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NOM-009-ASEA-2017, Administración de la integridad de ductos de recolección, transporte y distribución…

Apéndice E — NOM-009-ASEA-2017, Administración de la integridad de ductos de recolección, transporte y distribución de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos.

Ordenamiento: NOM-009-ASEA-2017, Administración de la integridad de ductos de recolección, transporte y distribución de hidrocarburos, petrolíferos… · Ámbito: Federal
Última reforma: —

Apéndice E

(Normativo)

Dimensiones de indicaciones detectadas por pruebas no destructivas (pnd).

El Análisis de integridad se realiza con base en las dimensiones de las indicaciones detectadas por Pruebas no destructivas,

que son necesarias para determinar su nivel de severidad. A continuación, se listan las indicaciones más comunes en Ductos y se

describe estas dimensiones.

El Reporte de inspección de integridad y verificación de indicaciones, realizado por los Regulados, debe contener estos datos,

con la tolerancia especificada para el método y técnica de inspección no destructiva aplicada en su detección.

NOMENCLATURA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE INDICACIONES:

D Profundidad máxima.

A Longitud circunferencial (ancho).

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L Longitud máxima en la dirección axial

(longitudinal).

T Espesor mínimo adyacente a la

indicación en zona sana.

SC Soldadura circunferencial.

X Distancia a la soldadura circunferencial.

a) Reducción generalizada de espesor: Espesor remanente mínimo de pared, en la dirección perpendicular a la superficie

(d);

b) Reducción localizada de espesor;

c) Ampolla: Profundidad en el espesor (t'), magnitud de elevación de ampolla (a) y reportar la existencia de agrietamiento

secundario;

d) Daño caliente;

e) Grieta Longitudinal o circunferencial: Longitud axial (2c) y profundidad máxima en la dirección radial (a). Se debe

reportar la ubicación de la grieta (en soldadura, zona afectada por calor o metal base);

f) Zona esmerilada;

g) Delaminación: Por ciento de escalonamiento en caso de existir (%e), profundidad mínima en el espesor medido desde la pared externa en caso de escalonamiento (dmin),

profundidad máxima en el espesor medido desde la pared externa en caso de escalonamiento (dmax) y el espesor mínimo adyacente a la Indicación en zona sana (t);

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h) Tallones, rayones y muescas sin abolladura;

i) Abolladura en metal base. En caso de existir entalla: longitud axial (Laxial), longitud circunferencial (Lcirc) y profundidad (d) de la entalla;

j) Indicaciones en soldadura. En adición a las dimensiones, se debe reportar la ubicación de las indicaciones con relación

a la pared externa o interna, horario técnico y al metal depositado o línea de fusión;

Poros Túnel, Poros Agrupados y Poros aislados. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t), profundidad mínima (dmín) y máxima (dmáx)

del Defecto.

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Falta de Penetración. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t), profundidad

máxima (d).

Falta de Fusión. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t), profundidad mínima (d.mín) y máxima (d.máx).

Inclusiones de Escoria, Líneas de Escoria, Dobles Líneas de Escoria, Inclusiones No Metálicas. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana

(t), profundidad mínima (d.mín) y máxima (d.máx).

Concavidad en la Raíz. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente a la zona sana (t),

profundidad máxima (d).

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Socavado. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente a la zona sana (t) y profundidad máxima

(d).

Penetración Excesiva. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t) y

profundidad máxima (d).

Corona Baja. Longitud axial (L), ancho circunferencial (A), espesor mínimo adyacente en zona sana (t) y profundidad máxima

(d).

k) Desalineamientos en uniones soldadas. Altura del desalineamiento (d) a cada hora técnica y en la máxima detectada,

así como, los espesores y ancho de las soldaduras medidos a cada hora técnica de ambos elementos que forman la

unión soldada;

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l) Ovalamiento en unión soldada. Profundidad del ovalamiento (d) a cada hora técnica y el máximo detectado (d máx), así

como los espesores medidos a cada hora técnica de ambos elementos que forman la unión soldada;

m) Desprendimiento de concreto. Cadenamiento (C) y horario técnico (hr), longitud axial (La), ancho circunferencial (Lc);

n) Azolvamiento en curva de expansión. Cadenamiento inicial (C1) y cadenamiento final (C2);

o) Socavación. Cadenamiento inicial (C1), cadenamiento final (C2) y altura máxima (h0), y

p) Escombros. Cadenamiento (C) y descripción.

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12. Bibliografía.

· NORMA Oficial Mexicana NOM-028-STPS-2012, Sistema para la administración del trabajo-Seguridad en los procesos y

equipos críticos que manejen sustancias químicas peligrosas.

· NMX-B-482-CANACERO-2016.- Industria Siderúrgica-Capacitación, calificación y certificación de personal en ensayos no

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· NMX-Z-12-2-1987.- Muestreo para la inspección por atributosâparte 2: métodos de muestreo, tablas y gráficas.

· DISPOSICIONES administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para la

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Operativa y Protección al Medio Ambiente aplicables a las actividades del Sector Hidrocarburos que se indican.

· ISO 2859-1-1999 Sampling procedures for inspection by attributes - Part 1: Sampling schemes indexed by acceptance

quality limit (AQL) for lot-by-lot inspection.

· API RP-1160 2013.- Managing System Integrity for Hazardous Liquid Pipelines Second Edition 2013.

· API-RP-1110 2013.- Recommended Practice for the Pressure Testing of Steel Pipelines for the Transportation of Gas,

Pretroleum Gas, Hazardous Liquids, Highly Volatile Liquids or Carbon Dioxide.

· API 1163 2013.- In-Line Inspection Systems Qualification Second Edition 2013.

· API 1173 2016.- Pipeline safety management systems. (Sistemas de gestión de la seguridad de los Ductos).

· ASME B31.8S 2016.- Managing System Integrity of Gas Pipelines Supplement to ASME B11.8S.

· DNV-RP-F116 2015.- Integrity management of submarine pipeline systems

· DOT 49 CFR Parte 186 a 199 revisión octubre 2016-Transportation of Natural and other Gas by Pipeline: Minimunm

Federal Safety Satandards. Subpart O-Gas Transmission Pipeline Integrity Management.

· NACE SP0206-2016.- Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines Carrying Normally Dry Natural Gas

(DG-ICDA).

· NACE SP0208-2008.- Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Liquid Petroleum Pipelines.

· NACE SP0110-2010.- Wet Gas Internal Corrosion Direct Assessment Methodology for Pipelines.

· NACE SP0502-2010.- Pipeline External Corrosion Direct Assessment Methodology.

· NACE SP0102-2010.- In-Line Inspection of Pipelines.

· NACE SP0204-2015.- Stress Corrosion Cracking (SCC) Direct Assessment Methodology.

Fuente oficial: consultar publicación

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