ASME B31.G

MANUAL PARA LA DETERMINACIÓN MANUAL PARA LA DETERMINACIÓN DE ESFUERZO REMANENTE EN DE ESFUERZO REMANENTE EN

TUBERÍAS CORROÍDASTUBERÍAS CORROÍDAS

INSPEQ INGENIERÍA LTDA

ASME B31.GASME B31.G19911991

INTRODUCCIÓNINTRODUCCIÓN

PARTE 1PARTE 1 INSPEQ INGENIERÍA LTDA

Incluye todas las tuberías cubiertas en los códigos:

• ASME B31 Code for Pressure Piping

• ASME B31.4 Liquid Petroleum Transportation Piping Systems

• ASME B31.8 Gas Transmission and Distribution Piping Systems

• ASME B31.11 Slurry Transportations Piping Systems.

• Partes 2, 3 y 4 basadas en el material incluido en la Guía ASMEpara Transmisión de Gas y Sistemas de Tuberías de Distribución

1.1 ALCANCE1.1 ALCANCE INSPEQ INGENIERÍA LTDA

Este manual no es aplicable a construcciones nuevas, cubiertas en

la guía B31. Ni para establecer patrones de aceptación para tubos

corroídos previa o durante la fabricación y/o instalación

Esta desarrollado como guía de información para diseñadores, dueños y operadores de líneas de transporte


a. Corrosión en tuberías de acero soldables, conocidas como aceros al carbono o aceros de baja aleación de alta resistencia.

b. Aplica solo a defectos en cuerpo de tubería de líneas, que tienen relativamente contornos suaves y causan baja concentración de esfuerzos (como corrosión electrolítica o galvánica, pérdida de espesor por erosión).

c. No se puede evaluar resistencia remanente en soldaduras circunferenciales o longitudinales corroídas; zonas afectadas por calor; defectos por daños mecánicos, como ranuras, muescas y defectos por elaboración de la lámina o tubería como rebabas, pliegues de laminación, costras rayaduras.

1.2 LIMITACIONES1.2 LIMITACIONESINSPEQ INGENIERÍA LTDA

d. El criterio de permanencia de tubería en servicio esta basado en la capacidad del tubo para mantener su integridad bajo la presión. Pero no es el único criterio a tener en cuenta cuando la tubería esta sujeta a esfuerzos secundarios considerables (flexión), particularmente si el área de corrosión tiene un componente transversal significante.

e. No predice fugas o fallas por ruptura.


• En los 70’s la American Gas Association empezó a desarrollar métodos para predecir el esfuerzo de presión de tubos con defectos de corrosión de varios tamaños.

• El objetivo:

• Examinar comportamiento iniciación de fractura en defectos de corrosión

• Determinar relación entre tamaño del defecto y nivel de presión interno que pudiera causar una fuga o rotura.

1.3 DESARROLLO INICIAL1.3 DESARROLLO INICIALINSPEQ INGENIERÍA LTDA

El procedimiento esta basado en la presurización de tuberías corroídas reales hasta fallar en una serie extensa de ensayos en tamaño real. Otras pruebas a escala de tuberías fueron conducidas en todos los tipos de defectos para establecer un comportamiento general del defecto.

Se desarrollaron las expresiones para calcular el esfuerzo de presión en tuberías corroídas, basadas en éstos ensayos.

1.4 METODOLOGÍA Y PROCEDIMIENTO 1.4 METODOLOGÍA Y PROCEDIMIENTO DE INVESTIGACIÓNDE INVESTIGACIÓN


El principio básico del mecanismo de fractura es que la resistencia del material para fracturamiento inestable en presencia de un defecto es relativo al tamaño del defecto y a la tenacidad.

Los experimentos de tuberías corroídas indican que las tuberías de acero tienen una adecuada tenacidad, y que éste no es un factor definitivo. Las fallas de defectos de

corrosión están controladas por su tamaño y esfuerzo de fluencia del material.


La Fig. 1Fig. 1--11 muestra la relación entre la falla de ensayos de tamaño real y el criterio de aceptación de la picadura de corrosión en tuberías. El criterio es el que resistirá una presión igual a un nivel de carga del 100% de la

Resistencia Mínima Especificada de Fluencia (SMYS).

Las picaduras de corrosión con profundidades y longitudes cerca de la curva no son aceptables; y la

presión de operación debe ser reducida y/o la zona de corrosión removida o reparada.


FIG. 1FIG. 1--1 CRITERIO PARABÓLICO PARA LA CLASIFICACIÓN DE 1 CRITERIO PARABÓLICO PARA LA CLASIFICACIÓN DE DEFECTOS DE CORROSIÓN DE ACUERDO AL ESFUERZO DE FALLA DEFECTOS DE CORROSIÓN DE ACUERDO AL ESFUERZO DE FALLA

PREDECIDOPREDECIDO

Parte 2:Parte 2: Determinación de la máxima extensión de corrosión longitudinal permisible, por lo que hay que medir la extensión longitudinal y profundidad máxima y hacer uso de la Ecuación (2).

Parte 3:Parte 3: Tablas para límites de corrosión. Resultados en tablas para consultar profundidad y longitud de la picadura encontrada.Solo se tiene que medir la máxima profundidad en la zona de corrosión y se determina la extensión longitudinal máxima permisible del área corroída.

• Localice la tabla apropiada para el diámetro exterior nominal y el espesor de pared. Diríjase a la columna izquierda a encuentre laprofundidad de corrosión igual a o cerca del siguiente # más grande que el medido.

1.5 COMO USAR EL MANUAL1.5 COMO USAR EL MANUALINSPEQ INGENIERÍA LTDA

•Si la extensión longitudinal máxima del área corroída es igual o menor a la máxima permitida de la Tabla, el esfuerzo de la tubería es adecuado para la MAOP (máxima presión de operación permisible) presente y es capaz de soportar una presión de prueba que producirá un esfuerzo del 100% SMYS del material de la tubería. Si no es así utilice la Ecuación (2).

• Si no es así utilice algunos de los métodos citados en 1.7


La Fig. 1Fig. 1--22 muestra los pasos necesarios para realizar evaluación de

áreas corroídas en una tubería, Los pasos se pueden utilizar para

determinar la MAOP.


falla


Fig. 1Fig. 1--2 PROCEDIMIENTO PARA ANALISIS DEL ESFUERZO EN TUBERÍAS CORROÍDAS2 PROCEDIMIENTO PARA ANALISIS DEL ESFUERZO EN TUBERÍAS CORROÍDAS

a. Cualquier región corroída indicada como aceptable por el criterio de este manual, para servicio a la MAOP establecida, puede resistir prueba hidrostática para producir un esfuerzo del 100% de SMYS para la tubería.

b. Cualquier región corroída indicada como aceptable para un servicio a una MAOP reducida, puede soportar una prueba hidrostática a una relación por encima a la MAOP equivalente a la relación de un ensayo al 100% SMYS al 72% SMYS de operación (1,39:1). Si se desea una mayor proporción, se puede ajustar la MAOP.

1.6 SIGNIFICADO DE ACEPTACIÓN1.6 SIGNIFICADO DE ACEPTACIÓN


a. Se puede hacer un estudio más riguroso, analizando el mecanismo de fractura, usando un perfil real de la región corroída.

b. El operador puede establecer la MAOP mediante prueba hidrostática que produzca un esfuerzo mínimo del 100% SMYS, o establecer una MAOP menor basada en ensayos a menor presión.

c. Éstos procedimientos y criterios de aceptación no están incluidos en este manual.

1.7 OTROS MEDIOS PARA DETERMINAR LA 1.7 OTROS MEDIOS PARA DETERMINAR LA PRESIÓN DE OPERACIÓN SEGURA DE TUBERÍAPRESIÓN DE OPERACIÓN SEGURA DE TUBERÍA

El Apéndice A es un programa El Apéndice A es un programa básico de computador desarrollado básico de computador desarrollado por Sr. Richard L. por Sr. Richard L. SeifertSeifert, basado en , basado en las ecuaciones de las partes 2 y 4, y las ecuaciones de las partes 2 y 4, y puede ser utilizado para facilitar el puede ser utilizado para facilitar el

procedimiento de evaluación.procedimiento de evaluación.

1.8 PROGRAMAS DE COMPUTADOR1.8 PROGRAMAS DE COMPUTADOR


DETERMINACIÓN DEL DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO MÁXIMO DE TAMAÑO MÁXIMO DE

PICADURAPICADURA


% profundidad de la picadura = 100d/t (1)(1)

d = Profundidad máxima de área corroída, en pulg. Fig. 2Fig. 2--11

t = Espesor de pared nominal de tubería, en pulg.

Profundidad de picadura expresada en porcentaje de espesor nominal de pared de la tubería:


Un área corroída con una d máxima mayor al 10% pero menor al 80% de t, no debe tener una extensión mayor en el eje longitudinal

de la tubería, que la calculada de:

L = Máxima extensión longitudinal permisible del área corroída en pulg.

D = Diámetro exterior nominal de la tubería, en pulg.

B = Valor que se puede determinar de la curva de Fig. 2Fig. 2--22

L = 1.12B Dt (2)(2)

Profundidad de picadura expresada en porcentaje de espesor nominal de pared de la tubería:


FIG. 2FIG. 2--1 PARÁMETROS DE CORROSIÓN USADOS EN ANÁLISIS1 PARÁMETROS DE CORROSIÓN USADOS EN ANÁLISIS


Excepto que B no puede ser mayor a 4.0. Si la profundidad de corrosión está entre 10% y 17,5%, B = 4

o en la Ecuación (2)(2)

(3)(3)


1)15.0/1.1

/( 2

tdtd

B

1)15.0/1.1

/( 2

td

tdB

FIG. 2FIG. 2--2 CURVA PARA DETERMINAR EL VALOR DE 2 CURVA PARA DETERMINAR EL VALOR DE BB


TABLAS PARA LÍMITES DE TABLAS PARA LÍMITES DE CORROSIÓNCORROSIÓN


SON CALCULADAS DE LAS ECUACIONES (1), (2) Y (3).

SUMINISTRAN UNA REFERENCIA ÁGIL DE LONGITUDES MÁXIMAS DE CORROSIÓN PARA

VARIOS DIÁMETROS DE TUBERÍA, ESPESORES DE PARED Y PROFUNDIDADES DE PICADURAS. SE

PUEDEN USAR PARA DETERMINAR LA EXTENSIÓN LONGITUDINAL MÁXIMA DE UN ÁREA DE

CORROSIÓN.


COMO UTILIZAR LAS TABLAS

Las Tablas en la Parte 3 producen resultados más conservativos que los obtenidos de las ecuaciones en la Parte 2. Sin embargo, las tablas pueden mostrar que un área corroída es inaceptable para la MAOP presente, donde el uso de las ecuaciones puede mostrar que es aceptable.


a. El área corroída se debe limpiar, teniendo cuidado en tuberías presurizadas.

b. Mida la profundidad máxima de corrosión d y la extensión longitudinal del área corroída como se muestra en la Fig. 2.1Fig. 2.1

c. Determine el tamaño (NPS) de la tubería y espesor de pared.

d. Ubíquese en la tabla (NPS) correspondiente al tamaño de tubería.

e. Luego en la fila que tiene una profundidad igual a la máxima de la picadura medida. Si no está escoja la fila que muestre la siguiente profundidad mayor.

f. Busque en las columnas el espesor de pared especificado de la tubería. Si este no está en la lista, use la columna del siguiente menor espesor. El valor encontrado en la intersección de la columna y la fila es la máxima extensión longitudinal (L) del área de corrosión.

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