcas, etc. en soldaduras por resistencia eléctrica, si se detecta un defecto de fabricación o si se aparecen fisuras inducidas por hidrógeno, debe instalarse una camisa de circunferencia completa instalada con soldaduras de filete y presurizada mediante perforada de la tubería. (e) Todas las reparaciones deben inspeccionarse de acuerdo con el Párr. 851.5. Reparaciones en el campo de áreas corroídas con y sin pérdidas. (a) Siempre que sea posible la tubería debe sacarse del servicio y reparada mediante el reemplazo como cilindro completo de igual o mayor resistencia. (b) Cuando no resulta posible la parada, las reparaciones deben efectuarse con camisas partidas de circunferencia completa o reponiendo el metal mediante el aporte de soldadura de acuerdo con (f). (c) Si existen pérdidas debido a la corrosión, la reparación debe efectuarse instalando un abrazadera de bloqueo atornillada diseñada específicamente. (d) Las pérdidas pequeñas pueden repararse instalando un niple que permita el venteo del gas mientras se suelda y luego instalando un rio apropiado para el niple. (e) Las áreas corroídas con o sin pérdidas en tuberías con SYMS menores a 40.000 psi pueden repararse mediante soldadura de un parche de bordes redondeados y dimensiones inferiores a la mitad de la circunferencia, soldada con filetes en el área corroída. (f) Las áreas de corrosión pequeñas pueden repararse mediante aporte de metal de soldadura, utilizando electrodos de bajo hidrógeno. La presión y el caudal (variables relacionadas) deben seleccionarse de modo de prevenir la perforación de la tubería. A 20 Volts y 100 Amp., es poco probable que el tubo se perfore para las siguientes combinaciones presión-caudal-espesor.

Este tipo de reparación no debe efectuarse en tuberías susceptibles a la fractura frágil (g) Todas las reparaciones deben probarse e inspeccionarse de acuerdo con el Párr. 851.5. Reparaciones permanentes en el campo de HIC2 y SCC3. (a) Cuando resulte posible debe pararse la instalación y efectuar el reemplazo como cilindro completo de las zonas afectadas. (b) Cuando lo anterior no sea posible, la reparación debe efectuarse mediante camisas de circunferencia completa. Cuando se trata de daño por SCC las soldaduras de filete son optativas. Cuando estas se efectúen, la presurización de la camisa es opcional. Lo mismo aplica a HIC in puntos duros salvo que estos deben protegerse con un material endurecible o presurizando la camisa. 2 3

Hydrogen Induced Cracking. Stress Corrosion Cracking.

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(c) Todas las reparaciones deben inspeccionarse de acuerdo con los requerimientos del Párr. 851.5. Registros de pérdidas en líneas. Se deben mantener registros identificando la ubicación de las pérdidas detectadas y de las reparaciones efectuadas. Marcas y señales. Deben instalarse del tipo, cantidad y calidad apropiadas según las necesidades que plantee la proximidad de público, tránsito, etc. Abandono de las facilidades de transmisión. Debe efectuarse de modo planificado, desconectando la línea de todo suministro, purgándola, inertizándola y sellándola convenientemente (Párr. 851.8). Decomisionado de las facilidades de transmisión. Se deben desarrollar procedimientos apropiados que tengan en cuenta aspectos similares al abandono de líneas (Párr. 851.9). Recomisionado de una línea. Debe efectuarse siguiendo procedimientos apropiados que aseguren los niveles de seguridad mínimos antes de la reactivación (Párr. 851.10). Retorno al servicio de una línea. Deben analizarse los registros de diseño, operación y mantenimiento, para asegurar la aptitud de la facilidad para la puesta en servicio. Aspectos a considerar son: (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h) (i) (j) (k)

Deformaciones y deflexiones Diámetro, espesor de pared, material y grado Presión de la línea Tipo de soldaduras circunferenciales Pruebas e historia operativa Presencia de defectos Curvas y codos Válvulas y rios Condiciones del terreno y de suelo Consideraciones de seguridad para el personal Tensiones adicionales por eventuales reposicionados

Mantenimiento de líneas de distribución. Patrullaje. Deben planificarse actividades de patrullado en áreas potencialmente riesgosas para la tubería, con una frecuencia apropiada para detectar pérdidas y otros daños.

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Inspección por pérdidas. Cada Compañía Operadora debe poseer planes escritos de inspección y control de pérdidas en las líneas de distribución, efectivas para detectar pérdidas o fuentes potenciales de pérdidas que puedan tornarse críticas. Al efecto pueden utilizarse: (a) (b) (c) (d)

Detectores de gas en superficie Detectores de gas debajo de la superficie Pruebas de caída de presión Pruebas de pérdida por burbujeo

El Apéndice M contiene procedimientos que complementan esta información. La extensión y frecuencia de las inspecciones por pérdidas se determinará en función de las particulares del área servida, la concentración de edificios, la antigüedad de la tubería, su condición y estado y cualquier otra condición anormal (Inundación, fallas en el terreno, incrementos en la presión de servicio, etc.). Una inspección específica debería efectuarse cuando el sistema queda expuesto a incrementos de esfuerzos como los resultantes de sismos, voladuras, etc. La experiencia operativa es una referencia inobjetable para establecer alcances y frecuencias de las inspecciones pero deben satisfacer al menos los siguientes requerimientos: (a) En distritos principales deben efectuarse al menos una vez al año, utilizando detectores de gas. (b) El sistema de distribución subterráneo en otras áreas será inspeccionado según las necesidades pero no menos de una vez cada cinco años. Investigación de pérdidas y acciones concurrentes. Las pérdidas detectadas deben ser evaluadas, clasificadas y controladas de acuerdo con los requerimientos del párrafo M5 del Apéndice 5. Antes de toda acción, debe establecerse que no existe riesgo o – en caso de existir – se ha producido la evacuación del área afectada. Investigación de informes de terceros. Deben ser investigados. Inspecciones de seguimiento. Debe establecerse que los métodos de reparación son adecuados para el tipo de situación. El perímetro debe ser controlado con detectores de gas de modo de establecer que existen condiciones ambientales seguras para proceder con la reparación. Completadas las reparaciones deben efectuarse inspecciones subsiguientes para establecer que las mismas han sido exitosas, no más allá de un mes después de finalizadas.

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Requerimientos para el abandono, desconexión y reinstalación de sistemas de tuberías. Los requerimientos están detallados en el Párr. 852.4 del Código y apuntan a establecer condiciones que no afecten la seguridad pública y protección al medio ambiente. Mantenimiento de líneas de plástico. Se detallan en el Párr. 852.5 del Código. Registros de mantenimiento. Innumerables acciones descriptas en el Código se basan en el análisis de los registros de mantenimiento, razón por la que estas actividades deben quedar adecuadamente registradas con detalles suficientes para evaluaciones posteriores. Mantenimiento de tuberías de fundición de hierro. Se detallan en el Párr. 852.7 del Código. Mantenimiento de otras facilidades misceláneas. Se describen y tratan en el Párr. 853 del Código. Clase de localización y cambios en la cantidad de edificios ocupación humana. (a) Las líneas existentes que operan a más del 40% de la SYMS deben ser monitoreadas para determinar si ha cambiado su Clase de Localización. (b) En caso que no se pueda establecer a ciencia cierta la necesidad de efectuar un cambio de localización, deben emplearse criterios consistentes con la filosofía del Código para establecer la necesidad de reducir el nivel de esfuerzos, frecuencia de los patrullajes y requerimientos de protección catódica. (c) Cuando la cantidad de edificios ponga al sistema cerca del límite de un cambio de clasificación, deben completarse estudios dentro de los seis meses posteriores evaluando los aspectos que se detallan a continuación y su grado de adherencia a los requerimientos del Código: (1) El diseño, construcción y pruebas de la construcción original comparado con los nuevos requerimientos. (2) Las condiciones físicas de la tubería y la necesidad de acciones correctivas. (3) La historia de operación y mantenimiento (4) La MAOP y el correspondiente nivel de tensiones, considerando eventuales pérdidas de carga hasta la zona de evaluación. (5) La existencia de barreras naturales o de otro origen que prevengan la extensión de la urbanización a otros tramos de la tubería. (d) A continuación del estudio y constatado el cambio de clase, todas las actividades de operación y mantenimiento deben adaptarse a los requerimientos de la nueva clase.

Cuando los estudios anteriores indiquen que la MAOP de una línea no puede conmensurarse con los requerimientos de las Clases de localización 2, 3 o 4 y el estado de esa línea

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es adecuado, las MAOP será revisada o confirmada antes de los 18 meses de completada la evaluación. (a) Si la sección involucrada se ha probado “in situ” durante dos horas, la MAOP será confirmada o reducida para satisfacer los requerimientos de la Tabla 854.1(c).

(b) Si las presiones de prueba previas no han sido suficientemente altas para sustentar el valor de MAOP requerido la línea deberá recalificarse o ser probada a la mayor presión de prueba que sea requerida durante el mínimo de dos horas que se requiere. Cuando la recalificación no se efectúen dentro de los 18 meses que siguen al cambio de Clase de localización, la MAOP debe reducirse. (c) Cuando la MAOP se haya revisado o acreditado de acuerdo con lo anterior, debe asegurarse que se cumplen todos los requisitos para el “Uprating” (Párr. 845.6). (d) Cuando las condiciones operativas requieren que se mantenga la MAOP actual y la tubería no pueda someterse a los requerimientos de los párrafos previos, la tubería debe ser reemplazada por otra que satisfaga todos los requerimientos. En los casos en que se haya reducido la MAOP los dispositivos de alivio y seguridad deben calibrarse de conformidad. Cuando la MAOP no sea conmensurada con los requerimientos del Código para la nueva Clase de localización, el espaciamiento de las válvulas seccionadoras debe revisarse de acuerdo con los siguientes requerimientos: (a) Si la sección de la tubería califica para servicio continuado en función de pruebas previas o si puede disminuirse la presión de operación no se requiere instalar nuevas válvulas.

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(b) Donde un segmento de línea deba ser reemplazado para cumplir los requerimientos de la nueva Clase de localización, se debe analizar el espaciamiento entre válvulas de acuerdo con: (1) Si la sección es relativamente corta, en general no se requiere instalar nuevas válvulas. (2) Cuando la sección a reemplazar es de una milla o más de línea de transmisión, debe considerarse la necesidad de instalar válvulas adicionales. Concentraciones de gente en las Clases de localización 1 y 2. Cuando puedan existir concentraciones de gente en líneas de estas clases, debe analizarse la posibilidad y consecuencias de eventuales fallas (Análisis de riesgo).

Las tuberías expuestas a estas condiciones que operen a una tensión circunferencial mayor al 50% de la SYMS deben cumplir con los siguientes requisitos: (1) El segmento debe probarse hidrostáticamente durante dos horas a una presión que implica una tensión circunferencial máxima del 100% de la SYMS cuando la tubería opera entre el 60% y el 72% de la SYMS y del 90% del la SYMS en los otros casos. (2) Si el segmento contiene tuberías operando a distintas presiones, la presión de la prueba hidrostática debe basarse en la SYMS del tubo operando a la mayor tensión. (3) Se efectúan patrullajes e investigaciones de pérdidas consistentes con los que la Compañía Operadora establece para la Clase de localización 3. (4) Cuando la tensión circunferencial excede del 60% de la SYMS, deben efectuarse inspecciones visuales periódicas capaces de detectar daños que afecten la resistencia y protección de la tubería. Conversiones de servicio en tuberías. Generalidades. Esta sección establece requerimientos para el calificar tuberías de acero existentes de modo que satisfagan los requerimientos de este Código.

Para tuberías en servicio dual que se utilizan para el transporte de líquidos cubiertos por la ASME B31.4 y gas natural de conformidad con este Código, solo la conversión inicial a servicio con gas requiere de las pruebas de calificación. Estudio de registros históricos. Se debe recopilar y analizar los registros históricos para establecer objetivamente la condición de la línea. (a) Diseño original, inspección y pruebas, con particular énfasis en los procedimientos de soldadura y otros métodos de unión utilizados, los recubrimientos interiores y exteriores, descripción de los materiales, etc.

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(b) Datos operacionales y de mantenimiento, registros de pérdidas, fallas, protección catódica y prácticas de control de corrosión interna. (c) Considerar la antigüedad de la instalación, tiempos que pudiera haber estado fuera de servicio. Requerimientos para conversión a servicio para gas. (a) Conducir las revisiones del párrafo previo. (b) Inspeccionar todos los tramos superficiales y comparar los datos de los registros con las observaciones para constatación. (c) Estudio del nivel de tensiones operativo: (1) Establecer la Clase de localización (2) Demostrar la compatibilidad del nivel de tensiones con los requerimientos de este Código. (3) Efectuar los reemplazos que sean necesarios (d) En caso que se juzgue necesario, inspeccionar los tramos subterráneos. (e) Efectuar los reemplazos, modificaciones y reparaciones que sean necesarias, de conformidad con los requerimientos de este Código. (f) Efectuar pruebas de resistencia de conformidad con los requerimientos de este Código para establecer la MAOP, excepto que la línea hubiera sido probada previamente. (g) Efectuar la prueba de pérdidas de acuerdo con los requerimientos de este Código. (h) Dentro del año de la fecha en la que la línea convertida fuera puesta en servicio, debe proveerse de protección catódica de acuerdo con los requisitos de este Código. Procedimiento de conversión. Se preparará un procedimiento escrito que describa los pasos que deben seguirse durante los estudios que sustentan la factibilidad de la conversión indicando cualquier situación inusual relacionada con dicha conversión. Registros. Todas las actividades deben registrarse debidamente.

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CAPÍTULO VI – CONTROL DE CORROSIÓN Los requerimientos de este Capítulo son aplicables a tuberías de construcción nueva y a tuberías usadas aéreas, enterradas y sumergidas (aguas adentro). Las técnicas de inspección y evaluación deben adecuarse al tipo de tubería, agresividad del medio ambiente operativo y requieren de un elevado juicio y competencia profesional para cumplir su cometido. Algunos requerimientos del Código pueden obviarse en situaciones específicas para las que la compañía pueda comprobar que los objetivos expresados se han cumplido. En otras circunstancias, puede ser necesario incrementar o complementar los requerimientos del Código. Los procedimientos escritos para el control de corrosión, incluyendo el diseño, instalación y mantenimiento de sistemas de protección catódica deben estar preparados y puestos en práctica bajo la supervisión y dirección de personal técnico con experiencia en los métodos de control de corrosión. Las especificaciones NACE RP-01-69 y NACE RP-02-75 proveen guías que pueden usarse para satisfacer los requisitos del Código y para el monitoreo y mantenimiento de los sistemas de protección catódica. El personal afectado deberá disponer del equipamiento y la instrumentación necesaria para el correcto desempeño de las tareas. El empleo de camisas debe evitarse en la medida en que resulte posible, atendiendo al punto de vista del control de corrosión aunque se reconoce que pueden requerirse para proporcionar adecuada protección frente a las cargas que solicitan a la tubería. En estos casos debe cuidarse que la protección mecánica no deteriore la resistencia y protección de los sistemas para el control de la corrosión. Control de la corrosión externa de tuberías enterradas o sumergidas. Instalaciones nuevas. • General. Todos los componentes de los sistemas nuevos estarán sometidos al control por corrosión exterior, excepto que la compañía operadora pueda demostrar mediante ensayos, investigación o experiencia en el área de aplicación que no existen condiciones para el desarrollo de corrosión. La publicación NACE “Corrosión Dara Survey” proporciona guías y recomendaciones que pueden asistir en la toma de decisiones al respecto.

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La protección externa de tuberías enterradas podrá cumplirse mediante recubrimientos protectores apropiados y la instalación de sistemas de protección catódica. •

Recubrimientos protectores. Tendrán las siguientes características: 1. Mitigar la corrosión. 2. Tener suficiente adherencia con el metal para evitar la migración de humedad a la interfase. 3. Ser suficientemente dúctil para no resquebrajarse. 4. Tener suficiente resistencia para resistir las condiciones de manipuleo, esfuerzos durante el rellenado de las zanjas, presión del terreno, etc. 5. Ser compatible con los sistemas de protección catódica. Las irregularidades en las soldaduras que sobre-salgan la capa de recubrimiento deben ser eliminadas. Los recubrimientos protectores serán inspeccionados antes de ubicar el tubo dentro de la zanja. Los recubrimientos no conductores deberán tener baja absorción de humedad y proporcionar elevada resistencia eléctrica. Cuando las tuberías revestidas sean instaladas mediante perforación (en lugar de zanjas a cielo abierto) deberán tomarse precauciones especiales para evitar daños a los recubrimientos. Las operaciones de llenado de zanjas deben ser controladas para prevenir daños a los recubrimientos protectores.

•

Sistemas de protección catódica. Los sistemas de protección catódica deben incluir previsiones que permitan determinar el grado de protección efectiva que proveen. En el último caso, los sistemas deben satisfacer los requerimientos del Apéndice K del Código. Los propietarios de otras instalaciones enterradas o sumergidas cuyas propiedades pudieran verse afectadas por la instalación de los sistemas de protección catódica deberán ser informados. Las instalaciones eléctricas deberán realizarse de conformidad con los requerimientos del National Electric Code, NFPA 70, API RP 500C y toda regulación, ley o reglamentación local que sea aplicable.

•

Aislamiento eléctrico. Hoja 83 de 146



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

Terminales de prueba. Se instalarán suficientes terminales de prueba para efectuar las mediciones eléctricas requeridas por los programas de control de corrosión por este medio, asegurando la efectividad de los sistemas de protección catódica. Los terminales de prueba se instalarán teniendo en cuenta lo siguiente: 1. Se evitarán las uniones que produzcan concentración de tensiones. Podrán unirse directamente a la pared de la tubería utilizando soldadura de baja temperatura o soldaduras blandas de baja temperatura de aplicación. 2. Se deberán extremar las precauciones para evitar la rotura o despegue de los terminales durante las operaciones de llenado de la zanja. 3. Los puntos de unión serán impermeables al agua y todos los componentes deberán ser aislados eléctricamente utilizando materiales compatibles.

•

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

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Instalaciones existentes. • General. La compañía operadora deberá disponer de procedimientos para determinar la condición de las superficies exteriores de sus instalaciones de tuberías enterradas o sumergidas y para tomar las acciones correspondientes en función de los resultados que deberán incluir (pero no limitarse a) lo siguiente: 1. Examinar y estudiar los registros de inspecciones previas y realizar inspecciones adicionales donde se reconozcan mayores riesgos potenciales de ataque por corrosión. 2. Instalar sistemas de protección catódica en todos los sistemas que están recubiertos. 3. Las presiones de operación de tuberías no-recubiertas no será incrementada hasta que haya sido eléctricamente probada y se asegure el estado y condición mediante otras acciones apropiadas. •

Monitoreo. Las facilidades de protección de instalaciones nuevas y usadas serán mantenidas en buenas condiciones de servicio. Las inspecciones de los sistemas con protección catódica, incluyendo las pruebas de corrientes erráticas se efectuarán a intervalos adecuados. La evidencia que los sistemas de protección catódica funcionan adecuadamente se demostrará mediante los criterios listados en “Criteria for Cathodic Protection, Section 6” de la especificación NACE RP-01-69 o la Sección 5 de la NACE RP-06-75. El tipo, ubicación y cantidad de las pruebas y ensayos se determinará con debida atención a lo siguiente: 1. Antigüedad de la instalación o componente 2. Antecedentes de pérdidas. 3. Condición de la tubería al momento de instalar el sistema de protección catódica. 4. Agresividad del ambiente. 5. Probabilidad de pérdida de protección debida a actividades de construcción u otras causas circunstanciales. 6. Método de aplicación del sistema de protección catódica y vida de servicio esperada. 7. Riesgos para la seguridad pública y de los empleados. Los terminales de prueba requeridos para la protección catódica estarán mantenidos de modo tal que puedan obtenerse mediciones eléctricas representativas de la efectividad de la protección.

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Los dispositivos de protección catódica, rectificadores, etc., se inspeccionarán en intervalos que no superen los dos meses. Todos los dispositivos de protección, incluyendo llaves inversoras, diodos y conexiones para prevenir interferencias, cuya falla pudiera afectar la protección de la estructura, serán verificados a intervalos que no superen los dos meses. Otras conexiones serán verificadas una vez al año y en ningún caso en intervalos mayores a los quince meses. Los componentes no recubiertos de sistemas de tuberías que no requieran protección catódica deberán ser inspeccionados eléctricamente en intervalos que no superen los cinco años. En las áreas en que se detecte actividad corrosiva, deben instalarse sistemas de protección catódica. El descubrimiento de picado o corrosión localizada dará lugar a una investigación tendiente a determinar las causas y la extensión de las zonas dañadas. En función de los resultados de tal análisis, podrá ser necesario instalar o incrementar los sistemas de protección catódica. Control de la corrosión interna. Instalaciones nuevas. Es generalmente necesario controlar la corrosión interna de los tubos de transporte de gas para preservar la eficiencia de las instalaciones, proteger la calidad de los productos transportados (podrían verse afectados por los procesos de corrosión) y preservar la calidad de las superficies interiores de las tuberías. La especificación NACE RP-01-75 proporciona guías útiles para el desarrollo de los programas de monitoreo.

Las operaciones de raspado (“Scrapping”), deshidratación, inhibición o protección mediante revestimientos interiores son los métodos y acciones que pueden desarrollarse para controlar y prevenir la corrosión interna de las tuberías. Los recubrimientos interiores deberán seleccionarse en tipo y espesores adecuados para su propósito (Instrucciones del fabricante). Tuberías existentes. La compañía operadora establecerá procedimientos escritos para el control de la corrosión interior de las instalaciones en uso y la puesta en marcha de las acciones correctivas que sean requeridas en función de los resultados. En la preparación de esos procedimientos se tendrán en cuenta los registros de resultados de inspecciones anteriores, complementadas con nuevas inspecciones y pruebas según se considere necesario.

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Cuando se empleen técnicas de raspado, deshidratación, inhibición, etc. debe controlarse su efectividad mediante el empleo de probetas u otras técnicas de monitoreo que deben efectuarse a intervalos que no superen los seis meses. Deben efectuarse inspecciones a la superficie interna de las tuberías siempre que resulte posible. Circunstancias tales como el retiro de parte de la tubería para su reemplazo permite la inspección de las partes retiradas y de las adyacentes. Control de la corrosión externa de tuberías expuestas a la atmósfera. En las instalaciones nuevas, los componentes expuestos a la acción de la atmósfera serán adecuadamente protegidos mediante el uso de acero resistente a la corrosión, recubrimientos protectores o pintura, excepto que la compañía operadora pueda demostrar que ello no es necesario.

El tipo y métodos de aplicación de los recubrimientos deberán efectuarse siguiendo las indicaciones del fabricante. Las tuberías existentes serán inspeccionadas de acuerdo con el planeamiento establecido, tomando las acciones correctivas que se requieran cuando se detecte evidencia de deterioro. Estas acciones dependerán de los mecanismos de daño detectados, de su intensidad y de los intervalos entre inspecciones programados. Medidas correctivas. En los casos en que los registros indiquen corrosión activa en alguna parte del sistema de tuberías que represente riesgos para la seguridad, esas partes de la tubería se tratarán de acuerdo con lo siguiente:

1. En casos de corrosión externa en tuberías enterradas, se instalará o incrementará protección catódica. 2. En caso de corrosión interna se adoptarán las mismas medidas correctivas que para las instalaciones nuevas, las que podrán incrementarse o combinarse en función de la tasa de corrosión detectada. 3. En caso de corrosión externa en tuberías en o con la atmósfera, podrán utilizarse, mejorarse o incrementarse los recubrimientos externos. Las tuberías que se reemplazan por causa de la corrosión externa deben reemplazarse con tubo recubierto en caso de tratarse de tuberías enterradas o sumergidas. En caso de tuberías expuestas a la atmósfera podrán utilizarse materiales resistentes a la corrosión o tubos revestidos adecuadamente. Cuando una parte de la tubería sea reparada o reemplazada o la presión de operación debe reducirse por causa de los mecanismos de deterioro, debe considerarse la necesidad de incluir medidas de protección adicionales a las utilizadas hasta ese momento.

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Sistemas de tuberías en servicio de alta temperatura. Los requerimientos de control de corrosión deben extremarse en el caso de tuberías que operan en el rango de más altas temperaturas (Mayores de 150 ºF) porque disminuyen las resistividad de las tuberías enterradas o sumergidas incrementando la susceptibilidad a la corrosión electro-química. Las temperaturas más elevadas tienden a ocurrir a la salida de estaciones de compresión, o en sistema de recolección.

En general, los sistemas de protección (revestimientos o protección catódica) deben cumplir con los mismos requerimientos establecidos para los sistemas que operan a baja temperatura, con el agregado de ser compatibles para operar en alta temperatura (acciones directas sobre el sistema de protección) y con las alteraciones que la temperatura produce en los fenómenos de corrosión. Los fenómenos de corrosión bajo tensión y corrosión inducida por hidrógeno merecen particular atención por su agravamiento en estas condiciones operativas. Se trata de mecanismos altamente perjudiciales y peligrosos que deben ser controlados mediante la selección de materiales adecuados y programas de inspección que garanticen la detección temprana y la puesta en marcha de las acciones correctivas que se requieran. Evaluación de zonas con picaduras (Corrosión localizada). Aplican los requerimientos establecidos en la ASME B31.G en los que se basa el proceso de evaluación del Apéndice L.

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CAPÍTULO VII – MISCELÁNEAS Odorización. El gas transferido a los s a través de líneas principales o de servicio o que se utiliza con propósitos domésticos en plantas de compresión y que no posea un olor distintivo, deberá odorizarse de modo que su presencia en la atmósfera pueda detectarse sin necesidad de equipos especiales de monitoreo y medición. No se requiere odorizar el gas cuando: (a) El gas se encuentra bajo la superficie o en otro medio de almacenamiento. (b) El gas se utilizará para propósitos para los que el agente odorizante no sirva para el propósito enunciado o sea perjudicial para el uso propuesto. (c) El gas se utiliza en operaciones de campo. Cuando el gas exceptuado de odorización se utilice además para calefacción, refrigeración, calentamiento de agua, cocción, etc., de oficinas o viviendas, el gas debe odorizarse. Los requerimientos para el agente odorizante son: (a) Cuando se mezcle en la cantidad especificada no afectará la salud ni afectará los materiales normalmente encontrados en los sitios en que puede actuar. No será soluble en agua en cantidades mayores a 2,5 partes de odorizante por cada 100 partes de agua en peso. (b) Los productos de combustión no serán tóxicos, corrosivos o perjudiciales para los materiales expuestos. (c) La combinación del olor del gas natural y el agente odorizante debe ser en proporciones tales que pueda detectarse cuando una concentración del 1% de gas en aire (en volumen) pueda ser detectada por una persona con niveles normales de percepción del olfato. Sistemas de Gas Licuado de Petróleo (LGP). Generalidades. Estos sistemas generalmente contienen butano, propano y mezclas que pueden almacenarse en estado líquido a presiones moderadas (Entre 80 psig y 250 psig) a temperatura ambiente. Los requerimientos de este Código aplican solo a ciertos aspectos de los sistemas de LGP cuando se encuentran en estado de vapor y usados como combustibles gaseosos. Todos los requerimientos de la ANSI/NFPA 58, 59 y de este Código aplican al diseño, construcción, operación y mantenimiento de sistemas de tuberías que manejan butano, propano o mezclas de estos gases.

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Requerimientos especiales de seguridad. Aunque el LGP no es generalmente tóxico, debe odorizarse bajo las mismas circunstancias que el gas natural. Debido a que el LGP es más pesado que el aire, tiende a concentrarse a nivel del suelo, requiriendo especiales medidas de ventilación y de ubicación de los sistemas de alivio. Tuberías en derechos de paso privados de líneas de transmisión eléctrica. Deben tomarse precauciones especiales para el caso de venteos.

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CAPÍTULO VIII - TUBERÍAS PARA APLICACIONES FUERA DE LA COSTA Generalidades. Las reglas de este capítulo del Código se aplican únicamente a las instalaciones de tuberías marítimas, según se definen más abajo.

Salvo que se indique expresamente lo contrario, las previsiones y requerimientos de los ocho primeros capítulos se aplican a las tuberías marinas. En caso de conflicto entre los requerimientos de dichos capítulos y los de este capítulo, prevalecerá este último. Este capítulo se declara expresamente como NO TOTALMENTE INCLUSIVO, requiriendo del juicio y criterio profesional para todas aquellas situaciones que son consideradas expresamente. Alcance. Este capítulo cubre los requerimientos para el diseño, materiales, fabricación, instalación y los aspectos relacionados con la seguridad de la operación y mantenimiento de tuberías “offshore”. Para los propósitos de este capítulo, se incluyen las tuberías verticales (“risers”), estaciones de bombeo “Offshore”, rios de tuberías, soportes, conectores y todo otro componente expresamente referenciado por este capítulo del Código. Condiciones de diseño. General. • Condiciones de diseño “Offshore”. Existe un número de condiciones denominadas “Condiciones de diseño” que gobiernan el diseño de los sistemas de tuberías. Algunas de las condiciones que deben establecerse para el correcto diseño son:

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

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El diseño de los sistemas “offshore” resulta muchas veces condicionado más por las condiciones imperantes durante la instalación que por las operativas. Consideración de las condiciones de instalación. Todas las partes de los sistemas deberán diseñarse para la combinación más desfavorable de las cargas de instalación y las ambientales, actuando concurrentemente y a las que el sistema pueda estar sometido. •

Cargas durante la instalación. Las cargas que deberían considerarse como cargas de instalación son: 1. Peso de componentes: a. Tubería b. Recubrimientos incluyendo el agua absorbida c. Agregados permanentes o semi-permanentes a la tubería d. Contenido de agua en caso que la tubería se inunde durante la instalación 2. Cargas de flotación 3. Presión externa 4. Cargas estáticas provocadas por el equipamiento utilizado

•

Cargas ambientales durante la instalación. Deberían considerarse las siguientes acciones: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Olas Corrientes Viento Mareas Hielo Cargas dinámicas impuestas por el equipamiento y el movimiento de buques Acciones de tormentas para períodos de recurrencia de un año o tres veces el tiempo estimado para la construcción, el mayor de ambos.

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

Suelos. Las características de los suelos deben considerarse en los estudios de estabilidad durante el período de instalación y cuando se desarrollen los procedimientos de montaje para lo siguiente: 1. 2. 3. 4.

Instalación de tubos verticales en tubos de tracción (“Pull Tubes”). Tendido de curvas horizontales en el ruteo de la tubería. Arrastre de tuberías del fondo Cavado y llenado de zanjas. Hoja 92 de 146



Consideraciones de cargas operativas de diseño. 1. Cargas para el diseño operativo. Todas las partes de la instalación serán diseñadas para la combinación más crítica de cargas de operación y ambientales, actuando concurrentemente. La combinación más crítica dependerá del criterio operativo de la compañía operadora durante períodos de tormenta. 2. Cargas operativas. Las siguientes cargas serán consideradas como operativas: 1. Peso de los siguientes elementos a. Tubería b. Recubrimientos incluyendo el del agua absorbida c. Aditamentos permanentes o semi-permanentes d. Peso de la sustancia transportada 2. Flotación 3. Presión interna y externa 4. Contracción y expansión térmica 5. Cargas residuales 6. Sobrecargas 7. Cargas de impacto tales como las causadas por buques pesqueros 3. Cargas ambientales durante la operación. Se considerarán las siguientes cargas: 1. 2. 3. 4. 5.

Olas Corriente Viento Mareas Cargas originadas en el hielo a. Peso b. Impactos c. Barrido 6. Eventos sísmicos 7. Cargas del suelo inducidas dinámicamente a. Aludes b. Licuación Las cargas de naturaleza estocástica deben definirse para períodos de recurrencia de no menos de 100 años.

4. Suelos.

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Cuando se efectúen análisis de estabilidad y luces máximas para el tendido de tuberías en lechos marinos irregulares, se deben tener en cuenta las particularidades del suelo. Cargas hidrostáticas de prueba. Todas las partes de las tuberías “Offshore” estarán diseñadas para más crítica combinación de las cargas durante la prueba hidrostática y las cargas ambientales, actuando concurrentemente y a las que el sistema podrá estar sometido. 5. Cargas de prueba hidrostática. Las cargas que puede anticiparse estarán presentes en la prueba hidráulica son: (a) Peso de los siguientes elementos a. Tubería b. Recubrimientos incluyendo el del agua absorbida c. Aditamentos permanentes o semi-permanentes d. Peso del agua empleada en la prueba (b) Flotación (c) Presión interna y externa (d) Contracción y expansión térmica (e) Cargas residuales (f) Sobrecargas 6. Cargas ambientales durante la prueba hidrostática. Deben considerarse las siguientes acciones: 1. Olas 2. Corrientes 3. Viento 4. Mareas El período de recurrencia para las cargas caracterizadas estadísticamente será de un año. 7. Suelos. Deben considerarse las particularidades del suelo y su influencia en los esfuerzos a los que estará sometida la tubería durante la prueba. Consideraciones en la selección del tendido. Para definir el tendido (ruteo) de la tubería se tendrán en cuenta las ubicaciones que conduzcan a los menores esfuerzos de instalación, pruebas y operación, así como al equipamiento que se anticipa estará disponible. Se conducirán exploraciones para identificar: 1. Materiales del lecho marino

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2. Constitución del sub-lecho marino para identificar riesgos potenciales para la instalación y operación 3. Cuencas 4. Areas para fijaciones y fundaciones 5. Rutas marítimas de buques 6. Otras tuberías Criterio de diseño. Tensiones isibles y otros límites. El diseño y el análisis estructural para las condiciones de instalación se basarán en métodos de ingeniería aceptados, resistencia de materiales y condiciones de diseño aplicables.

Criterios de diseño durante la instalación y pruebas. 1. Tensiones isibles. El valor máximo de la tensión longitudinal debida a las cargas axiales y a los momentos flectores estará limitado de modo de prevenir el pandeo y que no afecte la capacidad operativa de la tubería. Otras tensiones debidas a cargas de instalación – tales como luces – se limitarán con el mismo criterio. En lugar de un criterio de tensiones pueden emplearse criterios basados en las deformaciones. 2. Diseño para prevenir el pandeo. Se tendrá en cuenta la acción de la presión exterior, flexión, torsión y cargas axiales, impacto, tolerancias de fabricación (espesor de pared y ovalización) y otros factores aplicables. El espesor de pared se seleccionará de modo de prevenir el colapso por pandeo local y global. 3. Diseño para prevenir fallas por fatiga. La acción de las cargas variables será tenida en cuenta para prevenir daños y/o fallas por fatiga. Las olas y las vibraciones producidas por el desprendimiento de vórtices son cargas que típicamente deben ser tenidas en cuenta. 4. Diseño para prevenir la fractura. La prevención de la fractura durante la instalación es tenida en cuenta al seleccionar el material (ductilidad a bajas temperaturas), los detalles de diseño (embridamientos), los procesos de fabricación (conformados y soldadura) y limitando el nivel de tensiones máximos a valores seguros para los estados de cargas aplicables. 5. Diseño para prevenir la inestabilidad en el lugar.

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Debe tenerse en cuenta para las tuberías apoyadas en el lecho del mar. Cuando las tuberías sean instaladas en zanjas, la estabilidad debe ser investigada durante el tiempo previo a su instalación definitiva y llenado de la zanja. 6. Impacto. Durante el período en que la tubería es susceptible de daños por impacto mientras se completa la instalación y pruebas, deben tenerse en cuenta las siguientes amenazas: a. b. c. d. e.

Anclajes Lanchones y redes de pesca Buques Hielo Etc.

7. Tensiones residuales. Los procesos de instalación se diseñaran de modo de inducir los menores niveles posibles de tensiones residuales, excepto que estos sean utilizados como un factor de diseño.

Criterios de resistencia durante la operación. 1. Tensiones isibles. No excederán los valores que se indican a continuación: a. Tensiones circunferenciales. D S h ≤ F1 S y Sh = ( Pi − Pe ) 2t b. Tensiones longitudinales. S L ≤ F2 S y

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c. Tensiones combinadas.

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Alternativamente, las tensiones pueden combinarse de acuerdo con la teoría de falla de Von Mises. S h2 − S L S h + S L2 + 3St2 ≤ F3 S y

d. Deformaciones. Cuando las tuberías experimenten un desplazamiento no-cíclico y previsible de sus soportes, los límites para las tensiones longitudinales y combinadas pueden reemplazarse por una deformación límite, en la medida en que la fluencia no afecte la capacidad operativa de la tubería. El valor máximo de deformación permitido dependerá de la ductilidad del material, de la historia de deformaciones plásticas previas y de la capacidad de la tubería de experimentar deformaciones plásticas sin pandear localmente. 2. Diseño para prevenir el pandeo. La tubería deberá diseñarse con un adecuado margen de seguridad ante este modo de falla, considerando los modos locales y globales. Hoja 98 de 146



3. Diseño para prevenir la falla por fatiga. Deben considerarse los espectros de carga para todos los casos que puedan conducir a la falla por fatiga y verificar los componentes para que no se excedan los límites isibles para la vida a fatiga requerida para el equipo. 4. Diseño para prevenir la fractura. La prevención de la fractura durante la instalación es tenida en cuenta al seleccionar el material (ductilidad a bajas temperaturas), los detalles de diseño (embridamientos), los procesos de fabricación (conformados y soldadura) y limitando el nivel de tensiones máximos a valores seguros para los estados de cargas aplicables 5. Diseño para prevenir la inestabilidad en el lugar. El diseño para prevenir la inestabilidad lateral y vertical del fondo esta gobernada por las propiedades arqueológicas del suelo marino, de ciertos eventos transitorios (hidrodinámicos, sísmicos, etc.) que tienen una probabilidad de ocurrencia significativa durante la vida de la tubería. La tubería será diseñada para prevenir movimientos horizontales y/o verticales o será diseñada de modo que esos movimientos queden limitados a valores que no den lugar a tensiones o deformaciones que excedan los valores isibles. Los factores típicos a considerar en el diseño para prevenir inestabilidades son: a. b. c. d. e.

Fuerzas de olas y corrientes Propiedades del suelo Hundimientos con los consiguientes incrementos en la luces no soportadas Licuación del suelo Derrumbes del lecho

La estabilidad puede mejorarse mediante los siguientes medios:

• • •

Ajuste del peso de la tubería sumergida Preparación de trincheras Anclajes

Para el cálculo de las cargas hidrodinámicas, debe tenerse en cuenta que las fuerzas de las olas varían según la posición a lo largo de la tubería. El empleo de bloques de cemento intermitentes no esta permitido para líneas “offshore” cuando existan probabilidades que el suelo ceda y los bloques se transformen en una carga sobre la tubería.

6. Diseño por expansión y flexibilidad. Hoja 99 de 146



Deben efectuarse cálculos detallados considerando la tubería (enterrada o no) como un sistema espacial para determinar los esfuerzos en cada sección crítica que lo requiera. Esos esfuerzos (Momentos flectores, cargas axiales y momento torsor, deberán combinarse de acuerdo con los requerimientos del Código, para verificar que no se exceden los valores isibles correspondientes. Cuando las tuberías atraviesen zonas de falla o de actividad sísmica, debe considerarse la necesidad de dotar a la tubería de la necesaria flexibilidad para soportar los desplazamientos que se le impongan sin que se produzcan fallas catastróficas. 7. Diseño de soportes. Los soportes deben diseñarse prestando atención al modo en que las cargas se transfieren a la tubería. Donde se prevé la existencia de tensiones locales elevadas puede ser necesario utilizar manguitos de circunferencia completa u otros medios apropiados para reducir las tensiones a valores aceptables. Todas las soldaduras que se realicen a la tubería deben ser analizadas por métodos de END apropiados al tipo de cordón. Los soportes deben diseñarse de conformidad con los requerimientos de la Práctica Recomendada API RP 2A-WSD. 8. Diseño de tuberías flexibles. Debido a la matriz de material compuesto, las tuberías flexibles tienen un comportamiento mecánico sensiblemente diferente al de las tuberías metálicas. Este tipo de tuberías puede utilizarse siempre que cálculos apropiados o los resultados de pruebas demuestren su aptitud para las condiciones de servicio en las que serán utilizados. Se deberá prestar atención a la naturaleza permeable de estos tubos y a la posible rápida falla por descompresión del material de recubrimiento (API RP 17B). EN LAS APLICACIONES “OFFSHORE”:

• • • • •

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

Construcción.

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El transporte de las líneas deberá conformar los requerimientos de las Prácticas Recomendadas API RP 5LW o API RP 5L1, según corresponda. Las tuberías serán enterradas en los casos en que sea necesario debido a problemas de estabilidad, protección mecánica o prevención de interferencias con otras actividades marítimas que se realizan en el área. Se deberán preparar registros conforme a obra incluyendo la posición de los ánodos, retenciones de pandeo (“Buckling Arresters”). Operación y mantenimiento. La compañía operadora dispondrá de un Plan para la revisión de las condiciones que afectan la integridad y la seguridad del sistema de tuberías, incluyendo previsiones para el patrullado periódico y el informe de actividades de construcción y cambios en las condiciones.

Cada operador de sistemas de tuberías mantendrá un programa de patrullaje para observar el estado y condición de las superficies, indicaciones de pérdidas, actividades de construcción (realizadas por terceros) y cualquier otro factor que pueda afectar la seguridad y la operación de la tubería. Inspección. La compañía operadora deberá disponer de procedimientos de inspección escritos que aseguren la integridad de la tubería. Se deberá prestar particular atención a las áreas más susceptibles de daño por acciones exteriores.

Tales áreas pueden incluir los cruces costeros, proximidades a la plataforma, rutas navieras, cruces de tuberías, áreas de aguas poco profundas, etc. Cuando se detecten condiciones que no satisfacen el diseño original, se debe determinar su aceptabilidad. En caso que no lo sean, deben ponerse en marcha las acciones necesarias para restablecer la seguridad operativa o aplicar un programa de abandono planificado de la tubería. La máxima presión operativa deberá reducirse de modo de satisfacer los requerimientos del Código. Los tubos verticales (“Risers”) serán inspeccionados visualmente con una frecuencia anual, con el propósito de detectar daños físicos y corrosión en la zona de salpicado y por encima de ella. Se determinará el tipo y extensión de todo daño que se observe y – cuando la integridad del “Riser” se encuentre afectada, este será reparado o reemplazado. Se prohibirá fumar en todas las áreas de la facilidad “Offshore” en las que – como consecuencia de pérdidas – puedan existir vapores inflamables o combustibles.

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Se tendrá especial consideración al control de corrosión en tuberías “Offshore” debido a la natural dificultad para su inspección después de su instalación, prestando particular atención a la selección, diseño y aplicación de las cubiertas protectoras, los sistemas de protección catódica, etc. El Apéndice K y la especificación NACE RP-06-75 proporcionan guías útiles al respecto. Control de corrosión externa en tuberías “Offshore”. Todas las tuberías sumergidas y sus rios relacionados deberán estar revestidos exteriormente y poseer protección catódica.

Recubrimientos protectores. Los recubrimientos protectores para tuberías “Offshore”, serán seleccionados para el tipo de ambiente en el que la facilidad será instalada, debiendo poseer las siguientes características:

• • • • • • •

Baja absorción de agua Compatibilidad con las temperaturas de operación Compatibilidad con el método de aplicación Suficiente tenacidad para resistir sin daños que afecten su capacidad, durante la operación Resistencia al ambiente marino en el que deberá operar Facilidad de reparación en caso de daño Resistencia al despegue catódico

El recubrimiento seleccionado deberá aplicarse de acuerdo con las instrucciones emitidas por el fabricante. Sistemas de protección catódica. Una tubería “Offshore” se considera bajo protección catódica cuando satisface los requerimientos del Apéndice K y los criterios establecidos en la especificación NACE RP-0675. Se deberá prestar atención a los efectos de las variaciones de oxígeno, temperatura y resistividad del medio agua-suelo sobre el sistema de protección catódica. A diferencia de lo establecido para el caso de tuberías “Onshore”, Los sistemas de protección catódica deben instalarse contemporáneamente con el montaje de las tuberías “Offshore”.

Los propietarios de otras facilidades que pudieran verse afectadas por los sistemas de protección catódica deben ser informados. • Terminales de prueba.

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

•

Interferencia eléctrica. Cuando se instalen nuevas líneas de tuberías en la vecindad de otras existentes, se deberá prestar atención a la posibilidad de interferencias eléctricas, tomando las precauciones necesarias para reducirlas a un mínimo.

•

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

Control de corrosión externo de sistemas “Offshore” expuestos a condiciones atmosféricas. La alternativa de demostrar mediante pruebas, investigaciones o experiencia que la corrosión atmosférica no es significativa no es aplicable al caso de estas tuberías. El tipo de recubrimiento seleccionado debe ser apropiado para el tipo de medio en el que opere la tubería.

La preparación de las superficies y la aplicación del recubrimiento deberán efectuarse de acuerdo con las instrucciones del fabricante. En la selección del recubrimiento se tendrán en cuenta las siguientes características:

• • • • • •

Baja absorción de agua Resistencia a la acción del agua Compatibilidad con el rango de temperaturas de operación Resistencia al deterioro atmosférico Resistencia al daño mecánico Facilidad de reparación

La zona de salpicado de las tuberías deberá tener protección adicional contra la corrosión, utilizando recubrimientos más efectivos, materiales más resistentes a la corrosión, etc.

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CAPÍTULO IX – GAS EN SERVICIO ACIDO Generalidades. Este Capítulo aplica únicamente a sistemas de tuberías que contienen niveles de sulfuro de hidrógeno que lo califican e identifican como gas ácido. Todas las previsiones y requerimientos de los primeros siete capítulos continúan siendo aplicables a menos que se indique expresamente lo contrario.

Todos los párrafos de este capítulo están precedidos de la letra B y el número que se corresponde con los que tratan la misma cuestión en los capítulos precedentes para facilitar la asociación de requerimientos. Alcance y propósitos. Se cubren los requerimientos para el diseño, los materiales, fabricación, instalación, inspección, pruebas y aspectos de seguridad en la operación y el mantenimiento de sistemas para el manejo de gas ácido.

Se intenta proporcionar requerimientos adecuados para que las actividades anteriores, globalmente consideradas se efectúen de modo de alcanzar estándares de seguridad y confiabilidad apropiados. No se intenta cubrir todas las circunstancias que pueden aparecer en las aplicaciones prácticas, debiendo el disponer de criterios adicionales o más estrictos compatibles con situaciones que así lo requieran. No se pretende cubrir el desarrollo de nuevas aplicaciones y tecnologías aunque se alienta esas actividades en la medida en que los requerimientos de seguridad y confiabilidad del Código sean satisfechos. Términos y definiciones. Se establecen en el Párr. B803 del Código. Marcado. Las válvulas que satisfacen los requerimientos de la especificación NACE MR0175 deben poseer identificarse con marcas permanentes. Especificaciones de materiales. Los materiales deben satisfacer los requerimientos de la NACE MR0175 – Sulfide Stress Cracking Resistant Materials for Oilfield Equipment. Soldadura. Generalidades. Los requerimientos de este párrafo aplican a materiales de acero fundido y cubre las soldaduras a tope y filete en caños, válvulas, rios, bridas “Slip-on”, etc., utilizados en sistemas de tuberías, componentes y conexiones a aparatos y equipamiento.

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Esta sección no se aplica a las soldaduras efectuadas en la fábrica de los caños, aunque se advierte al que esas soldaduras deben ser adecuadas para este tipo de servicio. Los estándares de aceptabilidad aplicables se establecen en la Sección 6 de la API 1104 o en la Sección VIII, Div. 1, del ASME B&PVC. Sin embargo, deberían considerarse requisitos adicionales de dureza y tensiones residuales. Las soldaduras utilizadas para sellado tendrán un procedimiento calificado específico. Los caños deben limpiarse a metal brillante en las superficies interiores y en un ancho de 1” del bisel de soldadura. Calificación de procedimientos y de soldadores. Los requerimientos de los párrafos 823.1 y 823.11 NO se aplican en esta sección. Todas las calificaciones de procedimientos y comportamiento (Performance) deberán basarse en ensayos destructivos. La dureza de la zona soldada y la HAZ de los especimenes deberán cumplir los requerimientos para aleaciones soldadas que se establecen en la NACE MR0175. Para la mayoría de las aleaciones empleadas en tuberías, la máxima dureza isible es de HRC 22. El es responsable de asegurar que los especimenes utilizados para los ensayos de calificación sean metalúrgicamente equivalentes a, o representativos de, las soldaduras reales de campo. Precalentamiento. Caños usados. Los caños que hayan sido empleados en servicio con gas ácido deben calentarse a una temperatura de 400 ºF o mayor y mantenidas a temperatura durante no menos de 20 minutos, inmediatamente antes de proceder con la soldadura para eliminar el hidrógeno retenido. Este calentamiento debería efectuarse adicionalmente antes de cualquier precalentamiento especificado en el procedimiento de soldadura para tuberías nuevas. Alivio de tensiones. Generalidades. La composición química de los materiales y los procedimientos de soldadura deben ser adecuados para garantizar los niveles de dureza máximos requeridos. Cuando sea necesario, debe considerarse la necesidad de efectuar tratamiento de alivio de tensiones. En general los procedimientos típicos de martilleo o tratamiento térmico post-soldadura no dan los resultados necesarios en estas aplicaciones.

Temperatura de tratamiento.

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(a) El tratamiento de alivio de tensiones debe efectuarse a una temperatura de 1.100 ºF (593 ºC) para aceros al carbono y a 1.200 ºF (649 º) para aleaciones ferríticas. Otros procedimientos pueden ser utilizados cuando se pueda establecer objetivamente que conducen a la misma estructura metalúrgica. (b) El tratamiento para materiales disímiles con diferentes requerimientos debe efectuarse a la mayor temperatura requerida, con las precauciones debidas para el caso de materiales austeníticos. (c) La curva de calentamiento será suficientemente suave y el periodo de mantenimiento será de aproximadamente 1 hr/pulg de espesor de pared, pero en ningún caso inferior a media hora. Se debe permitir un enfriamiento suficientemente suave y uniforme. (d) Se prepararán registros de cada ciclo de tratamiento de alivio de tensiones para cada soldadura tratada. (e) El control de la temperatura de cordones suficientemente próximos (Te soldada) podrá efectuarse utilizando una sola termo-cupla. Inspección y Pruebas de Soldaduras. Además de los requisitos de los Párr. 826.2(a) a (f), las líneas de gas ácido en Clases de localización 3 y 4, estaciones de compresión, cruces de ríos con vías navegables, cruces de carreteras y ferrovías, el 100% de las soldaduras efectuadas en el campo deben ser inspeccionadas mediante END, antes o después del tratamiento de alivio de tensiones. Componentes de sistemas de tuberías. En general deben satisfacer los requerimientos de la NACE MR0175. Teniendo en cuenta que las aleaciones de Cu sufren procesos corrosivos en servicio de gas ácido, debe limitarse su uso a los casos en que se pruebe objetivamente su aptitud.

Debe notarse que para el caso particular de los bulones de brida SA 193 B7M, la NACE MR0175 establece valores reducidos de resistencia que deben ser tenidos en cuenta en el diseño y selección. Diseño, Instalación y Pruebas. Requerimientos de diseño para caños y tubos. El control de la fractura debe considerarse como un requisito en este tipo de servicio.

El Factor “F” que se obtiene de la tabla 841.114A de 0,80 no puede utilizarse. Para satisfacer los requisitos de la NACE MR0175 puede ser necesario efectuar las curvas y codos mediante conformado en caliente, manteniendo las propiedades mecánicas y de tenacidad dentro de límites aceptables. El empleo de codos en gajos y corrugados no esta permitido en este tipo de servicio. En tuberías diseñadas para operar a tensiones circunferenciales mayores al 20% de la SYMS deben eliminarse quemaduras de arco y todo tipo de discontinuidad concentrador o elevador de tensiones.

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La remoción puede efectuarse mediante amolado, limado o mecanizado, asegurando que la cavidad quede completamente limpia y con material sano. Para constatar la ausencia de daños metalúrgicos puede usarse una solución testigo de persulfato de amoníaco al 10% o una solución de ácido nítrico al 5% en alcohol (Nital). Los contornos de la cavidad deben ser suaves, libres de defectos y el espesor remanente debe ser el mínimo requerido para satisfacer los requerimientos de resistencia. Trabajos en servicio. Las tareas de “Hot Tap” merecen particulares consideraciones por el tipo de medio y su influencia sobre la salud y la seguridad. Deben efectuarse mediante procedimientos escritos. Precauciones para evitar explosiones e incendios descontrolados. Deben tomarse las precauciones adicionales que requiere el tipo de servicio. Pruebas después de la construcción. Deben efectuarse utilizando procedimientos escritos que tengan en cuenta las particularidades del gas ácido. Otros materiales. Todos los materiales que satisfagan la NACE MR0175 pueden utilizarse. Materiales plásticos. Las uniones por fusión en termo-plásticos son aceptables. En todos los casos (uniones mediante cementos, adhesivos, fusión, etc.) deben efectuarse utilizando procedimientos aprobados escritos, sustentados mediante pruebas y ensayos destructivos en probetas representativas de las condiciones actuales de servicio. Estaciones de compresión. Los materiales deben conformar la NACE MR0175 y el personal afectado a la operación y mantenimiento debe estar familiarizado con las particularidades, propiedades y consecuencias a la exposición de gas ácido.

Se debe considerar la necesidad de disponer de medios para la detección de ácido sulfuroso capaces de accionar sistemas de emergencia. Almacenamiento. Este Código no provee reglas para el diseño de contenedores fabricados con tubos o del tipo botellón. Consideraciones adicionales relacionadas con la seguridad en la operación y el mantenimiento.

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Debe calcularse el radio de exposición al ácido sulfuroso utilizando las ecuaciones de Pasquel-Gifford, según lo siguiente:

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Mantenimiento de la tubería. Deben incorporarse carteles y señalas indicando la presencia de Gas Venenoso.

Cuando deba ventearse a la atmósfera, debe considerarse la necesidad su quemarlo. Concentraciones de gente en las Clases de Localización 1 y 2. Seguridad. Las facilidades de superficie fijas autónomas deben protegerse del del público cuando se encuentren a menos de ¼ de milla de edificios residenciales, comerciales, paradas de transporte público, parques públicos o áreas similares.

La protección consistirá de cercas y bloqueo al a válvulas, instrumentos, tapones, etc. La tubería de superficie NO se considera como una facilidad fija. Deben proveerse medios de detección de la presencia de H2S cuando exista alguna de las siguientes condiciones: (1) El radio de exposición de 100 ppm es mayor de 50 pies e incluye la posibilidad de o humano, con excepción de carreteras. (2) El radio de exposición de 500 ppm es mayor de 50 pies e incluye la presencia de carreteras. (3) El radio de exposición de 100 ppm es mayor de 3.000 pies.

Plan de contingencia. Debe disponerse de planes de contingencia escritos que incluyan el o con agencias y dependencias de acción concurrente. Los planes deben incluir mapas, ubicación de válvulas de bloqueo, Llaves de trabas de válvulas y Trabas de válvulas. Control de corrosión. Debido a la corrosividad del H2S y a la presencia de dióxido de carbono y agua salada, que también son corrosivos, debe prestarse particular atención al monitoreo y mitigación de la corrosión interna. También debe considerarse la necesidad de incluir sobreespesores por corrosión.

Debe proveerse protección catódica para prevenir la corrosión externa, excepto que pueda demostrarse que ello no es necesario. Una facilidad se considera adecuadamente protegida cuando satisface los requerimientos del Apéndice K. Sin embargo, se recomienda proveer de protección catódica a las tuberías enterradas o sumergidas. Las instalaciones nuevas deben diseñarse previendo la inclusión de rios para la inyección de agentes inhibidores y para la instalación y recuperación de testigos.

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Corrosión bajo tensión y otros fenómenos. Las líneas de gas ácido en sí y – particularmente cuando están – combinadas con dióxido de carbono y agua salada pueden sufrir varios fenómenos relacionados con la corrosión:

Problemas relacionados con el Hidrógeno. La reacción de corrosión en presencia de iones sulfurosos permite la liberación de una importante cantidad de átomos que entran en o con el acero. Varios de los mecanismos de daño relacionados con la presencia de hidrógeno son: (1) SSC que ocurre cuando la aleación es demasiado dura o se encuentra altamente tensionada en presencia de gas ácido. El estándar NACE MR175 proporciona guías para la selección de materiales y combinaciones para resistir este tipo de figuración. (2) HIC por difusión de hidrógeno atómico en la red cristalina y posterior transformación en hidrógeno molecular con cambios de volumen que fracturan el metal. (3) SOHIC Es una variante direccional del HIC que ocurre en la dirección de la máximas tensiones principales (tracción). (4) Ampollado. La difusión de hidrógeno en zonas con delaminaciones puede producir el ampollado por aumento de la presión dentro de la inclusión.

Problemas relacionados con los cloruros. Es otro mecanismo de SCC causado por los cloruros en presencia de agua. Los aceros austeníticos son particularmente sensibles a este tipo de ataque. Los iones sulfurosos tienen efectos sinérgicos con los cloruros, resultando en un proceso acelerado de figuración a bajas temperaturas y concentraciones de cloruros menores a las esperadas. Deben emplearse materiales resistentes a esta acción sistemas para transporte de gas ácido. Problemas asociados con micro-organismos. (MIC) Es un mecanismo de picado originado por la presencia y actividad de determinados micro-organismos que deben ser controlados utilizando componentes que no permitan su desarrollo y programas de monitoreo adecuados.

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APÉNDICE I INTRODUCCIÓN A KA GESTIÓN DE INTEGRIDAD EN TUBERÍAS DE GAS ASME B31.8S

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Alcance. Este estándar aplica a sistemas de tuberías de trasporte de gas construidas de acero en instalaciones aguas adentro e incluye todas las partes físicas que componen una instalación: Tuberías, válvulas, estaciones de medición, compresión, regulación, etc.

Provee al operador de la información necesaria para el desarrollo y materialización de un programa de gestión de la integridad efectivo, utilizando las técnicas que han demostrado su aptitud en la práctica. Propósito y objetivos. Permitir que el operador cumpla sus metas de entregar gas a los s de un modo seguro y confiable, sin incidentes y contratiempos que afecten a los empleados, el público, los s y el medio ambiente.

Las técnicas y procesos que se describen permiten establecer y mitigar o disminuir los riesgos para reducir la probabilidad de ocurrencia y sus consecuencias. Cubre aspectos preventivos y otros que se basan en el comportamiento de los sistemas. Los primeros incluyen las actividades de inspección y detección necesarias, sin que ello colisione con los requerimientos de la ASME/ANSI B31.8. La evaluación de datos de comportamiento permite un análisis más extenso de los riesgos para orientar las acciones de mitigación de un modo flexible y sistemático, basado en las particularidades de cada situación. Además de las guías y recomendaciones del cuerpo principal de este estándar, el Apéndice A proporciona información clasificada por tipo de amenaza. Este estándar debe ser utilizado por personas y equipos responsables de planificar, poner en práctica y mejorar los procedimientos para la gestión de la integridad de los sistemas de tuberías. Principios de la Gestión de la Integridad. Los requerimientos funcionales para el programa de gestión de integridad de sistemas nuevos están incorporados en el Diseño, la selección de materiales, los métodos y procedimientos de construcción, instalación y comisionado. Los requerimientos a cumplir en estas actividades están cubiertos por el ASME B31.8.

La disponibilidad de registros completos y detallados que permitan la evaluación del diseño, los materiales y procesos de fabricación es una cuestión esencial e imprescindible para el desarrollo de un programa de gestión de la integridad. La información es la clave para desarrollar el proceso más importante en que se basan estos programas: La evaluación de riesgos.

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La evaluación y asignación o ponderación de riesgos es un proceso mediante el que se identifican los eventos adversos, establecer su probabilidad de ocurrencia y determinar la magnitud de sus consecuencias (severidad). La asignación de riesgos en un sistema de transporte y distribución es un proceso continuo que se retro-alimenta con la información obtenida periódicamente y la experiencia ganada conforme progresa la explotación del sistema. Las mediciones, registro y documentación del comportamiento (Performance) son una parte integral del programa de gestión de integridad, porque su evaluación y análisis proporciona conclusiones imprescindibles para la cuantificación de riesgos y el diseño de medidas de mitigación adecuadas. El programa de gestión de la integridad contiene elementos prescriptivos o preventivos y otros que se basan en la “performance” o comportamiento del sistema. Descripción del programa de Gestión de Integridad. Los elementos básicos del programa y las secciones en las que este estándar los trata de un modo detallado se muestran en la Fig. 1 del estándar.

Por su parte, la Fig. 2 establece el proceso continuo de revisión y modificación o actualización del programa. Clasificación de las amenazas a la integridad. Este primer paso para el desarrollo de plan implica reconocer las amenazas potenciales a la seguridad. El estándar provee un agrupamiento y clasificación de amenazas de acuerdo con unas pocas características esenciales:

(a) Dependientes del tiempo (1) Corrosión externa (2) Corrosión interna

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(3) SCC (b) Estables (1) Defectos relacionados con la manufactura i) Soldaduras defectuosas ii) Otros defectos en la tubería (2) Defectos relacionados con la soldadura/instalación i) Soldaduras circunferenciales defectuosas ii) Otras soldaduras defectuosas iii) Arrugas en codos y curvas iv) Roscas barridas, Tuberías con fisuras, fallas en acoplamientos (3) Equipamiento i) Fallas de sellos y anillos ii) Malfuncionamiento de equipamiento de control/alivio de presión iii) Fallas en sellos de bombas iv) Misceláneos (c) Independientes del tiempo (1) Daños mecánicos ocasionados por intervenciones de terceros i) Inmediatas o contemporáneas con la intervención ii) Retardadas iii) Vandalismo (2) Operación incorrecta i) Procedimientos inadecuados (3) Acciones climáticas y otras causas de la naturaleza i) Climas fríos ii) Rayos iii) Lluvias torrenciales e inundaciones iv) Movimientos de la tierra Pese a la individualización de las amenazas, debe reconocerse que en general actúan de un modo concurrente. Históricamente, los daños por fatiga no han sido un problema en la operación de tuberías de gas pero, en casos en que se produzcan fluctuaciones frecuentes de la presión, puede ser necesario evaluar este mecanismo de daño como un factor adicional. Proceso de Gestión de la Integridad.

• • • • • •

Identificación del impacto potencial de cada tipo de amenaza Obtención, revisión e integración de los datos Asignación de riesgos Evaluación de la integridad Determinación de acciones de mitigación de los factores adversos sobre la integridad Actualización, integración y revisión de datos Hoja 117 de 146



•

Reasignación de riesgos

Consecuencias de los eventos. El riesgo se define como el producto matemático entre la probabilidad de ocurrencia de un evento adverso y sus consecuencias. La asignación de riesgos por tanto exige establecer cualitativa o cuantitativamente una escala o medida que permita ordenar los eventos en función del valor del riesgo asociado.

Los códigos de construcción como la ASME B31.8 recoge la experiencia operativa de muchos años, en diversos ambientes y por diferentes compañías y maneja implícitamente el riesgo a través de recomendaciones para el diseño, selección de materiales, procesos de fabricación, extensión y frecuencia de inspecciones y pruebas, prácticas operativas, etc., que han mostrado resultados aceptables en términos de las tasas de falla observadas. Las revisiones periódicas de esos Códigos reflejan cambios que se consideran necesarios a partir de nuevas experiencias, cambio en las situaciones, etc., que aumentan los niveles de riesgo a valores inaceptables. Algunos de estos códigos como el ASME B31.8 incorporan formalmente criterios basados en el riesgo al establecer – por ejemplo – las clases de localización. Recientemente se han consolidado técnicas bien establecidas para la evaluación formal y sistemática del riesgo asociado a cada evento adverso, proporcionando procedimientos de gestión más eficientes y efectivos, independientes de la intuición y menos susceptibles de discusión y controversia.

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A continuación se define como pueden establecerse las dimensiones del área afectada por la falla de una tubería de transporte de gas, dependiente del diámetro de la tubería y la presión de contención: r = 0, 69 d p

r d p 0,69

Radio del área afectada [pie] Diámetro de la tubería [pulg] MAOP [psig] Factor que corresponde a gas natural

En un programa basado en el comportamiento el operador puede analizar la influencia de factores que influyen el área afectada tales como la profundidad de la tapada. Factores a considerar en la evaluación de las consecuencias. Cuando se evalúan las consecuencias de una falla deben considerarse – entre otros – los siguientes factores:

(a) Densidad de población (b) Proximidad de la población a la tubería incluyendo barreras naturales o especialmente construidas y que proveen de cierta protección o mitigación de las consecuencias. (c) Proximidad de edificios o poblaciones con capacidades de movilidad restringidas (Hospitales, escuelas, centros de cuidado de niños o ancianos, prisiones, áreas recreativas, etc.) (d) Daños a las propiedades (e) Efectos tóxicos del gas (f) Impacto de la interrupción del servicio (g) Conveniencia e interés público (h) Potencial de iniciación de otros eventos secundarios. Acciones preventivas. Son las tendientes a controlar que ciertos datos, parámetros u atributos sean apropiados desde el punto de vista de la amenazas y los riesgos asociados. Se recomienda analizar los siguientes factores:

(a) Datos de atributos (1) Espesor de pared (2) Diámetro (3) Tipo de soldadura longitudinal y factor de eficiencia de junta (4) Fabricante (5) Fecha de fabricación (6) Propiedades del material (7) Propiedades del equipamiento (b) Construcción Hoja 119 de 146



(1) Año de instalación (2) Métodos de curvado (3) Métodos de unión, procesos y resultados de la inspección (4) Profundidad de tapada (5) Cruces y camisas (6) Pruebas de presión (7) Procesos de recubrimiento en campo (8) Suelo y rellenado de zanjas (9) Informes de inspección (10) Sistemas de protección catódica instalados (11) Tipo de revestimientos seleccionados (c) Operacionales (1) Calidad del gas (2) Caudal (3) Presiones normales de operación máximas y mínimas (4) Historial de fallas y pérdidas (5) Estado y condición de los recubrimientos (6) Eficiencia del sistema de protección catódica (7) Temperatura de pared de la tubería (8) Informes de inspección del sistema (9) Fluctuaciones de presión (10) Eficiencia de los sistemas de regulación y alivio de presión (11) Reparaciones (12) Vandalismo (13) Fuerzas de la naturaleza (14) Fuerzas exteriores (d) Inspección (1) Pruebas de presión (2) Inspecciones en línea (3) Inspecciones con herramientas de forma (4) Inspecciones a los sistemas de Protección Catódica (5) Inspecciones de estado de recubrimientos (6) Auditorias y revisiones Las fuentes a partir de las que puede obtenerse información son: (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g) (h)

Diagramas de procesos e instrumentos (P&ID) Planos de alineación de tuberías Registros y notas de los procesos de inspección de la construcción original Fotografía aérea Mapas y planos de las facilidades Planos conforme a obra Certificaciones de materiales Planos e informes de inspecciones y recorridas

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(i) Informes de evaluación de la seguridad (j) Especificaciones y estándares operativos (k) Especificaciones y estándares industriales aplicables (l) Procedimientos de operación y mantenimiento (m) Planes de respuesta en emergencia (n) Registros de inspección (o) Registros de pruebas (p) Informes de incidentes (q) Registros de conformidad (r) Informes de ingeniería y diseño (s) Evaluaciones técnicas (t) Datos de los fabricantes de los equipos Beneficios de los programas basados en la evaluación de riesgos. Una vez identificadas y evaluadas las amenazas, establecida su probabilidad de ocurrencia y ponderadas sus consecuencias, se pueden calcular los riesgos asociados y ordenar los eventos para que el programa de gestión sea coherente y compatible con la escala y magnitud establecidas.

(a) Priorización de segmentos o tuberías en el programa de inspección, evaluación de la integridad y acciones de mitigación. (b) Evaluación de los beneficios de la mitigación (c) Determinación de las alternativas de mitigación más convenientes (d) Evaluación del impacto de la frecuencia de inspección sobre la integridad (e) Sustento objetivo sobre la necesidad de inspecciones adicionales (f) Eficiente asignación de los recursos disponibles Enfoques para la evaluación de riesgos. Existen diversas aproximaciones para evaluar los riesgos:

(a) (b) (c) (d)

Opinión de expertos Modelos relativos Modelos basados en escenarios Modelos probabilísticos

En la Tabla 3, se incluyen los intervalos de evaluación de riesgos para amenazas que dependen del tiempo y que sirven de guía para la preparación del plan de Gestión Prescriptivo.

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El Apéndice A (opcional, no mandatorio), proporciona guías para la preparación de los planes de Gestión de Integridad Prescriptivos. Se analizan las amenazas de corrosión externa, corrosión interna y defectos de manufactura. El Apéndice B (opcional, no mandatorio) provee información para el proceso de evaluación directo de la integridad para el caso de la amenaza de corrosión externa.

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APÉNDICE II TUBERÍAS SOMETIDAS A PRESIÓN EXTERIOR

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Diseño de tuberías sometidas a presión externa Metodo del ASME Boiler and Pressure Vessel Code Referencias adicionales: API RP 2RD, API Bulletin 5C2 y API Bulletin 5C3 Para que esta metodología pueda aplicarse, deben cumplirse las tolerancias de fabricación establecidas en el Párrafo UG-80, que se resumen brevemente a continuación: 1. La máxima diferencia entre el diámetro interno mayos y menor, en cualquier sección debe ser menor que el 1%. 2. Cuando la sección pasa a través de aberturas, la diferencia máxima puede incrementarse al 2%. 3. El máximo desvío de la forma circular medido radialmente no excederá el valor que se indica en la figura siguiente. Se deberá utilizar e = t o e = 0,2 t en caso que los puntos caigan por arriba o por debajo de las curvas limite respectivamente.

Calculo de la máxima presión radial. 1. Adoptar un valor para el espesor o utilizar el espesor de la tubería (t) 2. Calcular las relaciones geométricas Do/t y L/Do Hoja 124 de 146



3. Cuando el valor de Do/t sea menor de 10 (Tubos de gran espesor) saltar al paso 7. 4. Con los valores Do/t y L/Do obtener el Factor A de la Figura G, Parte D, Sección II del ASME B&PVC 5. Con el Factor A del paso anterior, obtener el Factor B de la figura aplicable para el material del tubo (Sección II, Parte D, Subparte 3). Si el Factor A cae a la izquierda de la curva, ir al paso siguiente: 6. Calcular la presión externa máxima isible: a. Si el Factor A cae a la izquierda de la curva 2 AE Pa = 3 Do t b. En caso contrario 4B Pa = 3 Do t 7. Cuando la tubería tenga relaciones Do/t menores a 10, el factor B debe calcularse siguiendo el mismo método anterior. Si la relación es menor de 4, el valor A puede ser calculado mediante la siguiente formula: 1,1 A= ≤ 0,10 2 Do t a. Calcular la presión máxima utilizando el menor de los dos valores siguientes: ⎛ 2,167 ⎞ ⎜ − 0,0833 ⎟⎟ B Pa1 = ⎜ Do t ⎝ ⎠ S = min (1,5 Sm;0,9 Sy )

( )

Pa 2 =

2S Do t

( )

⎛ ⎜1 − 1 ⎜ Do t ⎝

⎞ ⎟ ⎟ ⎠

Calculo de la máxima tensión de compresión axial 1. Calcular el Factor A 0,125 A= R int t 2. Obtener el Factor B de la misma curva que para el caso de presión radial o, cuando caiga a la izquierda de la curva, calcularlo mediante la siguiente formula: AE A= 2 3. La máxima tensión isible será:

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S comp = min(Sm, B)

Anillos de refuerzo Cuando la tubería no sea capaz de soportar la presión externa a la que estará sometida, puede aumentarse el espesor o instalar anillos de rigidización, cuyo momento de inercia, combinado con el de la sección deberá ser mayor que: El momento de inercia disponible se calcula de acuerdo con el siguiente procedimiento: 1. Seleccionar un perfil y determinar el momento de inercia de la sección compuesta por el perfil y un ancho de la envolvente no mayor de D = 1,1 Do t en total, repartida a cada lado del plano del perfil. El momento de inercia se calcula respecto del baricentro de la sección compuesta. 2. Calcular el Factor B mediante la formula ⎛ ⎞ 3 ⎜ P Do ⎟ B= ⎜ ⎟ 4 ⎜ t + As ⎟ Ls ⎠ ⎝ 3. Con el valor de B calculado, determinar el Factor A que corresponde en la curva aplicable de la Sección II, Parte D, Subparte 3. Cuando el valor de B caiga por debajo de la curva, el valor de A se calcula mediante 2B A= E 4. Calcular el momento de inercia mínimo requerido mediante la siguiente formula: A Do 2 Ls ⎛⎜ t + s ⎞⎟ A Ls ⎠ ⎝ Is = 10,9 En unidades inglesas, longitudes en pulgadas, área en pulgadas cuadradas. 5. Comparar el momento de inercia disponible con el mínimo requerido y decidir en consecuencia.

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APÉNDICE III VERIFICACIÓN DE ESFUERZOS EN TUBERÍAS QUE CRUZAN POR DEBAJO DE CARRETERAS, SIN CAMISAS PROTECTORAS (API RP 1102)

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

1. Tensiones producidas por la carga de la tierra

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Ing. Carlos A. Carlassare S He = K He Be EeγD

(1)

Factor de rigidez (Fig. 3 en función de la relación espesor diámetro) Factor de enterramiento (Fig. 4 en función de la relación entre el diámetro del agujero y el del tubo).

KHe Be

2. Tensiones producidas por las cargas vivas 2.1. Carga sobre la superficie P (2) w= Ap P Carga de diseño por rueda (Ps) o por tandem (Pt) según corresponda (Fig. 6). Los valores recomendados para el diseño son Para ejes con simples Ps = 12.000 lbf Pt = 10.000 lbf Para ejes con bogies (Tandem) Área de o (144 pulg2) Ap Con los valores recomendados, la presion equivalente a la carga vale: ws = 83,3 psi ws = 69,4 psi 2.2.

Para ejes simples Para ejes con bogies (Tandem)

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

2.3. Tensiones cíclicas por las cargas vivas 2.3.1. Tensiones circunferenciales ∆S Hr = K Hr GHr N H Fi w (3) KHr GHr NH

Factor de rigidez (Fig. 8 en función de la relación espesor diámetro y del Modulo resiliente del suelo que se obtiene de la Tabla A-2, Apéndice A) Factor de geometría (Fig. 9 en función del diámetro de la tubería y de la profundidad de tapada) Factor que depende si se trata de bogies de simple o de doble eje. Para eje simple vale 1,00 en tanto que para eje doble debe obtener-

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se de la Fig. 10, en función de la profundidad de tapada y del diámetro de la tubería. 2.3.2. Tensiones longitudinales ∆S Lr = K Lr GLr N L Fi w (4) Factor de rigidez (Fig. 11 en función de la relación espesor diámetro y del Modulo resiliente del suelo que se obtiene de la Tabla A2, Apéndice A) Factor de geometría (Fig. 12 en función del diámetro de la tubería y de la profundidad de tapada) Factor que depende si se trata de bogies de simple o de doble eje. Para eje simple vale 1,00 en tanto que para eje doble debe obtenerse de la Fig. 13, en función de la profundidad de tapada y del diámetro de la tubería.

KLr GLr NH

3. Tensiones debidas a las cargas interiores Las tensiones circunferenciales se calculan con la formula pDm SH = 2t w 4. Limites a las tensiones calculadas – Verificación estática 4.1. Tensión circunferencial básica S H ≤ S y min FET (11) 4.2.

Tensión equivalente S1 = S He + ∆S H + S Hi

S 2 = ∆S L − αE (T2 − T1 ) + ν (S He + S Hi ) S3 = − p S ef =

(12, 13)

[

]

1 (S1 − S 2 )2 + (S 2 − S3 )2 + (S3 − S1 )2 ≤ 0,72S y min 2

5. Limites a las tensiones calculadas – Verificación a fatiga de la soldadura circunferencial ∆S L ≤ 0,72S FG (14, 15, 16) RF NL SFG Limite de resistencia a la fatiga = 12.000 psi Vale 1 cuando la costura longitudinal esta a menos de cinco pies RF del borde del camino o para el caso de carreteras. En otro caso, se obtendrá de las Figs. 18-A o 18-B, según la distancia exceda de 5 o de 10 pies y dependiendo de la profundidad de tapada.

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APÉNDICE IV ESPACIAMIENTO ENTRE SOPORTES

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La mayoría de los códigos no proporciona demasiadas guías para establecer el espaciamiento tentativo entre soportes, limitándose a indicar que deben fijarse esas distancias de modo de minimizar los esfuerzos sobre las tuberías y reconociendo implícitamente que la pared del tubo es el componente mas débil cuando no esta adecuadamente reforzado por el propio soporte o en sus adyacencias mediante el agregado de anillos, camisas, etc. Las prácticas de algunas compañías operadoras para establecer el espaciamiento entre soportes se ha basado en limitar las tensiones localizadas inducidas a la pared de la tubería por las cargas transferidas a los soportes. El ASME B&PVC y otras publicaciones contienen las siguientes formulas para el cálculo de las tensiones locales de membrana y de flexión debidas a cargas transferidas por elementos relativamente cortos, soldados paralelamente al eje de la tubería: S m = −0,13BPR 0,75b −1,5t −1, 25 −1

Sb = − B PR

Siendo:

[

0 , 25 −0 , 5 −1, 75

b

t

(1) (2)

]

B = 12(1 −ν 2 ) (1,348 para acero) R Radio de la tubería (mm) T Espesor de la tubería (mm) 2b Ancho de la chapa a través de la que se aplica la carga (mm) 0 ,125

La carga aplicada puede generalizarse adoptando una densidad del relleno ρ m la densidad del acero ρ s el peso del fluido contenido (cuando el gaseoso podría ser omitido). Adoptando una distancia entre apoyos determinada, se puede calcular el peso del terreno por encima de la tubería (ρ m HDL ) , el peso del propio tubo (ρ s 2πRmt ) y su contenido

(ρ πR ) , que sumadas nos proporcionan el valor de la carga P a utilizar en las ecuaciones 2

f

(1) y (2). Si calculamos la tensión circunferencial debida a la presión interior, podremos superponer todas las tensiones calculadas para obtener la tensión máxima local de membrana y de membrana más flexión las que pueden compararse contra los valores isibles. La norma ASME B31.8 no proporciona guías ni reglas para ese tipo de esfuerzos razón por la que, salvo que se indique lo contrario, puede utilizarse el limite establecido en el código ASME que permite un incremento del 50% respecto de la tensión isible obtenida de las tablas de la Sección II.

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

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APÉNDICE V UNIONES ENTRE TRAMOS DE DISTINTO ESPESOR

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Cuando se unen tramos de tuberías para las que se cumplen las siguientes condiciones: 1. t1 − t2 > 0,30t2 2. El tubo de mayor espesor (t1) es ahusado de modo que la reducción al menor es0,85D pesor (t2) es mayor que Lo > ≥ 50mm Dt 2 La reducción en el nivel de tensiones respecto de la solución sin la transición ahusada es del 75%.

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APÉNDICE VI VERIFICACIÓN DE BULONES Y BRIDAS

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

Notacion: A Ab Am Am1 Am2 B b bo C d e F f G go g1 H HD

Diámetro externo de la brida Área de la sección transversal de los bulones en la sección del fondo de la rosca o el diámetro del vástago, cuando este sea menor. Área total de bulones requerida. Será la mayor de Am1 y Am2. W Área total de bulones requerida bajo las condiciones de operación Am1 = m1 Sb W Área total de bulones requerida bajo las condiciones de Montaje Am 2 = m 2 Sa Diámetro interior de la brida Ancho efectivo del sello Ancho básico del sello Diámetro al círculo de bulones U Factor d = ho g o (Para bridas integrales) V F (Para bridas integrales) Factor e = ho Factor a obtener de la Fig. 2-7.2 Factor de corrección del cubo (Fig. 2-7.6) Diámetro al sello. Cuando bo es menor de 0,25 pulg. Es el diámetro al centro del sello y el diámetro externo del sello en caso contrario. Espesor menor del cubo Espesor mayor del cubo Carga hidrostática total H = 0,785G 2 P Carga hidrostática en el interior de la brida H D = 0,785B 2 P

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HG HP HT h hD hG

ho hT

K L MD MG Mo MD m N P R

Sa Sb Sf Sn SH SR ST T t tn tx U

Carga sobre el sello. Diferencia entre la carga en los bulones y la carga hidrostática total (W-H) Carga de o por compresión en el sello H P = 2bP × 3,14GmP Diferencia entre la carga hidrostática total y la carga hidrostática en el interior de la brida (H-HD) Largo del cubo Distancia radial del círculo de bulones a la recta de acción de HD (Tabla 2-6) hD = R + 0,5 g1 Distancia radial del círculo de bulones a la recta de acción de HG (Tabla 2-6) C −G hG = 2 Factor ho = Bg o Distancia radial del círculo de bulones a la recta de acción de HT (Tabla 2-6) R + g1 + hg hD = 2 Relación entre los diámetros externo e interno de la brida (A/B) te + 1 t 3 + Factor L = T d Componente del momento M D = H D hD Componente del momento M G = H G hG Momento total aplicado sobre la brida en las condiciones de montaje u operación según corresponda. Componente del momento M T = H T hT Factor del sello Ancho nominal del sello Presión interna de diseño Distancia radial desde el círculo de bulones hasta el punto de intersección entre la C−B − g1 espalda del cubo y la cara interna de la brida (Ver Figura) R = 2 Tensión isible para el material de los bulones a temperatura ambiente Tensión isible para el material de los bulones a temperatura de operación Tensión isible para la brida y cubo Tensión isible para el cuello de la conexión Tensión circunferencial calculada en el cubo Tensión radial calculada en la brida Tensión tangencial calculada en la brida Factor que depende de K (A/B) Espesor de la brida Espesor del cuello de la conexión Dos veces el espesor go Factor que depende de K (A/B)

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V W Wm1 Wm2 Y y Z

Factor que se obtiene de la Fig. 2-7.3 Carga de bulones de diseño. Se utiliza la de montaje y operación según corresponda. Mínima carga de bulones para la condición de operación 2 Wm1 = H + H P = 0,785G P + 2b × 3,14GmP Mínima carga de bulones para la condición de montaje Wm1 = 3,14Gby Factor que depende K (A/B) Carga de asentamiento del sello Factor que depende K (A/B)

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

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2. Se determinan los valores de m e y.

3. Se calcula el área requerida de bulones para las condiciones de montaje y operación. 4. Se verifica que el área disponible sea mayor que la requerida. 5. Se determina la carga de diseño en los bulones que corresponde a las condiciones de ( A + Am )S a operación W = Wm1 y montaje W = b 2

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6. Se calculan los momentos correspondientes a las condiciones de operación y montaje, utilizando la carga de bulones que corresponda, según el paso 5 y las formulas siguientes: M o = H D hD + H T hT + H G hG a. Condición de operación C −G Mo =W b. Condición de montaje 2 7. Calculo de las tensiones en la brida a. Deben obtenerse los factores de las curvas siguientes

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b. Tensiones longitudinales en el cubo S H = que no debe superar a Sf) c. Tensiones radiales en la brida S R =

fM o ≤ 1,5S f (Excepto para fundición Lg12 B

(1,33te + 1)M o

≤ Sf Lt 2 B YM d. Tensiones tangenciales en la brida ST = 2 o − ZS R ≤ S f t B SH + SR ≤ Sf 2 e. Tensiones combinadas S H + ST ≤ Sf 2

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APÉNDICE VII CAMBIOS DE PRESIÓN DEBIDOS A LOS CAMBIOS DE TEMPERATURA DURANTE LA PRUEBA HIDRÁULICA

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Cuando se modifica la temperatura de un sistema contenedor-líquido que poseen diferentes coeficientes de dilatación térmica, se producen variaciones en la presión que deben tenerse en cuenta – entre otras posibles circunstancias – durante la realización de la prueba hidráulica. A igualdad de todos los demás factores, la variación de presión depende del grado de restricción a los desplazamientos axiales y en los casos extremos puede calcularse mediante las siguientes fórmulas. 1) Tuberías o componentes libres de dilatarse (no enterrados o restringidos axialmente) 3 (α liq − α metal ) ∆T ∆P = 1 D ( 5 − 4ν ) + K 4 Et α liq Coeficiente de dilatacion lineal del liquido 2) Tuberías o componentes completamente restringidos axialmente. ⎡3α liq − 2α metal (1 + ν ) ⎤⎦ ∆T ∆P = ⎣ 2 1 D (1 −ν ) + K Et

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