Clase 2 Flashcards
Las tuberías de la instalación deberían DESGLOSARSE EN
SISTEMAS DE TUBERÍAS Y CIRCUITOS. Con el fin de:
desarrollar planes de inspección (incluyendo alcance,
frecuencia, técnicas y ubicación),
Según 5.1.1 Sistematización y Circuitización de Tuberías.
La definición de sistemas y circuitos basados en mecanismos de daño potencial puede producir un plan de inspección con una:
Alta probabilidad de detectar daños
Se establecerá un plan de inspección para:
todos los sistemas de tuberías y/o circuitos y dispositivos de alivio de presión
Encargado de desarrollar el plan de inspección:
El inspector y/o ingeniero
Para la elaboración de un plan de inspección a se consultará a un ESPECIALISTA EN CORROSIÓN:
- Para identificar posibles mecanismos de daño y lugares
específicos donde pueda ocurrir la degradación. - Para elaborar los planes de inspección para sistemas
de tuberías que operen a temperaturas [superiores a
750° F (400 °C)] y sistemas de tuberías que operan por
debajo de la temperatura de transición dúctil a frágil.
CONTENIDO MÍNIMO DEL PLAN DE UN PLAN DE INSPECCIÓN:
Tipo de inspección interna, externa, en línea.
• Fecha de la próxima inspección y tipo.
• Descripción de la técnica de NDE y método.
• Descripción de los sitios y extensión y NDE en los CMLs.
• Descripción de los métodos de limpieza.
• Descripción de la necesidad de pruebas de presión.
• Descripción de la necesidad de una reparación.
La inspección basada en el riesgo (RBI), puede usarse para:
determinar el intervalo, tipo y extensión de las próximas
inspecciones.
El API 581 proporciona un conjunto de metodologías para:
evaluar el riesgo (POF Y COF) y para desarrollar planes de inspección que sean consistentes con los elementos clave definidos en el API 580.
Identificar y evaluar los posibles mecanismos de daño, la
condición actual del equipo y la efectividad de las inspecciones pasadas son pasos importantes para:
Evaluar la PROBABILIDAD de
fallo de la tubería.
Identificar y evaluar el fluído del proceso, potenciales daños, daños ambientales, daños al equipo y tiempo de inactividad del equipo son pasos importantes para:
Evaluar las CONSECUENCIAS
del fallo de la tubería.
La evaluación de la probabilidad se ajustará a:
los requisitos
del API 580 y se basará en TODAS LAS FORMAS DE DAÑO que razonablemente se podría esperar que afecten al equipo en cualquier servicio en particular.
Otros factores para determinar la EVALUACIÓN DE LA
PROBABILIDAD según API 580 son:
• Los apropiados materiales de construcción para los mecanismo de daño presente
• Condiciones de diseño vs. Operación.
• Uso apropiado de los códigos y estándares.
• Programas de monitoreo de corrosión efectivos.
La calidad en el mantenimiento y la inspección.
Requisitos estructurales y por presión.
• Condiciones de operación presentes y proyectadas.
Antecedentes mecánicos / de corrosión o fallos del sistema/circuito de tuberías;
• Revisión del historial de inspección.
La evaluación de las consecuencias deberá estar de acuerdo con:
los requisitos de la API 580 y considerar los incidentes potenciales que puedan ocurrir como :
– resultado de la liberación de fluido:
– el tamaño de una liberación potencial y
– el tipo de liberación potencial (incluye explosión, incendio o
exposición tóxica).
Después de realizar una evaluación del RBI, los resultados pueden utilizarse para establecer el plan de inspección del equipo y definir mejor lo siguiente:
– Los controles y métodos de los NDE e inspecciones,
– La extensión de los NDE.
– Los intervalos y tipo de inspección.
– Las pruebas de presión después de que se hayan producido daños o después de que se hayan completado las reparaciones / modificaciones
– las medidas de prevención y mitigación para reducir la probabilidad y la consecuencia del fallo del equipo. (Por ejemplo, reparaciones, cambios en el proceso, inhibidores, etc.).
FRECUENCIA DEL RBI: El programa debe actualizarse si hay cambio en los sistemas o en el proceso que pudieran afectar el deterioro, o la velocidad de este o al menos:
Cada 10 años
La evaluación del RBI será revisada y aprobada por el
personal calificado apropiado según el API 580 y…
El inspector
- eFatiga Mecánica. (API 571 4.2.16).
– Fatiga Térmica. (API 571 4.2.9).
– Agrietamiento por Corrosión bajo Esfuerzos Cáusticos. (API 571 4.5.3).
– Agrietamiento por Corrosión bajo Esfuerzos Politiónicos. (API 571 5.1.2.1).
– Agrietamiento por Corrosión bajo Esfuerzos por Sulfuros. (API 571 5.1.2.3).
– Agrietamiento por Corrosión bajo Esfuerzos por Cloruros. (API 571 4.5.1).
Agrietamiento conectado a la superficie.
Agrietamiento Inducido por Hidrogeno (HIC). (API 571 4.4.2).
– Agrietamiento por Sulfuro de Hidrogeno Húmedo (API 571 5.1.2.3).e
Agrietamiento sub-superficial.
Micro-fisuración por alta temperatura y formación de micro cavidades y eventual macrofisuración
Ataque por hidrogeno a alta temperatura. API 941 Sección 6. Termo fluencia (creep). (API 571 4.2.8).
Cambios metalúrgicos.
Grafitización. (API 571 4.2.1).
Fragilización por temperatura. (API 571 4.2.3).
Fragilización por hidrogeno. (API 571 4.5.6)
Ampollamiento
Ampollamiento por hidrógeno. (API 571 5.1.2.3).
Cada propietario/usuario debe prestar atención específica a la necesidad de inspeccionar los sistemas de tuberías que sean susceptibles a los siguientestipos específicos y áreas de deterioro:
- Puntos de inyección o mezcla.
- Piernas muertas.
- CUI.
- Interface suelo aire.
- Servicios específicos y corrosión localizada.
- Erosión y corrosión.
- Agrietamiento ambiental.
- Corrosión y depósitos bajo los recubrimientos.
- Agrietamiento por fatiga.
- Agrietamiento por creep.
- Fractura frágil.
- Daño por congelamiento.
- Corrosión en los puntos de contacto.
TIPOS DE VIGILANCIA E
INSPECCIÓN GENERALES
- Inspección visual interna.
- Inspección en línea (on-stream).
- Inspección de medición de espesores.
- Inspección por END varios.
- Inspección visual externa.
- Inspección en las tuberías vibrando.
- Inspecciones suplementarias.
• No se realiza normalmente.
-Cuando sea posible y práctico se pueden programar
inspecciones en las tuberías de diámetro grande.
-Vea el API 510 y API 572.
-La inspección visual remota puede ser útil en la
tubería pequeña.
-Una oportunidad adicional se presenta cuando se
desconectan las bridas.
INSPECCIÓN VISUAL INTERNA
Puede ser requerida por el plan de inspección.
Las puede realizar un inspector o un examinador aprobado por el inspector.
Deben ser acorde al mecanismo de deterioro indicado en el plan
de inspección.
• Puede incluir varios NDE, el tipo de NDE depende del
mecanismo de deterioro.
La medición de espesores descrita posteriormente en 5.5.3
puede ser parte de esta inspección.
INSPECCIÓN EN LÍNEA
Los espesores se miden para establecer
las velocidades de corrosión y la vida remanente de
un sistema de tuberías.
medición de espesores es llevada a cabo por:
los INSPECTORES o EXAMINADORES.
El inspector debe consultar con un ESPECIALISTA EN
CORROSIÓN cuando haya:
CAMBIOS SÚBITOS EN LA
VELOCIDAD DE CORROSIÓN A CORTO PLAZO.
-Deberá revisarse la pintura, aislamiento, estructuras,
soportes, puntos calientes, evidencias de fugas,
vibración.
-Cuando haya depósitos o signos de corrosión debajo
de los soportes, debe levantarse la tubería del
soporte.
-Revisar los soportes, para detectar grietas y roturas
en los soportes, o desplazamientos excesivos.
-Verifique los fuelles de las juntas de expansión
para detectar deformaciones.
-El inspector debería examinar la presencia de
modificaciones o reparaciones temporales.
INSPECCIÓN VISUAL EXTERNA
INSPECCIÓN VISUAL EXTERNA
Se debe prestar especial atención a soldaduras de fijaciones (por ejemplo, placas de refuerzo y clips) en busca de:
En busca de grietas, corrosión u
otros defectos.
los orificios de las placas de refuerzo (ponchos) deben:
permanecer abiertos para proporcionar
evidencia visual de fugas
Si estos orificios están tapados para evitar la humedad
no se deben tapar con material capaz de mantener la presión detrás de la placa de refuerzo
Donde haya esfuerzos causados por vibraciones DEBE:
DEBE examinarse periódicamente la superficie con MT o PT.
Debería evaluarse movimiento significativo de la línea que
podría haber resultado del choque del fluido por ejemplo:
Debería evaluarse movimiento significativo de la línea que
podría haber resultado del choque del fluido.
En el punto en que es detectable una fisura por fatiga, se ha
consumido aproximadamente
el 80% de la vida útil
INSPECCIONES SUPLEMENTARIAS
son termografía, o radiografía para
detectar taponamientos, puntos calientes.
La emisión acústica y la detección de fugas con
ultrasonido pueden usarse para detectar fugas.
son aquellas donde se realiza periódicamente los exámenes.
CML
Las CML son designadas dependiendo de:
la potencialidad de deterioro como esta descrito en
el API 571 y 574
Los sistemas de tubería deben ser monitoreados,
donde haya corrosión localizada o velocidades de
corrosión altas.
MONITOREO DE LAS CML
Los circuitos de tubería sujetos a mayores índices
de corrosión o corrosión localizada normalmente
tendrán:
más CMLs y serán monitoreados con más
frecuencia.
Se pueden eliminar los CML bajo ciertas circunstancias
como:
plantas de oleofinas lado tuberías de frio, tuberías de
anhidro amoniaco, producto libre de hidrocarburos limpios, tubería de alta aleación
MONITOREO DE LAS CML: Use UT, RT o técnicas electromagnéticas para localizar el espesor mínimo, se deben registrar
se deben registrar en los CML el espesor
mínimo y promedio para calcular las velocidades de
corrosión
En general, las medidas deben tomarse en los cuatro
cuadrantes de la tubería o accesorio en especial atención en:
con especial atención en los radios exteriores de los codos y TEES.
La VIDA REMANENTE, VELOCIDAD DE CORROSIÓN y
ESPESORES MÍNIMOS Y PROMEDIOS, e INTERVALO
DE INSPECCIÓN
DEBEN REGISTRARSE PARA CADA
CIRCUITO.
Deben establecerse CML en las aéreas con:
CUI, corrosión, interfaz S/A y cualquier área con
potencial de deterioro.
Los CML deben marcarse en los planos de ‘
inspección, los registros deben ser seguros para:
poder en la siguiente inspección poder medir en
los mismos sitios.
La decisión del tipo, número y localización de los
CML tiene que tener en cuenta las
inspecciones previas, la velocidad de corrosión y el mecanismo de deterioro.
CMLs deben distribuirse de manera de proporcionar
una:
cobertura adecuada de monitoreo de los
componentes principales y conexiones.
Las mediciones de espesores de CML tienen por
objeto:
Establecer las tasas de corrosión general y
localizada en las diferentes secciones de los circuitos
de tuberías.
Se pueden seleccionar menos CML en:
– Bajo potencial de emergencia en caso de fuga.
– Sistemas de tubería relativamente no corrosivos.
– Sistemas de tuberías largos y rectos.
Se pueden eliminar los CML si:
– Extremadamente bajo potencial de emergencia
– Sistemas no corrosivos demostrado por la historia y
servicios similares
– Sistemas no sujetos a cambios que conlleven corrosión
como lo demuestre la historia y las revisiones
periódicas
Cada CML debe tener al menos uno o mas puntos de
examen identificado de la siguiente manera:
– Marcada sobre el caño en los no aislados con pintura o STICKER.
– Huecos y tapones en la aislación.
– Cubiertas con aislamiento temporal para accesorios de
conexiones.
– Isométricos o documentos mostrando los CML.
– Dispositivos de radio frecuencia (RFID).
– Botones de monitorización computarizados(CMB).
UT según SE-797 para diámetros mayores de NPS 1, tubería menor de NPS 2
requiere equipo especializado
Para NPS menor o igual a 1 use RT, el RT se puede usar
siempre para detectar:
los perfiles de corrosión y para detectar el CUI sin remover la aislación.
Para UT se requieren de palpadores, acoplantes y procedimientos
especiales para obtener una medición correcta, no olvidar
corregir los valores.
En tuberías con temperaturas mayores a 150°F (65°C)
Los siguientes factores pueden afectar la exactitud del examen con UT:
– Calibración inapropiada. – Pintura o herrumbre. – Rugosidad superficial. – Mal asentamiento del palpador. – Defectos sub-superficiales. – Efectos de la temperatura arriba de 150°F (65 °C). – Resolución inapropiada. – Espesores menores de 1/8 pulgada (3mm). – Mal acoplamiento.
El propietario/usuario deberá especificar ensayo UT de
haz angular calificados por la industria cuando requiera
lo siguiente:
A) detección de grietas abiertas de la superficie interior
(ID) al inspeccionar desde la superficie externa (OD); o
B) detección, caracterización y / o dimensionamiento de
defectos a través de la pared.
Se considerará la inspección de CUI para las tuberías de
acero al carbono y de baja aleación con aislamiento
externo que funcionen entre:
10°F (-12 ° C) y 350°F (175 ° C).
Si se detecta daño por CUI el inspector debe:
inspeccionar otras susceptibles.
API que tiene información mucho más detallada sobre
CUI y debe utilizarse junto con los programas de
inspección CUI de tuberías.
API 583
Verdadero o falso:
El CUI puede presentarse aunque el aislamiento parezca
en buenas condiciones.
Verdadero
Verdadero o falso:
Si el aislamiento esta en buenas condiciones no es
necesario removerlos para detectar CUI.
Verdadero
CONSIDERACIONES PARA REMOVER EL AISLAMIENTO
Historia de CUI en el sistema o sistemas que operen similarmente.
• Condición visual del aislamiento y la cubierta.
• Evidencia de fuga del fluido.
• Cuando el sistema esta en servicio intermitente.
• Vejez y condición del aislamiento.
• Evidencia de áreas húmedas de aislamiento.
• Tipo de aislamiento que pueda absorber agua.
• Proximidad a equipos que podrían aumentar la humedad local, (por ejemplo,
torres de enfriamiento)
• Áreas en las que los regímenes de temperatura entran y salen del rango de
temperatura CUI.
Son ubicaciones en sistemas de tuberías donde
se encuentran dos o más corrientes diferentes.
Los puntos de mezcla
La diferencia en los flujos puede ser de composición, temperatura o cualquier otro parámetro que pueda contribuir al deterioro, corrosión acelerada o localizada y/o fatiga térmica durante condiciones de funcionamiento normales o anormales.
Parámetros del punto de mezcla
Todos los puntos de mezcla potencialmente problemáticos (sujetos a corrosión o agrietamiento) deberán ser:
deben ser identificados y revisados para determinar si estas áreas tienen una mayor susceptibilidad o tasa de degradación.
Métodos preferidos de inspección de puntos de mezcla incluyen;
_
Radiografía y UT (haz recto y/o haz angular) para determinar el espesor mínimo medido y/o la presencia de otros mecanismos de daño susceptibles (por ejemplo, fisuración por fatiga térmica y picaduras) en cada CML.
son una fuente de corrosión
localizada o acelerada, y deben tratarse como un
circuito de inspección separado
Estas áreas deben INSPECCIONARSE REGULARMENTE.
PUNTOS DE INYECCIÓN
En la designación del tamaño del circuito se debe cubrir:
- No menos de 3D o 12 pulgadas aguas arriba del punto
de inyección, el que sea mayor.
– Aguas abajo hasta el segundo cambio de dirección o
25 pies mas allá del primer cambio de dirección el que
sea menor .
la selección de los TML en los puntos de inyección debe ser:
– en los ACCESORIOS dentro del circuito.
– en el sitio esperado donde el FLUJO GOLPEA LA PARED DEL
TUBO.
– en LOCALIZACIONES INTERMEDIAS EN LAS PARTES
RECTAS.
– en AMBAS LOCALIZACIONES AGUAS ARRIBA Y AGUAS
ABAJO.
Inspección de los PUNTOS DE INYECCIÓN
-Los métodos preferidos para medir los espesores son RT (especialmente en tiempo real) y/o UT.
- Cuando se detecte corrosión/erosión deben
realizarse cuadrículas de medición estrechas. - En algunos casos se pueden remover los spools
para efectuar una inspección visual.
En inspecciones periódicas de los puntos de inyección se deberían concentrar la examinación más exhaustiva en
las 12 pulgadas aguas arriba y hasta 10 diámetros aguas abajo.
PRUEBAS DE PRESIÓN
La prueba de presión NO ES UN MÉTODO DE INSPECCIÓN RUTINARIO.
• DESPUÉS DE LAS ALTERACIONES generalmente se necesita una
prueba de presión.
En las reparaciones el inspector debe decidir si se realiza la
prueba de presión dependiendo de la índole de la reparación.
Hay otras alternativas en vez de la prueba de presión.
Cuando es impráctico probar todo el circuito puede probarse
secciones pero debe consultarse al ingeniero.
PRUEBAS DE PRESIÓN 2
La prueba debe realizarse de acuerdo con el ASME
B31.3.
Otros documentos que se deben consultar son ASME
PCC-2, API 574, API 579-1 / ASME FSS-1.
Cualquier prueba debe ser después del PWHT.
• Antes de aplicar la presión de prueba no olvidar
chequear soportes.
FLUIDO DE PRUEBA
Agua o un líquido no tóxico con punto de inflamación
debe ser al menos 120°F (49 °C) o mayor.
Pruebas hidrostáticas en aceros inoxidables de la serie
300 debe realizarse con condensado o agua potable
con menos de 50 PPM de cloruros. Después de la
prueba deben drenarse totalmente.
El inspector debería verificar la calidad del agua y el
drenado.
PRUEBA NEUMÁTICA
La prueba neumática puede realizarse si la hidrostática es impráctica o inconveniente.
Seguir el procedimiento de ASME B31.3 mínimo.
• ES MUY PELIGROSA!!!!!.
CONSIDERACIONES DE TEMPERATURA DE PRUEBA Y FRACTURA FRÁGIL
Se han presentado una variedad de fallas frágiles
durante las pruebas de acero al carbono y bajamente
aleado en presiones mayores al 25% de la presión de
prueba o esfuerzos de 8 ksi en temperaturas cercanas a la temperatura de transición de dúctil a frágil.
Especial atención merecen los ACEROS DE 2.25 CR – 1
MO porque ellos están propensos a la fragilización por
temperatura.
Para minimizar la probabilidad de una falla frágil se
deberá mantener la temperatura del medio Y del
sistema a:
– Para T>2 pulg. MDMT + 30 ⁰F (17°C).
– Para T≤2 pulg. MDMT + 10 ⁰F (6°C).
Temperatura al momento de la inspección no debe
exceder de 120 ⁰F (50°C)
PROCEDIMIENTO y PRECAUCIONES
-Se deberán contar con los procedimientos de seguridad.
-Solo personal envuelto en la prueba debe participar.
-Solo se debe inspeccionar de cerca cuando el recipiente se encuentre en la MAWP.
-Si se va a exceder la presión de disparo de las válvulas de
seguridad deben removerse o se les deben colocar Clamps.
-Está prohibido forzar los resortes de las válvulas de
seguridad.
•
ALTERNATIVAS A LAS PRUEBAS
DE PRESIÓN
Cuando las pruebas de presión no se realicen en las
reparaciones mayores o alteraciones se pueden utilizar los NDE que sean apropiados siempre y cuando lo apruebe el ingeniero y el inspector.
Cuando se reemplace la prueba con UT debe usarse personal calificado industrialmente para ondas de corte, el caso código ASME B 31 179/181 (TOFD/PHASE ARRAY)
debe considerarse en especial para costuras de cierre no probadas.
VERIFICACIÓN DE MATERIALES Y
TRAZABILIDAD
El inspector debe verificar que los materiales cumplan con lo especificado
El API 578 puede usarse para el PMI.
Si una falla potencial o corrosión excesiva puede presentarse
por equívocos en el uso del material el inspector debe
considerar el reemplazo de los componentes y, eventualmente,
un monitoreo adecuado hasta que el reemplazo sea efectivo.
INSPECCIÓN DE VÁLVULAS
Normalmente no se necesita tomar espesores.
Sin embargo cuando se reparen o desmantelen
deben ser inspeccionadas para detectar patrones
de corrosión.
• Válvulas de compuerta pueden exhibir corrosión
excesiva en el cuerpo entre asientos.
INSPECCIÓN EN SERVICIO DE
JUNTAS SOLDADAS
-Esta normalmente es una actividad de construcción,
sin embargo el inspector debe inspeccionar las juntas
para determinar corrosión y agrietamiento en la
zona afectada.
-El API 577 presenta información sobre la inspección
de soldaduras.
Use UT o MT.
-Grietas ocasionadas por efectos ambientales debe
evaluarlas el ingeniero.
INSPECCIÓN DE JUNTAS BRIDADAS
-Deben inspeccionarse para determinar fugas.
-Aquellas que han sido instaladas con sellante deben
inspeccionarse por fugas por los espárragos.
-Las caras accesibles de las bridas deben examinarse
en su acabado.
-Examinar visualmente los espárragos para detectar
corrosión, y que estén bien roscados, no olvidar la
tolerancia de un hilo consumido.
-Para mas información véase el ASME PCC-1.
Que debe inspeccionarse para asegurar la integridad?
Tanto los sistemas de tuberías como los dispositivos de alivio de presión.
Cual es el propósito de la inspección?
Asegurar que las tuberías y PRD puedan operar de manera segura hasta la próxima inspección
Que debe inspeccionar el inspector de acuerdo al código de construcción durante la instalación?
– Que la tubería es instalada correctamente.
– Verificar soportes, colgantes y uniones mecánicas.
– Los PRD que cumplan con los requisitos especificados.
– Esta inspección sirve para designar los CML y luego
registrar los espesores mínimos medidos en los CML.
Qué hay que hacer Si hay un cambio en la presión, temperatura, máxima
o mínima,
se debe programar una inspección para las
nuevas condiciones.
Si se cambia el propietario y la localización qué hay que hacer?
debe realizarse una inspección antes de re-usar. Se
debe fijar un intervalo de inspección nuevo.
De qué depende la frecuencia de la inspección?
depende del mecanismo
de degradación y de la consecuencia de la falla.
Ajuste de los intervalos de inspección con RBI:
Se puede usar el método de RBI para fijar la frecuencia
de inspección. El
Si no se utiliza RBI, se establecerá y mantendrá el intervalo entre las inspecciones de tuberías utilizando los siguientes criterios:
a) la tasa de corrosión y los cálculos de vida remanente;
b) la clasificación del servicio de tuberías (véase 6.3.4);
c) los requisitos jurisdiccionales aplicables;
d) y el juicio del inspector, del ingeniero de tuberías, del
supervisor de ingeniería de tuberías o de un especialista en
materiales.
Para las tuberías de Clase 1, 2 y 3, Cual sería el período de inspección comprendido entre mediciones de espesor para CML o circuitos?
no debe exceder la mitad de la vida útil remanente o los intervalos máximos recomendados en la Tabla 1, el que sea menor.
Siempre que la vida remanente sea inferior a cuatro
años:
el intervalo de inspección puede ser la vida
restante completa hasta un máximo de dos años.
Para las tuberías que se encuentren en servicio no continuo, el intervalo entre mediciones de espesor puede basarse en:
en el número de años de servicio real (tubería en funcionamiento) en lugar de años calendario, siempre que, cuando esté inactivo, la tubería este:
A) aislada de los fluidos del proceso, y
B) no expuestas a ambientes internos corrosivos (por
ejemplo gas inerte purgado o llenado con hidrocarburos no
CLASIFICACIÓN DE SERVICIOS
DE LA TUBERÍA:
Las clasificaciones fueron establecidas según la
potencialidad de las consecuencias de la falla
Los propietarios deben tener un registro de los
fluidos que manejan en los sistemas. Que códigos presentan guías para la clasificación?
el API 750 y el NFPA 704 presentan guías para la clasificación.
CLASE 1
- Servicios inflamables con auto refrigeración y posibilidades de fractura frágil.
- Servicios presurizados que puedan vaporizarse y convertir el
ambiente en explosivo, fluidos que se vaporizan en la atmósfera
por debajo de 50°F (10°C). - H2S (Sulfuro de Hidrógeno) mayor del 3% en una corriente
gaseosa. - Acido fluorhídrico.
- Tubería cercana a las vías de transito de personas o del agua.
- Servicios inflamables operando a temperaturas arriba de la
temperatura de auto ignición.
CLASE 2
- Hidrocarburos en el sitio que se vaporizarán lentamente si escapan como aquellos que operan por debajo del punto de flash.
- Hidrógeno, gas combustible, y gas natural.
- Ácidos y cáusticos fuertes en el sitio.
CLASE 3
- Hidrocarburos en el sitio que no se vaporizan
significativamente durante los escapes tales cómo
aquellos que operan por debajo del punto de flash. - Líneas de destilados y productos desde el
almacenamiento hasta la carga. - Tubería del parque de tanques.
- Ácidos y cáusticos fuera del sitio.
CLASE 4
- Vapor y condensado del vapor.
- Aire.
- Nitrógeno.
- Agua incluyendo el agua de alimentación de caldera.
- Aceite.
- Categoría D del ASME B 31.3.
- Plomería y drenajes.
