api

1. INSPECCION
DE
RECIPIENTES
A PRESION
API 510
ING. JESUS NOGUERA

2. ¿QUÉ ES EL CÓDIGO API 510?
Son unos estándares americano para determinar las condiciones de
integridad mecánica de los recipientes a presión, así como determinar las
reparaciones más efectivas, de forma de garantizar la contención de presión
el máximo tiempo.
¿QUEVAMOS AVER EN ESTE CURSO?
Veremos los parámetros básicos para la
evaluación de la integridad de los código para
recipientes a presión, cuales son los límite del
código, reparaciones que podemos realizar y
manejo de estándares relacionados.

3. CONTENIDO
1. Alcance.
2. Referencias.
3. Definiciones.
4. Organización de inspección de propietarios/usuarios.
5. Prácticas de inspección, examen y pruebas de presión
6. Intervalo/frecuencia y extensión de la inspección
7. Evaluación, análisis y registro de datos de inspección
8. Reparaciones, alteraciones y rerating de recipientes a presión
9. Reglas alternativas para la exploración y la producción de
recipientes a presión.

4. CONTENIDO
• APPENDICE A
Excepciones del código ASME
• APPENDICE B
Certificación del Inspector
• APPENDICE C
Registro de inspección del recipiente a presión de muestra.
• APPENDICE D
Reparación de muestras, alteración o rerating de la forma de
recipiente a presión.
• APPENDICE E
Consultas técnicas

5. ALCANCE
Este código cubre la inspección, reparación, alteración y actividades de
rerating para recipientes a presión y los dispositivos de alivio de presión
que protegen estos recipientes. Este código de inspección se aplica a todos
los recipientes de proceso que han sido puestos en servicio a menos que se
excluyan específicamente por 1.2.2. Esto incluye:
a) recipiente construidos de conformidad con un código de construcción
aplicable
b) recipientes construidos sin código de construcción (no código) - Un
recipiente no fabricado a un código de construcción reconocido y que no
cumple con ningún estándar reconocido.
c) recipientes construidos y aprobados como especiales jurisdiccionales
basados en la aceptación por la jurisdicción de un diseño, fabricación,
inspección, pruebas e instalación particulares.
d) recipientes no estándar: un recipiente fabricado según un código de
construcción reconocido, pero ha perdido su placa de identificación o
estampado.

6. El código ASME y otros códigos de construcción reconocidos están escritos
para la construcción de recipientes nuevos; sin embargo, la mayoría de los
requisitos técnicos para el diseño, soldadura, ensayos y materiales pueden
aplicarse a la inspección, reclasificación, reparación y alteración de recipientes a
presión en servicio. Si un elemento no está de acuerdo con el código ASME
debido a su orientación a la construcción de equipos nuevos; los requisitos de
diseño, material, fabricación e inspección deberán estar de acuerdo con API 510
en lugar del código de construcción.
Si los recipientes en servicio están cubiertos por los requisitos en el código
ASME y API 510 o si hay un conflicto entre los dos códigos, los requisitos de
la API 510 deberán prevalecer. Como ejemplo del propósito de API 510, la
frase "los requisitos aplicables del código de construcción" ha sido utilizada en
API 510 en lugar de la frase "de acuerdo con el código de construcción.”

7. PROPÓSITO O INTENCIÓN DEL CÓDIGO
La aplicación de API 510 esta restrictiva al dueño o usuario que emplee o tenga
acceso a los siguientes técnicos calificados y organizaciones:
• Una agencia de inspección autorizada.
• Una organización de reparación.
• Un ingeniero.
• Un inspector.
• Ensayistas.
Los inspectores deben ser certificados como establece este código (Apéndice B).
Dado que otros códigos que cubren industrias específicas y aplicaciones de
servicios generales (por ejemplo, NB – 23), la industria de refinación y
petroquímica desarrollo este código de inspección para cumplir con sus propios
requisitos para los recipientes y dispositivos de alivio de presión que se ajusten a
las restricciones enumeradas en el alcance.

8. LIMITACIONES
La adopción y el uso de este código de inspección no permite su uso en
conflicto con cualquier requisito. Sin embargo, si los requisitos de este código
son más estrictos que los requisitos del reglamento, entonces regirán los
requisitos de este código.

9. APLICACIÓN ESPECIFICA
Recipientes De E&P (Exploración y Producción)
Todos los recipientes a presión usados para la E&P (taladros, recolectar,
transportar y tratamiento de petróleo líquido, gas natural y agua salada asociada)
pueden ser inspeccionadas por las reglas alternativas de sección 9. Excepto por la
sección 6 parte 4, todas las secciones del código API 510 son aplicables a
recipientes usados para servicios de E&P (exploración y producción). Las reglas
alternativas en la Sección 9 están destinadas a los servicios que pueden estar
regulados por controles de seguridad, derrames, emisiones o transporte por parte
de los entes regulatorios (en el código se nombra la Guardia Costera, el
ministerio de trasporte, entre otros).

10. EXCLUIDOS O SERVICIOS OPCIONALES
Los recipientes excluidos de los requisitos específicos de este código de
inspección se enumeran en el anexo A. Pero todo dueño tiene la opción de
incluir estos en el programa de inspección como fuera del código.
Algunos recipientes exentos de acuerdo con los criterios del Código ASME,
Sección VIII, División 1 deben considerarse para su inclusión en función del
riesgo (probabilidad y consecuencia de la falla) según lo determine el dueño. Un
ejemplo de dichos recipientes pueden ser flashes de vacío en servicio de
refinación u otros recipientes grandes que operan en servicio de vacío.

11. APÉNDICE A –
EXCEPCIONES DEL CÓDIGO:
Las siguientes clases de contenedores y recipientes a presión son excluidos de los
requisitos específicos de este código de inspección:
a) Recipientes a presión en estructuras móviles cubiertas por jurisdicción
regulaciones:
1. Tanques de carga o volumen para camiones, barcos y barcazas.
2. Receptores de aire asociados a sistemas de frenado de móviles equipo.
3. Recipientes a presión instalados en barcos oceánicos, barcazas y embarcación
flotante.

12. APÉNDICE A –
EXCEPCIONES DEL CÓDIGO:
b) Todas las clases de contenedores enumerados para excepción en el alcance de
la Sección ASMEVIII: División 1:
1. Aquellas clases de contenedores dentro del alcance de otras secciones de la
ASME Código que no sea la Sección VIII: División I.
2. Calentadores tubulares de proceso con fuego.
3. Recipientes a presión que son partes integrales o componentes de rotativos o
dispositivos mecánicos alternativos, como bombas, compresores, turbinas,
generadores, motores y cilindros hidráulicos o neumáticos donde el primario
Las consideraciones de diseño o las tensiones se derivan de la función
requisitos del dispositivo.
4. Cualquier estructura cuya función principal sea transportar fluidos desde
una ubicación a otro dentro de un sistema del cual es parte integral (es decir,
tuberías sistemas).

13. APÉNDICE A –
EXCEPCIONES DEL CÓDIGO:
5. Componentes de tubería como tubería, bridas, pernos, juntas, válvulas,
expansión juntas, accesorios y las partes que contienen presión de otros
componentes tales como filtros y dispositivos que sirven para mezclar,
separar, amortiguar, distribuir y medir o controlar el flujo siempre que la
presión que contiene partes de estos componentes generalmente se
reconocen como tuberías componentes o accesorios.
6. Un recipiente para contener agua a presión, incluidos los recipientes que
contienen aire, cuya compresión sirve sólo como cojín, cuando el siguiente
no se superan las limitaciones:
a. Una presión de diseño de 2067,7 KPa (300 psi).
b. Una temperatura de diseño de 210 ºF (99 ºC)

14. APÉNDICE A –
EXCEPCIONES DEL CÓDIGO:
7. Un tanque de almacenamiento de suministro de agua caliente calentado por
vapor o cualquier otro significa cuando no se exceden las siguientes
limitaciones:
a. Una entrada de calor de 200.000 Btu/h (211x108 J/h).
b. Una temperatura del agua de 210ºF (99ºC).
c. Una capacidad nominal de contenido de agua de 120 gal (455 L).
8. Recipientes cuya presión interna o externa no supere los 15 psi (103.4 KPa).
9. Recipientes con diámetros internos, ancho, alto o diagonal de sección
transversal que no exceda 6 pulgadas (15 cm) pero sin limitación en su
longitud o presión.
10. Recipientes para uso humano.

15. APÉNDICE A –
EXCEPCIONES DEL CÓDIGO:
d) Recipientes a presión que no excedan los siguientes volúmenes y presiones:
1. 5 ft³ (0,141 m³) en volumen y 250 psi (1723,1 KPa) en presión de diseño.
2. 3 ft³ (0,08 m³) en volumen y 350 psi (2410 KPa) en presión de diseño.
3. 1 ½ ft³ (0,042 m³) en volumen y 600 psi (4136,9 KPa) en presión de
diseño

16. CONCEPTOSTECNICOS RECONOCIDOS
Para la planificación de la inspección y la evaluación de ingeniería de los
recipientes a presión en servicio, este código de inspección reconoce la
aplicabilidad de las metodologías de evaluación de aptitud para el servicio (FFS)
e inspección basada en riesgos (RBI). API 579-1 / ASME FFS-1 proporciona
procedimientos de evaluación detallados para tipos específicos de daños a los
que se hace referencia en este código. API 580 proporciona pautas para realizar
un programa de evaluación basado en riesgos. API 581 proporciona un método
de realizar RBI de acuerdo con los principios de API 580.

17. REFERENCIAS
API
• RP 571 Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the
Refining
Industry
• RP 572 Inspection of Pressure Vessels
• RP 576 Inspection of Pressure-Relieving Devices
• RP 577 Welding Inspection and Metallurgy
• RP 578 MaterialVerification Program for New and Existing
Alloy Piping Systems
• RP 579 Fitness-For-Service
• RP 580 Risk-Based Inspection
• Publ 581 Risk-Based Inspection – Base Resource Document
• RP 582 Recommended Practice and SupplementaryWelding
Guidelines for the Chemical, Oil, and Gas Industries
• Publ 2201 Procedures forWelding or HotTapping on
Equipment in Service
• API 510 Inspector Certification Examination Body of Knowledge
ASME
• Boiler and PressureVessel Code
• SectionV: Non Destructive Examination
• SectionVIII: Division 1, Rules for Construction of Pressure
Vessels
• SectionVIII: Division 2, Rules for Construction of Pressure
Vessels—Alternative
Rules
• Section IX: Welding and Brazing Qualifications
• PCC-1 Guidelines for Pressure Boundary Bolted Flange Joint
Assembly
ASNT
• CP-189 Standard for Qualification and Certification of
NondestructiveTesting Personnel
• SNT-TC-1A Personnel Qualification and Certification in
NondestructiveTesting
NACE
• RP 0472 Methods and Controls to Prevent In-Service
Environmental Cracking of Carbon SteelWeldments In Corrosive
Petroleum Refining Environments
• MR 0103 Materials Resistant to Sulfide Stress Cracking in
Corrosive Petroleum
Refining Environments
National Board
• NB-23 National Board Inspection Code
WRC
• Bulletin 412 Challenges and Solutions in RepairWelding for
Power and Processing Plants
OSHA
• 29 CFR Part 1910 Occupational Safety and Health Standards

18. DEFINICIONES
• Alteración:
Cambio físico en cualquier componente que tenga impacto en el diseño que afecten a la
capacidad de contener presión de un recipiente a presión más allá del alcance descrito en
los reportes de datos existentes. Los siguientes casos no serán considerados una alteración:
 Cualquier reemplazo que esa un duplicado del anterior.
 La adición de boquillas “reforzadas” que menores o iguales a las existentes.
 La adición de boquillas que “no requieran ser reforzadas”.
• Código De Construcción Aplicable:
El código, sección de código u otra norma o práctica de ingeniería reconocida y
generalmente aceptada a la que se construyó un recipiente a presión o que el dueño o el
ingeniero considere más apropiado para la situación.
• Autorización:
Aprobación / acuerdo para realizar una actividad específica (por ejemplo, reparación)
antes de que se realice la actividad

19. DEFINICIONES
• Agencia Autorizada De Inspección:
Cualquiera de los siguientes:
a. una organización de inspección de la jurisdicción (gobierno) donde se utiliza el
recipiente a presión;
b. La organización de inspección de una compañía de seguros con licencia o registrada
para asegurar recipientes a presión;
c. La organización de inspección de un dueño o usuario de los recipientes a presión que
mantiene una organización de inspección para sus equipos y no para los recipientes
destinados a la venta o reventa; o
d. una organización o individuo independiente que esté bajo contrato y bajo la dirección
del dueño y reconocida o no prohibida por la jurisdicción en la que se utiliza el
recipiente a presión. El dueño debe proporcionar los controles necesarios cuando se
utilizan inspectores contratados.

20. DEFINICIONES
• Inspector Autorizado:
Un empleado de una agencia de inspección autorizada que esté calificado y certificado
para realizar inspecciones bajo este código de inspección, incluido el Anexo B. Siempre
que se utilice el término "inspector" en API 510, se refiere a un inspector de recipientes a
presión.
• Localización De Puntos De Monitoreo CMLs
Áreas designadas en recipientes a presión donde se realizan exámenes externos periódicos
para evaluar el estado del recipiente. Las CML pueden contener uno o más puntos de
examen y utilizar múltiples inspecciones técnicas que se basan en el mecanismo de daño
previsto para ofrecer la mayor probabilidad de detección. Las CML pueden ser una sola
área pequeña en un recipiente a presión (por ejemplo, un punto o plano de 2 pulgadas de
diámetro a través de una sección de una boquilla donde existen puntos de registro en los
cuatro cuadrantes del plano).
NOTA: Las CML ahora incluyen, pero no se limitan a, lo que antes se llamaba TML.

21. DEFINICIONES
• Código De Construcción:
Es el código o estándar por el cual un recipiente fue construido originalmente, tal como
API/ASME (no vigente),
Código ASME, API, o un código especial del estado/no ASME o cualquier otro código
de construcción con el cual
se construyó el recipiente.
• Soldadura De Deposición Controlada CDW
Cualquier técnica de soldadura utilizada para obtener el refinamiento controlado de grano
y revenido de la zona fectada por el calor subyacente en el metal base. Están incluidas
varias técnicas de deposición controlada, tales como cordón revenido y media capa (que
requiere la eliminación de la mitad de la primera capa). Ver 8.1.7.4.3.
• Defecto
Una imperfección cuyo tipo o tamaño excede los criterios de aceptación aplicables y, por
lo tanto, es rechazado.

22. DEFINICIONES
• Puntos de espera (Hold Point):
Punto en la reparación o la alteración donde no se puede seguir hasta que sea
inspeccionado o se hayan realizados los ensayos no destructivos establecidos.
• Plan de inspección:
Interpretación de una indicación que sobrepasa el criterio de aceptación de un estándar,
practica, código aplicable.
• Ventanas operativas de oportunidad (IOW):
Límites establecidos para las variables del proceso (parámetros) que pueden afectar la
integridad de un equipo si el proceso o la operación se desvía de los límites establecidos
durante un período de tiempo predeterminado. Ver 4.1.4.
• Deferral (Aplazamiento):
Documento utilizado y aprobado para postponer una inspección, una examinación o
alguna prueba

23. ORGANIZACIÓN DE INSPECCION
PROPOETARIO/USUARIO
Un dueño/usuario de recipientes a presión deberá ejercer el control del programa de
inspección de los recipientes a presión y los dispositivos de alivio de presión, de las
frecuencias de inspección y mantenimiento, y es responsable del funcionamiento de una
agencia de inspección autorizada de acuerdo con lo establecido en este código.

24. SISTEMAS Y PROCEDIMIENTOS DEL SUEÑO USUARIO:
Una organización del dueño/usuario es responsable de desarrollar, documentar,
implementar, ejecutar, y evaluar los sistemas de inspección de los recipientes a
presión y los dispositivos de alivio de presión, y los sistemas de
inspección/reparación y procedimientos que cumplen con este código de
inspección. Estos sistemas y procedimientos estarán contenidos y mantenidos en
un sistema de gestión de la calidad de la inspección/reparación y deberá incluir
por lo menos lo siguiente:
a. Organización y estructura para el personal de inspección.
b. Documentación de los procedimientos QA de inspección.
c. Documentación e informe de los resultados de inspecciones y ensayos.
d. Desarrollo y documentación de los planes de inspección.
e. Desarrollo y documentación de las evaluaciones basadas en riesgo aplicadas a
las actividades de inspección.
f. Establecimiento y documentación de los intervalos de inspección adecuados.
g. Acciones correctivas para los resultados de las inspecciones y ensayos.
h. Auditoría interna para el cumplimiento con el manual QA de inspección.
i. Revisión y aprobación de los planos, cálculos de diseño, evaluaciones de
ingeniería, y especificaciones para las reparaciones, alteraciones y
reclasificaciones.

25. SISTEMAS Y PROCEDIMIENTOS DEL SUEÑO USUARIO:
j. Asegurar el cumplimiento continuo de todos los requisitos de la jurisdicción
para la inspección, reparaciones, alteraciones, y reclasificación de los
recipientes a presión.
k. Informar al inspector sobre todo cambio del proceso u otras condiciones que
puedan afectar la integridad del recipiente a presión.
l. Requisitos de entrenamiento para el personal de inspección en relación con las
herramientas de inspección, técnicas y conocimientos técnicos básicos.
m. Controles necesarios para que se utilicen solamente soldadores y
procedimientos calificados en todas las reparaciones y alteraciones.
n. Controles necesarios para que todas las reparaciones y alteraciones sean
realizadas de acuerdo con este código de inspección y las especificaciones
aplicables.
o. Controles necesarios para que se utilice únicamente personal y procedimientos
NDE calificados.
p. Controles necesarios a fin de que en las reparaciones y alteraciones sólo se
utilicen materiales que cumplan con el código de construcción aplicable.
q. Controles necesarios para que todas las mediciones en la inspección, NDE y
equipos de ensayos estén debidamente mantenidos y calibrados.

26. SISTEMAS Y PROCEDIMIENTOS DEL SUEÑO USUARIO:
r. Controles necesarios para que el trabajo de organizaciones contratistas de
inspección o reparación cumplan con los mismos requisitos que los de la
organización del dueño/usuario.
s. Requisitos de auditoría interna para el sistema de control de calidad de los
dispositivos de alivio de presión.
t. Controles necesarios para garantizar que los inspectores tengan la agudeza
visual necesaria para llevar a cabo sus tareas de inspección asignadas.
La gerencia deberá tener requisitos apropiados y procedimientos de trabajo que
aseguren que los inspectores tengan un examen de la vista anual para verificar que
son capaces de leer las letras estándar J-1 en las cartillas estándar de prueba Jaeger
para visión cercana.

27. MANEJO DE CAMBIOS:
El dueño o usuario es responsable de la implementación y ejecución de un
procedimiento MOC efectivo que revise y controle los cambios en el proceso y
en los equipos. Un proceso de revisión MOC eficaz es vital para el éxito de
cualquier programa de gestión de integridad de recipientes a presión ya que
permite al grupo de inspección:
1. Ser capaz de abordar las cuestiones relativas a la idoneidad del diseño del
recipiente a presión y la condición actual de los cambios propuestos.
2. Anticipar los cambios en la corrosión u otro tipo de daños, y
3. Actualiza el plan de inspección y los registros para tener en cuenta esos
cambios.
VENTANA OPERATIVA DE INTEGRIDAD (IOWs)
Las OIWs se implementan para evitar superar los parámetros de proceso que
pueden tener un impacto no previsto en la integridad de los equipos a presión.

28. INGENIERO
El ingeniero es responsable frente al dueño/usuario de las actividades relacionadas
con el diseño, revisión de ingeniería, análisis o evaluación de los recipientes
sometidos a presión y dispositivos de alivio de presión como se indica en el
presente código de inspección.
ORGANIZACIÓN DE REPARACION
La organización reparadora es responsable frente al dueño/usuario y deberá
proporcionar los materiales, equipos, control de calidad y mano de obra necesarias
para mantener y reparar los recipientes y los dispositivos de alivio de presión de
acuerdo con los requerimientos de este código de inspección.
INSPECTOR
El inspector es responsable ante el dueño/usuario para asegurar que la inspección,
los NDE, y las pruebas de presión cumplen con los requerimientos del código
API 510. El inspector deberá participar directamente en las actividades de
inspección, especialmente en las inspecciones visuales, las cuales en la mayoría de
los casos requerirán actividades de campo.

29. EXAMINADORES
El examinador deberá realizar los NDE de acuerdo con los requisitos del trabajo,
los procedimientos NDE, y a las especificaciones del dueño/usuario.
El examinador no necesita certificación como inspector API 510 y no tiene que
ser un empleado del dueño/usuario.
AUDITORÍAS A LA ORGANIZACIÓN DE INSPECCIÓN
Cada organización del dueño/usuario debería ser auditada periódicamente para
determinar si la agencia de inspección autorizada está cumpliendo con los requisitos
de este código inspección.

30. PRACTICAS DE INSPECCION,
EXAMENESY PRUEBA DE PRESION
DESARROLLO DE UN PLAN DE INSPECCION
El plan de inspección deberá ser desarrollado por el inspector o por el ingeniero.
Se deberá consultar a un especialista en corrosión cuando sea necesario identificar
los mecanismos potenciales de daño y los lugares específicos en lo que estos
mecanismo pueden ocurrir.
Las examinaciones deben ser programadas a intervalos que consideren:
• Tipo de daño
• Velocidad de avance del daño
• Tolerancia del equipo al tipo de daño
• Probabilidad del método NDE para identificar el daño
• Intervalos máximos definidos en los códigos y normas
• Extensión del examen anterior
• Historia operativa reciente, incluyendo desviaciones de IOW
• Registros MOC que pueden afectar los planes de inspección
• Evaluaciones RBI (donde están los disponibles).

31. CONTENIDO MINIMO DE UN PLAN DE INSPECCION
El plan de inspección deberá contener las tareas de inspección y la programación
necesaria para monitorear los mecanismos de daños y asegurar la integridad
mecánica de los equipos.
• Definir Tipo de inspección necesario
• Identificar la fecha próxima de inspección
• Describir las técnicas de inspección y NDE
• Describir el alcance y la localización de inspección
• Describir los requisitos necesarios de limpieza superficial para la inspeccion
• Describir los requisitos de cualquier prueba de presión requerida
• Describir toda reparación planificada previamente.
CONTENIDO ADICIONAL DEL PLAN DE INSPECCIÓN
Los planes de inspección también pueden contener otros detalles para ayudar a la
comprensión de los fundamentos del mismo y su ejecución. Algunos de estos
detalles pueden incluir:
a) Descripción los tipos de daños esperados o experimentados en el equipo;
b) Definición de la localización del daño; y
c) Definición de cualquier requisito especial de ingreso

32. INSPECCIÓN BASADA EN RIESGO RBI:
• Probabilidad de falla
• Consecuencia de falla
• Documentación
• Plan de inspección basado en RBI

33. INSPECCION POR DIFERENTES TIPOS DE MECANISMOS DE
DETERIOROY MODOS DE FALLA
Los recipientes a presión son susceptibles a diversos tipos de daño por varios
mecanismos. Las técnicas de inspección que existen para cada uno de los
mecanismos de deterioro potenciales para cada recipiente a presión deberían ser
parte de los planes de inspección. API 571 describe mecanismos de daño
comunes y técnicas de inspección para identificarlos. Algunos ejemplos de
mecanismos se indican a continuación. (ver 5.4.1)
TIPOS DE INSPECCIÓNY MONITOREO
Los diferentes tipos de Inspecciones o monitoreo son apropiados dependiendo
de las circunstancias y el tipo de recipiente a presión. Ellos incluyen los
siguientes:
a) inspección interna,
b) inspección en servicio,
c) inspección externa,
d) inspección para medición de espesores,
e) inspección por corrosión bajo aislación,
f) monitoreo por el operador.

34.  INSPECCION INTERNA DE RECIPIENTES A PRESIÓN
• Internos De Recipientes A Presión
• Depósitos Internos Y Revestimientos
 INSPECCION EN SERVICIO DE RECIPIENTES A PRESIÓN
 INSPECCIÓN EXTERNA DE RECIPIENTES A PRESIÓN
• Inspección de recipientes enterrados
• Inspeccion de espesores
 INSPECCION POR CORROSION BAJO AISLACION (CIU)
• Rango de temperatura susceptible a la CUI
• Áreas susceptibles en equipos para CUI
• Remoción de la aislación
• Supervisión por el operador
 POSICIONES DE MONITOREO DE LA CONDICIÓN (CMLS)
• Monitoreo de las CML
• Selección y ubicación de las CML

35.  METODOS DE MONITOREO DE CONDICION
Selección De LaTécnica De Inspección
• Preparación Superficial
• Examinadores UT por haz angular
Métodos De Medición De Espesores
 PRUEBA DE PRESION
• Cuándo realizar una prueba de presión
• Determinación de la presión de prueba

36.  PRUEBA DE PRESION
• Preparación Para La Prueba De Presión
• Prueba Hidrostática De Presión
• Prueba Neumática De Presión
• Temperatura De PruebaY Consideraciones De Fractura Frágil
• Alternativas A La Prueba De Presión

37.  VERIFICACIONYTRAZABILIDAD DE MATERIALES.
 INSPECCIÓN EN SERVICIO DE JUNTAS SOLDADAS.
 INSPECCIÓNY REPARACIÓN DE JUNTAS BRIDADAS.
 INSPECCIÓN DE CUERPO Y TUBOS DE INTERCAMBIADORES
DE CALOR.

38. INTERVALO/FRECUENCIAY
EXTENSION DE LA INSPECCION
La inspección adecuada deberá proporcionar la información necesaria para
determinar que todas las secciones o componentes esenciales del equipo son
seguros para operar hasta la próxima inspección programada.
 INSPECCIÓN DURANTE LA INSTALACIÓN Y CAMBIOS DE
SERVICIO
• Instalaciones de recipientes
• Cambio de servicio del recipiente
 INSPECCIÓN BASADA EN EL RIESGO (RBI)
 INSPECCIÓN EXTERNA
 INSPECCIÓN INTERNA, EN SERVICIO Y PARA MEDICIÓN DE
ESPESORES
• Intervalo de Inspección
• Inspección en servicio en reemplazo de las inspecciones internas

39.  DISPOSITIVOS DE ALIVIO DE PRESIÓN
Los dispositivos de alivio de presión deberán ser ensayados y reparados por una
organización reparadora calificada y con experiencia en el mantenimiento de
válvulas de alivio de acuerdo a las definiciones de 3.1.62.
Los dispositivos de alivio de presión deberían ser inspeccionados, ensayados y
mantenidos de acuerdo con API 576.
• Proceso de aseguramiento de la calidad (QA)
• Intervalos de ensayos e inspecciones
 APLAZAMIENTO DE LA FECHA LÍMITE DE INSPECCIÓN
 APLAZAMIENTO DE LA FECHA LÍMITE DE RECOMENDACIONES
DE REPARACIÓN DE INSPECCIÓN
 REVISIÓN DE LAS RECOMENDACIONES DE REPARACIÓN
DE INSPECCIÓN

40. EVALUACION, ANALISIS,Y REGISTRO
DE LA INFORMACION DE INSPECCION
DETERMINACIÓN DE LA VELOCIDAD DE CORROSIÓN
• RECIPIENTES A PRESIÓN EXISTENTES
La velocidad de corrosión para mecanismos de daño de adelgazamiento se
determina por la diferencia entre dos mediciones de espesores dividida por el
intervalo de tiempo entre las mediciones.
La velocidad de corrosión de largo plazo (LT) se deberá calcular a partir de la
siguiente fórmula:

41. • INSTALACION DE RECIPIENTES A PRESION NUEVOS O
CAMBIOS EN EL SERVICIO.
a) Se puede calcular una velocidad de corrosión a partir de los datos recogidos
por el dueño/usuario en equipos que operan en el mismo o similar servicio. Si
los datos sobre los equipos que operan en el mismo o similar servicio no están
disponibles, considerar las otras alternativas.
b) La velocidad de corrosión puede ser estimada por un especialista en corrosión.
c) La velocidad de corrosión puede ser estimada a partir de información
publicada para los equipos en el mismo o similar servicio.
d) Si la velocidad de corrosión probable no se puede determinar por ninguno de
los anteriores, se deberá realizar una determinación en línea luego de
aproximadamente tres a seis meses de servicio utilizando dispositivos de
monitoreo de la corrosión adecuados o mediciones del espesor actual del
recipiente.

42. CÁLCULO DEVIDA REMANENTE
La vida remanente del recipiente (en años) se deberá calcular a partir de la
siguiente fórmula:
DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN MÁXIMA ADMISIBLE DE
TRABAJO

43. ANÁLISIS FFS DE ZONAS CORROÍDAS
EVALUACIÓN DE ÁREAS ADELGAZADAS LOCALMENTE:
Para un área corroída de tamaño considerable el espesor de pared puede ser
promediado sobre una longitud que no exceda lo siguiente:
• Para recipientes con diámetros interiores menores o iguales a 60 in. (150 cm),
la mitad del diámetro del recipiente o 20 in. (50 cm), el que sea menor;
• Para recipientes con diámetros interiores mayores que 60 in. (150 cm), un
tercio del diámetro del recipiente o 40 in. (100 cm), el que sea menor

44. EVALUACIÓN DE PICADURAS
Durante la inspección en curso, se pueden ignorar las picaduras muy dispersas,
siempre y cuando todas las siguientes condiciones sean verdaderas:
a) El espesor remanente en la parte más profunda de la picadura es mayor que la
mitad del espesor requerido (1/2 t requerido),
b) La superficie total de las picaduras que son más profundas que el margen por
corrosión no excede 7 in.2 (45 cm2) dentro de cualquier círculo de diámetro
8 in. (20 cm),
c) La suma de las dimensiones de las picaduras que son más profundas que el
margen por corrosión a lo largo de cualquier línea recta de 8 in. (20 cm) no
excede de 2 in. (5 cm).

45. METODOS ALTERNATIVOS DE EVALUACION PARA
ADELGAZAMIENTO
Se puede evaluar como alternativa a los procedimientos indicados en 7.4.2 y
7.4.3, para componentes con un adelgazamiento por debajo del espesor
requerido, el empleo de los métodos de diseño por análisis del código ASME
Sección VIII, División 2, Apéndice 4, o API 579-1/ASME FFS-1, Anexo B.
ÁREAS CORROÍDAS EN LOS CABEZALES DEL RECIPIENTE
El espesor requerido en zonas corroídas de cabezales semielípticos y
toriesféricos se puede determinar de la siguiente manera:
a) En la zona del radio de acuerdo del cabezal, utilice la fórmula apropiada de
cabezal del código de construcción.
b) En la parte central del cabezal, utilice la fórmula de cabezal hemisférico del
código de construcción. La porción central del cabezal se define como el
centro del cabezal con un diámetro igual al 80% del diámetro del cuerpo.

46. EVALUACIONES FFS
Los componentes retenedores de presión en los cuales se ha encontrado daño
que pueda afectar a su capacidad de soportar carga [cargas de presión y otras
cargas aplicables (ej. peso, viento, etc.) según API 579-1/ASME FFS1] deberán
ser evaluados para continuar en servicio.
a) API 579-1/ASME FFS-1, Partes 4, 5 ó 6, según corresponda.
b) API 579-1/ASME FFS-1, parte 7 y Parte 13, respectivamente.
c) API 579-1/ASME FFS-1, Parte 8
d) API 579-1/ASME FFS1, Parte 9.
e) API 579-1/ASME FFS-1, Parte 10.
f) API 579- 1/ASME FFS-1, Parte 11.
g) API 579-1/ASME FFS-1, Parte 12

47. DETERMINACIÓN DEL ESPESOR REQUERIDO
El espesor requerido deberá basarse en la presión, y consideraciones mecánicas
y estructurales, utilizando las fórmulas de diseño y tensiones admisibles
apropiadas del código.

48. EVALUACIÓN DE EQUIPOS EXISTENTES CON
DOCUMENTACIÓN MÍNIMA
Para recipientes a presión que no tienen placa de identificación y muy poca o
ninguna documentación de diseño y construcción, se pueden utilizar los
siguientes pasos para verificar la integridad operativa:
1) Llevar a cabo una inspección para determinar la condición del equipo
incluyendo un control dimensional completo de todos los componentes
necesarios para determinar el espesor mínimo requerido y la idoneidad del
diseño del equipo [es decir, cabezales cuerpo(s), transiciones, aberturas,
ponchos de refuerzo, soportes de apoyo, etc.].
2) Definir los parámetros de diseño y preparar planos.
3) Realizar cálculos de diseño basados en códigos y normas aplicables.
4) Colocar la placa de identificación mostrando la MAWP y temperatura,
MAT, y fecha.
5) Realizar una prueba de presión tan pronto como se pueda, según lo
requerido por el código de construcción utilizado para los cálculos de
diseño.

49. INFORMES Y REGISTROS
a) Información de construcción y diseño.
b) Historial de inspecciones.
c) Información de reparaciones, alteraciones, y reclasificación. Por ejemplo:
1. formularios de reparaciones y alteraciones, como el que se muestra en el
Anexo D;
2. informes que indican que el equipo esta aun en servicio, ya sea con las
deficiencias detectadas, con reparaciones temporales o que las
recomendaciones para la reparación son adecuadas para la continuidad del
servicio hasta que las reparaciones pueden ser completadas; y
3. la documentación de reclasificación (incluyendo cálculos de reclasificación,
nuevas condiciones de diseño y evidencia de estampado)
d) Los requisitos de documentación de la evaluación FFS se describen en API
579-1/ ASME FFS-1, Parte 2.8. Los requisitos de documentación
específicos para el tipo de fallo que se está evaluando se proporcionan en el
capítulo correspondiente de la API 579-1/ ASME FFS-1.

50. REPARACIONES, ALTERACIONES,Y
RECLASIFICACION DE RECIPIENTES A PRESION
REPARACIONESY ALTERACIONES
Todas las reparaciones y alteraciones a recipientes a presión deberán ser realizadas
por una organización reparadora de acuerdo con los principios aplicables del
Código ASME o del código de construcción o reparación aplicable y de acuerdo
con el plan de reparación específico del equipo preparado por el inspector o el
ingeniero.
AUTORIZACIÓN
Todas las reparaciones y alteraciones deberán ser autorizadas por el inspector antes
que el trabajo sea iniciado por una organización de reparación. La autorización
para la alteración de recipientes a presión que cumplen con el Código ASME Sec
VIII Divisiones 1 y 2, para reparaciones basadas con el Código ASME Sección
VIII Divisiones 2, solo serán autorizadas por un ingeniero. El inspector
determinara los tiempos de espera y los momentos (Hold Point) cuales deban ser
detenido para realizar inspección.
APROBACIÓN
Antes de realizar cualquier reparación o alteración, todos los métodos propuestos
de diseño, ejecución, materiales, procedimientos de soldadura, NDE, y los ensayos
deberán ser aprobados por el inspector. Para alteraciones, reparaciones mayores y
reparaciones temporarias, se requiere la aprobación del inspector y del ingeniero.

51. REPARACION DE DEFECTOS
REPARACIONESTEMPORALES
Las reparaciones temporales se pueden realizar en recipientes a presión en tanto
que el inspector y el ingeniero estén convencidos que la reparación hará que el
recipiente sea apto para continuar en servicio hasta que se puedan realizar las
reparaciones permanentes.
a) ubicación de la reparación temporal;
b) detalles específicos sobre la reparación (ej. material de construcción, espesor,
tamaño de las soldaduras, NDE realizados);
c) detalles de los análisis realizados, incluyendo cálculos de ingeniería que
demuestren que el recipiente es apto para el servicio hasta que la reparación
permanente o el reemplazo sean completados;
d) requisitos para próximas inspecciones; y
e) fecha límite para la instalación de la reparación permanente;

52. PARCHES SOLDADOS A FILETE
Se pueden utilizar parches soldados a filete para hacer reparaciones temporales en
zonas dañadas, corroídas o erosionadas de componentes de recipientes a presión.
Las fisuras no deberán ser reparadas de esta manera a menos que el ingeniero
determine que las fisuras no se propagarán debajo del parche.
Un parche soldado a filete no deberá ser instalado sobre un parche soldado a filete
existente excepto como refuerzo adicional de aberturas, en caso de ser aplicable
por el código de construcción. Al instalar un parche soldado a filete adyacente a
un parche soldado a filete existente, la distancia entre bordes de las soldaduras de
filete no deberá ser menor que:

53. REPARACIONES CON BANDAS SOLAPADAS
a) El diseño es aprobado y documentado por el ingeniero y por el inspector.
b) Las fisuras no deberán ser reparadas de esta manera a menos que el ingeniero
determine que no se espera que la fisura se propague debajo de la banda
solapada.
c) La banda está diseñada para contener toda la presión de diseño del recipiente.
d) Todas las costuras longitudinales en la banda de reparación son soldaduras a
tope con penetración total, con eficiencia de junta de diseño e inspección
consistentes con el código apropiado.
e) Las soldaduras de filete circunferenciales que fijan la banda al recipiente son
diseñadas para transferir la carga longitudinal total en el cuerpo del recipiente,
usando una eficiencia no mayor a 0.45.

54. LAS REPARACIONES PERMANENTES
Las técnicas típicas de reparaciones permanentes incluyen:
a) Excavación del defecto y suavizado por desbaste para contornear de acuerdo
con API 579-1/ASME FFS-1, Parte 5. También remitirse a ASME PCC-2,
Artículo 3.4 para guía sobre excavación de defectos y reparación por
soldadura.
b) Excavación del defecto y reparación por soldadura de la excavación.
c) Reemplazo de una sección o del componente que contiene el defecto.
d) Recubrimiento con metal de soldadura del área corroída.
e) Agregar placas o bandas de revestimiento a la superficie interior

55. PLACAS INSERTADAS
Se pueden utilizar parches insertados si se cumplen los siguientes requisitos:
a) Se especifican soldaduras a tope de penetración total.
b) Las soldaduras son radiografiadas de acuerdo con el código de construcción
aplicable.
c) Todas las esquinas de la placa insertada que no se extienden hasta una
soldadura longitudinal u horizontal existente deberán ser redondeadas a un
radio mínimo de 1 in. (25 mm).

56. RESISTENCIA DEL METAL DE APORTE PARA RELLENO Y
REPARACIONES A SOLDADURAS EXISTENTES
a) El espesor de la reparación deberá ser mayor que el 50% del espesor
requerido del metal base (esto excluye el margen por corrosión).
b) El espesor de la soldadura de reparación deberá ser incrementado en
función de la relación entre la resistencia a la tracción mínima
especificada para el metal base y la resistencia a la tracción mínima
especificada del metal de aporte utilizado para la reparación.

57. REPARACIONES A RELLENOS Y CLAD DE ACERO
INOXIDABLE
Para equipos expuestos a migración de hidrógeno atómico en el metal
base (equipos que operan en servicio de hidrógeno a alta temperatura o
han tenido áreas del metal base expuestas a la corrosión), los siguientes
factores adicionales deberían ser considerados por el ingeniero al
desarrollar el plan de reparación:
a) Desgasificación de metal base;
b) Endurecimiento de metal base debido a la soldadura, desbaste o
repelado;
c) Control de la temperatura de precalentamiento y entre pasadas;
d) PWHT para reducir la dureza y restaurar las propiedades
mecánicas.
Para los recipientes construidos con metales base P-3, P-4 o P-5, el
metal base en el área de la reparación también debería ser examinado en
busca de fisuras mediante un examen ultrasónico. Estos materiales
pueden verse afectado por agrietamiento lento, se recomienda realizar
esta inspección al menos 24 horas después de completada la reparación.

58. SOLDADURAY HOTTAPPING
Procedimientos, calificaciones y registros 8.1.7.2.1 La organización
reparadora deberá utilizar soldadores y procedimientos de soldadura
calificados de acuerdo con los requisitos del código ASME Sección IX
o aquellos referidos por el código construcción. El inspector deberá
verificar que los soldadores suelden dentro de los rangos calificados en
la calificación de procedimiento de soldadura y dentro de los rangos
especificados en la especificación de procedimiento de soldadura
(WPS).

59. PRECALENTAMIENTO
El inspector debería asegurarse que se mide y se mantiene la temperatura
mínima de precalentamiento.
PWHT
Un PWHT localizado puede ser sustituido por el uso de mantas calefactoras
que rodeen completamente en los 360° en reparaciones locales en todos los
materiales, siempre y cuando se tomen ciertas precauciones. (8.1.7.4.2)

60. METODO DE PRECALENTAMIENTO O SOLDADURA CON
DEPOSICIÓN CONTROLADA (CDW) COMO ALTERNATIVAS AL
PWHT

61. PRECALENTAMIENTO (PRUEBA DE INSPACTO NO REQUERIDA)

62. METODO CDW (PRUEBA DE INSPACTO REQUERIDA)

63. END EN SOLDADURAS

64. RERATING