ASME B31.4 resumen

ASME Global training Program
ANSI/ASME B31.4 Pipeline Transportation for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids
Ing. Carlos A. Carlassare
Hoja 1 de 120
PROGRAMA DE ENTRENAMIENTO GLOBAL DE ASME INTERNACIONAL
ASME CODE FOR PRESSURE PIPING, B31
ASME B31.4
PIPELINE TRANSPORTATION SYSTEMS FOR LIQUID HYDROCARBONS AND
OTHER LIQUIDS
SANTA CRUZ DE LA SIERRA. MAYO DE 2006
NOTA: ESTOS APUNTES DEBEN CONSIDERARSE COMO UNA REFERENCIA QUE NO
SUSTITUYE A LAS VERSIÓN ORIGINAL, EN IDIOMA INGLÉS DE LA NORMA ASME
B31.4 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 USUARIO DEBE REMITIRSE A LA EDI-
CIÓN APLICABLE PARA CUALQUIER APLICACIÓN DE INTERÉS PROFESIONAL

Hoja 2 de 120
INTRODUCCIÓN (CAPÍTULO I)
Los usuarios deben familiarizarse con el alcance y limitaciones de los códigos de cons-
trucción aplicables en la construcción (Materiales, diseño, fabricación, inspección, mon-
taje, puesta en marcha, operación, mantenimiento, etc.) de recipientes de presión y tube-
rías.
Las razones son las siguientes:
• Los códigos y estándares establecen requerimientos mínimos que muchas veces
necesitan hacerse más estrictos en función de las particularidades de cada instala-
ción.
• Algunos requerimientos optativos podrían tener que ser obligatorios.
• Más veces de las que se piensa, es necesario establecer criterios o métodos com-
plementarios para los casos en que los códigos o estándares apelan al criterio pro-
fesional o reglas del buen arte, sin proveer de reglas o métodos específicos para
satisfacerlas.
• El código no es un manual de diseño y requiere del juicio profesional competente
para asegurar el cumplimiento de los propósitos y filosofía general aplicable que
el mismo establece para satisfacer los requerimientos de seguridad mínimos.
• El propio código advierte expresamente sobre la necesidad de establecer requeri-
mientos complementarios para satisfacer los requerimientos de seguridad en cir-
cunstancias específicas de cada instalación.
• Generalmente se establecen referencias a un conjunto importante de normas, es-
pecificaciones, bibliografía, etc. Esto crea un ámbito relativamente complejo de
documentos técnicos con jurisdicción sobre el equipo, componente o instalación,
que deben considerarse en conjunto, analizando su compatibilidad y eventuales
controversias.
• Pueden existir conflictos entre los requerimientos del Código y los de Leyes, Dis-
posiciones, Reglamentaciones, etc. con jurisdicción en el sitio de instalación de
las tuberías.
Definiciones
• Carga accidental. Toda carga que no haya sido incluida en los cálculos de diseño.
• Acoplamiento de separación (Breakaway coupling). Acoplamiento que permite la
separación de dos tramos de tubería cuando la carga alcanza un valor predetermi-
nado.
• Abolladura (Buckle). Condición en la que una tubería que ha sufrido suficiente
deformación plástica, se arruga o abolla.
• Dióxido de carbono. Fluido en el que predomina el dióxido de carbono compri-
mido por encima de su presión crítica y que, para el propósito de este código, se
considera en fase liquida.

Hoja 3 de 120
• Pre-deformado en frió (Cold springing). Deformación elástica (debajo de la
fluencia) deliberada de una tubería, para compensar una deformación térmica que
puede anticiparse.
• Pandeo de columna (Column buckling). Inestabilidad lateral de una tubería, cau-
sada por esfuerzos de compresión que causan su deflexión transversal.
• Conectores (Connectors). Componente que, excluyendo las bridas, se utiliza para
unir dos tramos de tubería.
• Defecto. Imperfección de magnitud suficiente para requerir su rechazo, por exce-
der los límites admitidos por el Código o cualquiera de los estándares por el acep-
tado.
• Vida de diseño. Periodo de tiempo que se utiliza en el diseño para seleccionar los
componentes. La vida de diseño no es vida de la tubería ya que, bajo condiciones
apropiadas de operación, inspección y mantenimiento, esta debería durar indefini-
damente y bajo condiciones adversas puede tener una vida mucho menor que la
proyectada.
• Diseño de ingeniería. Conjunto de documentos con detalle suficiente que satisfa-
cen los requerimientos del código para las condiciones de operación. Incluyen
cálculos, planos detallados y especificaciones para el diseño, fabricación e insta-
lación de la tubería y los componentes que cubre este Código.
• Corrosión general. Perdida uniforme o gradualmente variable del espesor de una
tubería, en una determinado área.
• Soldadura circunferencial (Girth weld). Una soldadura transversal, de perímetro
completo.
• Imperfección. Discontinuidad o irregularidad detectada durante la inspección.
• Presión interna de diseño. El valor de la presión que se utiliza en los cálculos de
verificación.
• Gas licuado de petróleo (LPG). Fluido compuesto primariamente de los siguientes
hidrocarburos, aislados o mezclados: Butano (Normal o iso-butano), Butileno (in-
cluyendo los isómeros), propano, propileno y etano.
• Alcohol liquido. Cualquier grupo de compuestos orgánicos conteniendo solo
hidrogeno, carbono y algún radical hidroxilo que puede permanecer liquido en
una corriente dentro de una tubería.
• Amoniaco liquido anhidro. Compuesto formado por la combinación de dos com-
ponentes gaseosos, nitrógeno e hidrogeno, en la proporción de una parte de nitró-
geno y tres de hidrogeno en volumen, comprimido a estado liquido.
• Máxima presión estacionaria de operación. Presión máxima (Suma de la presión
hidrostática y la presión necesaria para vencer las perdidas hidráulicas por fric-
ción y cualquier otra resistencia) en los puntos de sistema de tuberías que están
operando en régimen estacionario.
• Gajo. Dos o más segmentos de tubo, cortados en forma sesgada y unidos median-
te soldadura para producir un cambio de dirección.
• Tamaño nominal de la tubería (NPS). Según ASME B31.10M

Hoja 4 de 120
• Compañía operadora. Propietario o agente responsable por el diseño, construc-
ción, inspección, pruebas, operación y mantenimiento del sistema de tuberías.
• Petróleo. Aceite crudo, condensado, gasolina normal, gas natural liquido, gas li-
cuado de petróleo y productos de petróleo líquidos.
• Tubería. Tubo cilíndrico utilizado para contener y conducir un fluido bajo pre-
sión. Incluye caños y tubos.
• Espesor nominal de una tubería. Es el espesor que se publica en las especificacio-
nes correspondientes o en los estándares referenciados por este Código. Es dife-
rente del espesor real, del que difiere debido a las tolerancias de fabricación, con-
formado, etc.
• Soporte. Todo elemento destinado a restringir de algún modo los desplazamientos
de la tubería.
• Licuación del terreno. Condición del terreno que se produce como consecuencia
de acciones dinámicas (generalmente de origen sísmico) y que lo lleva a perder la
capacidad portante, comportándose como un líquido.
Introducción
El Código1
incluye:
• Referencias a las especificaciones de materiales aceptables
• Requerimientos para el diseño de componentes
• Requerimientos y datos para la evaluación y establecimiento de límites a las ac-
ciones o solicitaciones.
• Guías y limitaciones sobre el uso de materiales, componentes y métodos de unión.
• Requerimientos para la fabricación, ensamblado y montaje.
• Requerimientos para la evaluación, inspección y pruebas.
• Procedimientos de operación y mantenimiento esenciales para la seguridad públi-
ca.
• Previsiones para proteger las tuberías de la corrosión externa e interna.
Los requerimientos de cada edición son de cumplimiento mandatorio a partir de la fecha
de su publicación efectiva. Los suministros cuyo contrato original date de seis meses des-
pués de la fecha de publicación efectiva de una nueva edición o adenda estarán goberna-
dos por ella, aunque esto puede ser modificado por acuerdo entre partes.
Las dudas respecto de los requerimientos del código pueden dirigirse al Comité Específi-
co (ASME Committee B31) siguiendo los procedimientos establecidos. El Comité se ex-
pedirá formalmente emitiendo un documento denominado “Caso” o “Interpretación” del
Código.
1
En el contexto de este resumen y salvo que expresamente se indique lo contrario, la palabra código se
utiliza para designar a la norma ANSI-ASME B31.4.

Hoja 5 de 120
Los casos y las interpretaciones se incluyen dentro del cuerpo del Código, aunque no son
de cumplimiento obligatorio y están sujetos al acuerdo entre las partes.
Para criterios adicionales y guías puede recurrirse al ASME Boiler and Pressure Vessel
Code, Section II y Section VIII, División 1 y a la bibliografía complementaria aceptada
en la práctica profesional corriente.
Generalidades
Este Código es una sección de las varias secciones del Código ASME B31 para tuberías
de presión. Aplica específicamente a tuberías para el transporte de hidrocarburos, gas de
petróleo líquido, amoníaco anhidro, alcoholes y dióxido de carbono.
No se establecen requerimientos para condiciones anormales o poco usuales ni se pres-
criben todos los detalles de ingeniería y fabricación. Todos los trabajos incluidos dentro
del alcance de este Código deben cumplir con sus requerimientos explícitos e implícitos.
Se advierte al diseñador que el Código no es un manual de diseño y no debe dejarse de
lado la necesidad del juicio profesional de un ingeniero competente. Se espera la partici-
pación de un diseñador capaz de aplicar criterios de análisis más rigurosos para cubrir
situaciones anormales o poco usuales.
Alcance
El Código establece requerimientos para el diseño, materiales, construcción, ensamblado,
inspección y pruebas de tuberías de transporte de líquidos tales como: Petróleo crudo,
Gasolina natural, Gas natural líquido, Gas de petróleo licuado, Dióxido de carbono, Al-
cohol líquido, amoníaco anhidro líquido y productos líquidos del petróleo, entre las insta-
laciones de los productores, refinerías, estaciones, plantas de amoníaco y terminales (na-
vales, ferroviarias y terrestres); y otros puntos de entrega y recepción.
Se incluyen otras tuberías primarias y auxiliares según se describe en los Sub-párrafos
(a), (b) y (c) y los aspectos de la operación y el mantenimiento que afectan la seguridad
del público en general, personal de la compañía operadora, medio ambiente, etc.

Hoja 6 de 120

Hoja 7 de 120
Exclusiones.
No se incluyen determinados tipos de estructuras de soporte tales como marcos (pórti-
cos), edificios, fundaciones y los equipos que expresamente se detallan en este párrafo.
• Tuberías auxiliares de agua, aire, vapor, aceite lubricantes y combustibles, etc.
• Recipientes de presión, intercambiadores de calor, bombas, instrumentos, etc.
• Tuberías para presiones interiores:

Hoja 8 de 120
o Menores o iguales a 15 psig
o Mayores a 15 psig cuando la temperatura de diseño esta fuera del rango de
temperaturas -30 ºC a 120 ºC.
• Carcasas, tuberías o caños utilizados en conjuntos de perforación, separadores de
petróleo y gas, tanques de producción de petróleo crudo, tuberías conectando esas
facilidades, etc.
• Tuberías cubiertas por otras secciones del Código ASME B31.

Hoja 9 de 120
DISEÑO (Capítulo II)
Condiciones de diseño
Se establecen las presiones, temperaturas y otras acciones que deben considerarse en el
diseño de tuberías, incluyendo consideraciones ambientales y la influencia mecánica de
otras varias cargas.
Presión interna de diseño.
Debe ser igual o mayor a la máxima presión de operación en condiciones estacionarias o
menor que la presión mínima en ese punto, con la línea en condición de operación esta-
cionaria o estable.
La presión de operación estacionaria será la suma de la presión hidrostática más la pre-
sión necesaria para vencer las perdidas de carga más cualquier presión adicional que pu-
diera existir (“back-pressure”) bajo esas condiciones.
Temperatura de diseño
Es la temperatura de metal esperada durante la operación, para el punto bajo considera-
ción. No se requiere considerar las variaciones de resistencia con la temperatura para el
rango de aplicación del Código porque la resistencia del material prácticamente no varía.
Sin embargo, algunos de los materiales permitidos pueden no poseer propiedades apro-
piadas para el rango más bajo (falta de ductilidad).
Influencias ambientales
Deben tenerse en cuenta los posibles efectos de las diferencias de dilatación entre la tube-
ría y el producto.
Efectos dinámicos
• Impacto. Las fuerzas de impacto consecuencia de acciones internas o externas deben
incluirse en el análisis.
• Viento. Debe ser incluido actuando en la peor dirección para cada componente.
• Sismo. Idem anterior.
• Vibraciones. Serán tenidas en cuenta utilizando prácticas de ingeniería aceptables
[Párr. 401.5.4]. El calculo aproximado de las frecuencias naturales puede efectuarse
considerando que cada tramo de tubería se encuentra empotrado en los apoyos:
A
EI
L ρ
ϖ
2
1
73,4
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
= Frecuencia angular fundamental (rad/seg)
π
ϖ
2
1=f Frecuencia fundamental (Hz)

Hoja 10 de 120
En la formula de la frecuencia angular, el producto del denominador mide la masa por
unidad de longitud de la tubería, debiendo incluir el peso de tubo, el recubrimiento y
el contenido.
En el caso de conocerse la frecuencia de excitación de componentes mecánicos, una
primera verificación debe apuntar a separar suficientemente las frecuencias de excita-
ción y la frecuencia fundamental para evitar la resonancia del sistema.
Se recomienda que las tuberías tengan frecuencias fundamentales no menores de 30
Hz y que la diferencia entre cualquier frecuencia de excitación y la frecuencia funda-
mental no sea menor al 20%.
Las fuentes típicas de excitación de las tuberías son:
a) Primeras y segundas armónicas del equipamiento alternativo (compreso-
res) cercanos.
b) Primera armónica de equipamiento rotatorio cercano.
c) Primera armónica de compresores alternativos para tuberías expuestas a
las pulsaciones del compresor cuando se trata de compresores de simple
efecto y las dos primeras en los de doble efecto.
• Hundimientos. Deben considerarse en zonas propensas.
Existen métodos simplificados para evaluar las tensiones inducidas por el hundimien-
to del terreno o el cedimiento de los apoyos.
Sabiendo que el momento flector puede calcularse a partir de la curvatura (o más pre-
cisamente con el cambio de curvatura para componentes con curvatura inicial) a tra-
vés de la relación:
ρ
EI
M =
Asumiendo una forma de semionda senoidal,
L
x
senxv
π2
)( Δ= (L es la longitud total afectada)
Se puede calcular el radio de curvatura mínimo o el momento máximo. En este caso
resulta:
2
2
2
L
IE
M
Δ
=
π

Hoja 11 de 120
El cálculo de las tensiones longitudinales es inmediato a partir de la formula:
2
2
L
DEi
Z
Mi
SLE
Δ
==
π
El factor i es el Factor de Intensificación de tensiones que corresponda al tipo de ac-
cesorio que pudiera estar incluido en la sección central del tramo de tubería involu-
crado.
Esas tensiones deben combinarse con las tensiones longitudinales causadas por la
presión interior y con las circunferenciales para verificar los limites admisibles.
Estos cálculos son aproximaciones que proporcionan una idea sobre el orden de mag-
nitud de los esfuerzos. Cuando se requieran resultados más precisos, puede recurrirse
a técnicos de simulación numérica tales como el Método de los Elementos Finitos.
• Derrumbes.
En el caso de tuberías que atraviesan montañas o colinas, debe considerarse la estabi-
lidad del terreno como una cuestión critica. En muchos casos, aun las pendientes más
suaves suelen tener desplazamientos del orden de 1 a 10 mm por año.
Esto implica la necesidad de considerar este problema durante la etapa del diseño y el
monitoreo durante la operación de la tubería. Las técnicas de análisis disponibles son
materia de los especialistas en suelos, basándose generalmente en el modelo de falla
de Coulomb-Mohr.
( ) ϕμσττ tanlim wapl c −+=≤
c Cohesión del terreno
σ Tensión normal de compresión aplicada al terreno
wμ Presión en los poros del terreno
ϕ Angulo de fricción del material del terreno
• Olas y corrientes. El efecto de las olas (fenómeno de superficie) y de las corrientes
(fenómeno superficial y sub-superficial) deberá incluirse en el análisis para las tuberí-
as que cruzan cursos de agua.
Efectos gravitatorios
• Cargas vivas. Peso del fluido transportado, nieve adherida, etc.
• Cargas muertas o peso propio. Incluye el peso de la tubería y de todos los elementos
fijos a ella de un modo permanente o semi-permanente.

Hoja 12 de 120
Cargas de origen térmico.
Cargas originadas por las restricciones a la libre dilatación/contracción de la tubería, con-
secuencia de las variaciones en la temperatura de pared.
Movimientos relativos de los componentes conectados.
Desplazamientos impuestos por los equipos debidos a movimientos diferenciales induci-
dos por causa de la temperatura, sismo, viento, etc.
Criterio de diseño
Los requerimientos de diseño del código son adecuados para la seguridad pública y sus
previsiones aplican a las tuberías que atraviesan centros urbanos. Sin embargo, el inge-
niero de diseño deberá proveer protecciones razonables que eviten posibles daños a la
tubería, cuando puedan ocurrir situaciones inusuales en el cruce de ríos, carreteras o vías
férreas, terreno inestable, vibración, vandalismo, terrorismo, exposición por accidentes,
etc.
En el diseño de tuberías para transporte de dióxido de carbono debe considerarse la posi-
bilidad que se desarrollen bajas temperaturas debidas a la expansión y otros eventos con
similares consecuencias.
Condiciones de operación normal.
La máxima presión estacionaria de operación no debe superar la presión de diseño.
Condiciones anormales.
Deben analizarse los posibles aumentos de presión transitorios producidos por el cierre de
válvulas, puesta en marcha de bombas, etc. y proveer de sistemas de protección que im-
pidan que los picos de presión excedan en más del 10% el valor de la presión de diseño.
El golpe de ariete y la descarga de válvulas de alivio y seguridad son eventos que deben
analizarse para si pueden o no excederse estos límites. En ambos casos se trata de condi-
ciones no estacionarias en las que se producen sobre-presiones y esfuerzos que deben ser
cuantificados para determinar la necesidad de incorporarlos dentro de las cargas de dise-
ño ocasionales.
Tensión admisible básica.
El valor de la tensión admisible para tuberías nuevas o usadas, fabricadas con materiales
que conforman una especificación permitida es;
min0,72 yS E S=

Hoja 13 de 120

Hoja 14 de 120

Hoja 15 de 120
0,72 es un factor de diseño que se basa en el uso del espesor nominal y tiene en cuenta las
tolerancias de bajo espesor y defectos admitidos por el Código. E es la eficiencia de junta
de la tubería (Tabla 402.4.3).
Para el caso de tuberías nuevas o usadas, de materiales desconocidos o que conforman la
especificación ASTM A 120, se adoptará un valor de 24.000 psi (165 MPa) para la ten-
sión de fluencia mínima a utilizar.

Hoja 16 de 120
Para los tubos sometidos a trabajo en frío para satisfacer los límites de resistencia y que
hayan sido posteriormente calentados (procesos de fabricación, conformado, etc.) a 300
ºC o más, se considerará una tensión admisible del 75% del valor mínimo asignado.
Las tensiones admisibles para esfuerzos de corte de aplastamiento (“Bearing”) no exce-
derán del 45% y del 90% del valor de la fluencia del material respectivamente.
Límites para las tensiones calculadas debidas a cargas sostenidas y de expansión.
A los efectos de establecer los límites de tensión es necesario introducir las siguientes
definiciones que son comunes las tuberías comprendidas dentro de las normas AN-
SI/ASME B31 y las correspondientes a aplicaciones nucleares (ASME B&PVC Section
III).
Cargas sostenidas: Presión, peso propio y del contenido, nieve, etc. Son las cargas que
están presentes de modo permanente o semi-permanente.
Cargas ocasionales: Viento o sismo (no se consideran actuando en forma simultánea).
Estas cargas se caracterizan por actuar circunstancialmente.
Cargas de expansión: Cambios de temperatura. Estas cargas solo producen esfuerzos in-
ternos o tensiones en la medida en que existan restricciones parciales (elásticas) o com-
pletas (ausencia total o casi completa de desplazamientos).
Sobre la base de la clasificación anterior este Código establece los siguientes límites a las
tensiones calculadas.
• Tensiones circunferenciales debidas a la presión interna. No excederán el valor de la
tensión admisible básica S, salvo que se permita expresamente en otros párrafos.
• Tensiones debidas a la presión externa. Deben establecerse de acuerdo con los pro-
cedimientos del ASME B&PVC, Sección VIII, Div. 1 u otras reglas similares.
• Tensiones debidas a las cargas sostenidas. La suma de las tensiones longitudinales
por presión interior, peso y otras cargas sostenidas no excederá de 0,75 SA, siendo SA
= 0,72 Sy.
• Tensiones debidas a las cargas ocasionales. La suma de las tensiones longitudinales
debidas a la presión, peso y otras cargas sostenidas, cargas vivas y las cargas ocasio-
nales no excederá de 0,80 Sy.
• Tensiones producidas por las cargas de expansión. Se consideran dos tipos de tuberí-
as según el grado de restricción a los desplazamientos longitudinales:
o Tuberías restringidas. El esfuerzo neto de compresión debido a los cambios
de temperatura y a la presión interior se calculará mediante la ecuación:
( )2 1L HS E T T Sα ν= − −
Las tensiones equivalentes calculadas mediante la siguiente fórmula:
0,90eqv H L b yS S S S S= + + ≤

Hoja 17 de 120
o Tuberías no restringidas. Las tensiones en las partes de la tubería con liberta-
des parciales para deformarse longitudinalmente se calcularán mediante la si-
guiente fórmula:
( )
1
22 2
4 tE b AS S S S= + ≤
Las tensiones de flexión y torsión se calculan mediante las fórmulas:
( ) ( )
2 2
2
i i o o
b
t
t
i M i M
S
Z
M
S
Z
+
=
=
Mi, Mo: Momentos flectores en los dos planos normales
ii, io: Coeficientes de intensificación de tensiones correspondientes a cada plano (Fig.
419.6.4 (c))
Z: Módulo resistente de la sección.
• Tensiones durante la prueba. El código indica que las limitaciones indicadas ante-
riormente no son aplicables durante la prueba, sin establecer los límites a utilizar y
permitiendo excluir las tensiones debidas a cargas ocasionales. Se considera razona-
ble aplicar las limitaciones que para este estado de cargas establece la Sección VIII
del ASME B&PVC.
Tolerancias.
• Corrosión. No se requiere considerar sobre-espesores por corrosión cuando la tubería
este protegida mediante recubrimientos apropiados.
• Roscas y ranuras. Se incluyen en el factor A de las fórmulas para el cálculo de espe-
sores.
• Factores de eficiencia de soldadura. Los factores longitudinales o circunferenciales
que deben aplicarse a cada tipo de material y proceso de manufactura se incluyen en
la Tabla 402.4.3.
• Espesor de pared y defectos. Su consideración quedan automáticamente incluida a
través del factor A.
Propagación de fisuras en líneas de dióxido de carbono.
• Consideraciones de diseño. El ingeniero de diseño debe tener en cuenta su posibili-
dad de ocurrencia.
• Fractura frágil. Se debe considerar mediante la selección de materiales apropiados
para las temperaturas de diseño.
• Fractura dúctil. Debe minimizarse la posibilidad de ocurrencia mediante la selección
de materiales adecuados y – cuando sea posible – la provisión de “Crack arresters”.

Hoja 18 de 120

Hoja 19 de 120

Hoja 20 de 120
Diseño a presión de componentes de presión.
Tuberías rectas.
El espesor nominal se determina mediante la siguiente fórmula:
nt t A= +
El factor A sintetiza las tolerancias de bajo-espesor debidas a roscas, ranuras, defectos,
mermas por conformado, etc. La corrosión solo debe ser incluida cuando – estando ex-
presamente permitido por el Código – la tubería no posea recubrimientos protectores.
Fig. 1.a – Esquema para el análisis de las tensiones circunferenciales
Fig. 1.b – Esquema para el análisis de las tensiones longitudinales

Hoja 21 de 120
• Presión interior (Figs. 1.a y b).
2
iPD
t
S
=
• Presión exterior.
El Código no provee reglas formales para la verificación a presión exterior (o presión
interior de vacío) aunque requiere que posea resistencia apropiada y calidad de manu-
factura apropiadas frente a este tipo de solicitación. Pueden aplicarse las reglas de la
Sección VIII, Div. 1 o de otro código, norma o recomendación que encuadre dentro
de la filosofía general del Código.
Segmentos curvados.
A presión interior aplica la misma fórmula que para tuberías rectas, tal como se justifica a
partir de la observación de las Figs. 2.a y b, aunque deben utilizarse factores de correc-
ción para el caso de codos con radio de curvatura relativamente pequeño comparado con
el radio medio de la sección.
Fig. 2.a – Variación de la tensión circunferencial a lo largo de la sección transversal de un
codo.

Hoja 22 de 120
Fig. 2.b – Relación entre las tensiones circunferenciales en la parte interna, media y ex-
terna de un codo, en función de la relación entre el radio medio de curvado y el radio de
la tubería.
Los codos fabricados por soldadura deben cumplir los requerimientos de las normas
ASME B16.9, ASME B16.28 o MSS SP-752
.
Intersecciones.
• Tes y cruces estándar. Deben cumplir los requerimientos de ANSI o MSS.
• Tes y cruces soldadas. Deben cumplir los requerimientos de la norma ANSI B16.9 o
MSS SP-75.
• Salidas de cabezales con refuerzo integral. Las reglas provistas por el código solo
tienen en cuenta las tensiones que se desarrollan por causa de la presión. Las ten-
siones debidas a cargas exteriores deben analizarse por separado para garantizar la
seguridad del componente. En los casos en que resulte aplicable, pueden aplicarse los
boletines WRC 107, WRC 2973
o la BS 55004
y donde estos no puedan utilizarse por
las limitaciones en sus alcances, debe recurrirse a métodos numéricos en el contexto
2
Manufacturers Standardization Society.
3
Welding Research Council.
4
British Standard.

Hoja 23 de 120
del diseño basado en el análisis de tensiones (Sección III y Sección VIII, Div. 2 del
ASME B&PVC).
Las reglas de párrafo 404.3 (b) (Fig. 3) solo aplican a conexiones con salida a 90º
respecto del eje del cabezal y que no posean material adicional de refuerzo.
Fig. 3 – Figura de análisis para la verificación de cabezales con refuerzo integral.

Hoja 24 de 120
La notación y definiciones aplicables pueden encontrarse en el Sub-párrafo 404.3.1
(b) (4) del Código. Solo digamos que la altura de la zona de refuerzo se define como:
00,7L d T=
El área de refuerzo requerida es:
( )
1,00 0,60
20,6 0,60 0,15
3
0,15 0,15
h oA K t D
dK para
D
d dK para
DD
dK para
D
=
= >
= + ≥ >
= ≤
El área disponible para refuerzo es la suma de las áreas A1, A2 y A3, mostradas en la
Fig. 3 y definidas en el Sub-párrafo 404.3.1 (b) (6) del Código.
( )
( )
( )boo
bb
hho
tTrA
tTLA
tTDA
−=
−=
−=
2
2
3
2
1
El fabricante será responsable de establecer y marcar la presión y temperaturas de
diseño “Establecidas bajo los requerimientos de la norma ASME B31.4” e incluir
su nombre y marca comercial.
• Tes construidas mediante soldadura.
La reglas de refuerzo para este tipo de solución constructiva se establecen en el párra-
fo 404.3.1 (c) y dependen de la relación entre el diámetro del cabezal y de la deriva-
ción y del nivel de esfuerzos sobre el cabezal. La Tabla 404.3.1 (c) remite a los párra-
fos aplicables que corresponden a cada caso.
Los números entre paréntesis que corresponden a la relación Diámetro de la deriva-
ción/ Diámetro de la cañería y al nivel de tensión circunferencial de diseño, indican el

Hoja 25 de 120
párrafo del Código en el que se establecen los requisitos que deben cumplir los re-
fuerzos.
Fig. 4 – detalles de refuerzos perimetrales completos.

Hoja 26 de 120
Fig. 5 – Detalles de diseño para refuerzos parciales tipo “poncho”.

Hoja 27 de 120
En la Fig. 6 pueden verse los criterios y fórmulas para determinar la necesidad de re-
forzar la abertura y – en tal caso – la cantidad de material a incorporar. Los materiales
agregados deben poseer igual o mayor resistencia que el material base pero, si esto no
se cumple, puede compensarse la menor resistencia incrementando el área de material
a agregar en la misma proporción en que disminuye la resistencia.
Fig. 6 – Refuerzo en conexiones soldadas.
Cuando sea necesario, deberán agregarse agujeros de venteo para permitir el venteo
de aire o gases durante las operaciones de soldadura y para detectar eventuales pérdi-
das durante la prueba hidráulica. Estos agujeros serán sellados antes de la puesta en
servicio de la tubería, acondicionando la superficie según corresponda a la superficie
externa de la tubería.
El uso de costillas o refuerzos diferentes de los indicados en las Figs. 4 a 6 solo será
tenido en cuenta para sus propósitos específicos. No se considerará ningún aporte
como material de refuerzo de la abertura.

Hoja 28 de 120
Las conexiones de 2” o menos que satisfacen los requerimientos de la Tabla
404.3.1(c) (Caso 3), no requieren refuerzo, aunque debe prestarse atención a posibles
daños por vibraciones. Los detalles de diseño aplicables a tales casos se muestran en
la Fig. 7.
Fig. 7 – Detalles permitidos para conexiones de 2” o menos o conexiones que no re-
quieren refuerzo, que no estén ubicadas en cabezales.
Independientemente del caso que corresponda según la Tabla 404.3.1 (c), cuando la
extensión del refuerzo vaya más allá de la mitad de la circunferencia del cabezal, se
utilizará un refuerzo de abrace completo.
Cuando el espesor del material de refuerzo sea mayor que el del cabezal, se chaflana-
rán los bordes, reduciendo el mayor espesor al valor correspondiente al del cabezal
para evitar zonas “duras”.
Cuando las derivaciones no sean a 90º, se deberá compensar la debilitación adicional
de un modo conveniente. Si bien no se proveen reglas específicas para tener en cuenta
esta situación, pueden utilizarse los criterios y reglas de otras secciones de las normas
ANSI/ASME B31, el ASME B&PVC Section VIII, Div. 1 o recurrir a modelos nu-
méricos (Elementos Finitos) en el contexto del diseño basado en el análisis detallado
de tensiones (ASME B&PVC Section III o Section VIII, Div. 2, Appendix 4).

Hoja 29 de 120
• Refuerzo de aberturas múltiples.
Se calculará el refuerzo requerido por cada conexión siguiendo los procedimientos
indicados en los párrafos anteriores, instalándose un solo refuerzo cuya área sea la
suma de las áreas requeridas por cada conexión del grupo.
La distancia mínima entre centros de dos conexiones contiguas preferentemente será
de 1,50 veces el diámetro promedio de ambas y el área de refuerzo se instalará de
modo que no menos del 50% de la misma se ubique entre ellas.
Cuando la distancia entre dos conexiones contiguas sea menor de 1,33 veces el pro-
medio de sus diámetros, no se considerará el aporte del material comprendido entre
ambas.
Cualquier número de conexiones próximas podrá ser tratado como una sola conexión
cuyo diámetro sea el de la circunferencia que las circunscribe a todas.
Diseño a presión de bridas.
Los componentes que satisfacen los estándares de la Tabla 426.1, podrán utilizarse para
los rangos de presión y temperatura establecidos en las normas aplicables.
Las bridas que no estén incluidas en los estándares anteriores podrán utilizarse sujetos al
cumplimiento de los requerimientos de las Secciones II5
y VIII, Div. 16
del ASME
B&PVC. Una descripción del procedimiento de cálculo se incluye en el Apéndice V.
Las bridas “Slip on” podrán utilizarse siempre que su espesor se incremente de modo de
proporcionar la misma resistencia que las bridas “Slip on” con cubo de la norma ASME
B16.5.
Reducciones o transiciones.
Los reductores estándar fabricados de acuerdo con las normas ASME B16.5, ASME
B16.9 o MSS SP 75, podrán utilizarse para los rangos de presión y temperatura permiti-
dos por los estándares respectivos.
Cuando el reductor posea contornos suaves, este fabricado con el mismo material y espe-
sor que la tubería, podrá utilizarse para el mismo rango de presión y temperatura de la
cañería. Las soldaduras del reductor deberán ser inspeccionadas radiográficamente o por
otra técnica aceptable de END, con excepción del examen visual.
5
Requerimientos de materiales permitidos.
6
El Apéndice 2 contiene reglas específicas para las bridas abulonadas.

Hoja 30 de 120
Otros componentes sometidos a presión.
Los componentes sometidos a presión para los que no se proveen fórmulas expresas po-
drán calcularse por similitud o bien aplicar reglas basadas en criterios y filosofías compa-
tibles con las del Código, sustanciando el diseño mediante:
• Pruebas (ensayos) que satisfagan los requerimientos del ASME B&PVC, Section
VIII, Div. 1, Párr. UG-101.
• Análisis experimental de tensiones tales como los que se describen en el ASME
B&PVC, Section VIII, Div. 2, Appendix 6.

Hoja 31 de 120
• Cálculos de ingeniería. En general y teniendo en cuenta la disponibilidad de progra-
mas de cálculo por E. F., actualmente se tiende a efectuar el análisis mediante estas
técnicas que resultan mucho menos onerosas que cualquiera de las anteriores (Fig. 8).
Fig. 8 – Ejemplos de estudios efectuados utilizando el M. E. F.

Hoja 32 de 120
Limitaciones de diseño aplicables a la selección de componentes de tuberías.
Tubos metálicos.
Pueden utilizarse los materiales nuevos que se listan en la Tabla 423.1 – Material Stan-
dards, sujetos a los requisitos de prueba y ensayos establecidos en los párrafos 437.1.4,
437.4.1 y 437.4.3.
También pueden emplearse tubos usados de las mismas especificaciones de material,
dando cumplimiento a los requisitos de prueba y ensayo de los párrafos 437.4.1, 437.6.1,
437.6.3 y 437.6.4.
Los tubos de especificación desconocida o que conformen la especificación ASTM A 120
deberán estar encuadrados en las reglas del párrafo 405.2.1 (c).
Accesorios, Codos, Curvas e Intersecciones.
Pueden utilizarse los accesorios estandarizados que conforman los requerimientos de las
normas ASME B16.5, B16.9, B16.28 o MSS SP 75.
Los codos pueden fabricarse mediante el curvado de tubos rectos, cumpliendo ciertos re-
querimientos dimensionales (Fig. 9).
Fig. 9 – Limitaciones al curvado de tubos para la fabricación de codos.
Cuando el espesor de pared sea demasiado delgado, puede ser necesario el empleo de un
mandril que prevenga la ovalización excesiva o la formación de arrugas.
En sistemas que operan a tensiones circunferenciales mayores del 20% de la fluen-
cia mínima especificada, los codos en gajos (“Mittered”) están expresamente prohi-
bidos.
En sistemas operando a tensiones circunferenciales que no superen el 20% de la tensión
de fluencia mínima, los codos en gajos podrán utilizarse pero la distancia entre cordones
de soldadura en la zona interna (“Crotch”) deberá ser mayor que el diámetro nominal del
tubo.

Hoja 33 de 120
En sistemas operando a tensiones circunferenciales que no superan el 10% de la tensión
de fluencia mínima especificada, el ángulo entre ejes de gajos consecutivos podría super-
ar de 12,5º.
Los cambios de dirección de hasta 3º no se considerarán como codos en gajos.
Los codos corrugados no están permitidos.
Tapas y cerramientos.
Las tapas con cierres rápidos deberán estar provistas con dispositivos de traba de seguri-
dad que conformen los requerimientos del ASME B&PVC, Section VIII, Div. 1, Párrafo
UG-35(b) o apéndice 1.
Cabezales de cierre.
Los cabezales deberán satisfacer las reglas de diseño del ASME B&PVC, Section VIII,
Div. 1, debiendo satisfacer los límites de tensión de este Código. Cuando existan cordo-
nes de soldadura, serán radiografiados al 100%, siendo aplicable por lo tanto un valor
unitario para la eficiencia de junta.
Para cabezales semi-esféricos, las formulas que se aplican son:
• Esferas de paredes delgadas.
pSE
pR
t o
4,0+
= Calculo del espesor
tR
SEt
p
o 8,0
2
−
= Calculo de la presión
• Esferas de paredes gruesas.
⎟
⎟
⎠
⎞
⎜
⎜
⎝
⎛ −
=⎟
⎠
⎞⎜
⎝
⎛ −=
3
1
3
1
3
1 1
1
Y
Y
RYRt
( )
pSE
pSE
Y
−
+
=
2
2
Calculo del espesor
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
+
−
=
2
1
2
Y
Y
SEp
3
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛ +
=
R
tR
Y Calculo del espesor

Hoja 34 de 120
• Cabezales elípticos.
pSE
pKD
t
2,02 −
tKD
SEt
p
2,0
2
+
⎥
⎥
⎦
⎤
⎢
⎢
⎣
⎡
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
+=
2
2
2
6
1
h
D
K
• Cabezales toriesféricos.
pSE
pLM
t
2,02 −
tLM
SEt
p
2,0
2
+
⎥
⎦
⎤
⎢
⎣
⎡
+=
r
L
M 3
4
1
Válvulas.
Los cuerpos de válvulas de fundición de hierro pueden utilizarse para tuberías cuya pre-
sión de diseño no exceda de 250 psi (17 bar).
Bridas, Sellos y Bulones.
Se permite el empleo de componentes que satisfagan los requerimientos de las normas
ASME B16.5 o MSS SP-44. Las bridas de fundición de hierro están expresamente
prohibidas, excepto en los casos en que formen parte integral de válvulas, recipien-
tes de presión y otro equipamiento de marca al que están incorporadas.
Los materiales para los sellos deberán seleccionarse de modo que no produzcan daños,
alteren las propiedades o degraden el líquido transportado. Los sellos metálicos de anillo
no se utilizarán en bridas de la serie ANSI 150 o más livianas.
Los sellos que contengan asbestos podrán ser utilizados en la medida en que conformen
los requerimientos de la norma ASME B16.5.
Cuando se utilicen bridas de las series ANSI 125 o 150, solo podrán emplearse bulones
ASTM A 193 tratados térmicamente con sellos de cara completa (“Full face gaskets”).
De otro modo deberán emplearse bulones del tipo ASTM A 307.

Hoja 35 de 120
Pueden utilizarse bridas de dimensiones mayores a las incluidas en las especificaciones
aceptadas por el Código, verificando que sus dimensiones satisfacen los requerimientos
de resistencia y que los materiales son aceptables.
También pueden utilizarse bridas de sección rectangular, siempre que sus dimensiones
sean verificadas para las condiciones de diseño establecidas.
Las caras de las bridas deben satisfacer el estándar ASME B16.5 o la MSS SP-6, aunque
pueden utilizarse caras especiales con tal que puedan superar las mismas exigencias de
prueba y ensayo de esas normas.
Pueden utilizarse sellos de características especiales con tal que se demuestre que son
apropiados para las condiciones de operación a las que estarán sometidos y que sean
compatibles con los fluidos transportados.
Componentes usados.
Los componentes usados deben ser limpiados y examinados para asegurar que están en
buenas condiciones para el servicio que deben prestar y libres de defectos no permitidos.
En los casos en los que el material no pueda identificarse adecuadamente se restringirá su
empleo a presiones de diseño basadas en una tensión de fluencia de 24.000 psi (165 MPa)
o menos.
Limitaciones en las uniones en tuberías.
Soldadura de bisel.
Deben satisfacer los requerimientos del Capítulo V del Código.
Uniones mediante bridas.
Deben satisfacer los requerimientos del párrafo 408 (Ver más arriba).
Uniones roscadas.
Pueden utilizarse sujetas a casos en que la pared de la tubería sea de espesor estándar o
superior (ASME B36.10).
Todas las roscas externas serán ahusadas (cónicas) de acuerdo con la norma API 5B o
NPT según ASME B1.20.1. Lo mismo aplica a las roscas interiores, para diámetros supe-
riores a NPS 2 con presiones que no excedan de 150 psi (10 bar), para las que pueden uti-
lizarse roscas rectas.
Manguitos, cuplas y otras uniones patentadas. Deben satisfacer los requisitos de la norma
API 6D. Otros tipos pueden utilizarse si se han calificado mediante pruebas de presión
efectuadas sobre un prototipo, bajo condiciones ambientales similares a las de servicio
del componente (vibraciones, fatiga, etc.).

Hoja 36 de 120
Expansión, flexibilidad, soportes y restricciones.
Este Código se aplica a tuberías enterradas y aéreas, requiriéndose cálculos estructurales
cuando existan dudas razonables sobre la flexibilidad del sistema. Esta cuestión puede ser
particularmente crítica en el caso de tuberías enterradas (muy restringidas en su libertad
de desplazamiento) cuando se encuentran sometidas a cambios de temperatura en el flui-
do transportado.
Estos cambios de temperatura también pueden causar diferencias en la expansión volu-
métrica entre el fluido y la tubería que lo contiene, produciendo incrementos en la presión
que pueden ser suficientemente importantes como para tenerlos en cuenta en el diseño de
la tubería y en la selección del “Rating” de los componentes estándar.
En los casos en que existan restricciones a la libre expansión (intencionales o consecuen-
cia del tipo de tubería), puede ser necesario verificar la estabilidad (pandeo) de la tubería
bajo las cargas de compresión a las que puede quedar sometida.
En los casos en que los cambios de temperatura produzcan tensiones inadmisibles sobre
la tubería o cargas excesivas sobre los soportes, puede aumentarse la flexibilidad median-
te las siguientes medidas correctivas:
• Modificar el trazado incluyendo lazos, codos o “liras”.
• Incluir juntas de expansión.
• Incluir acoplamientos deslizantes.
Las ventajas e inconvenientes de cada solución (aplicadas en forma concurrente o indivi-
dual) debe ser analizada para cada caso particular. Las liras u omegas son las soluciones
más comunes y – generalmente – las más económicas y seguras.
Los fuelles son más delicados y los manguitos deslizantes requieren mayores acciones de
control debido a la posibilidad de pérdidas. Ambos modifican el comportamiento de la
tubería en los tramos afectados, que se pasan a trabajar en compresión y transfieren es-
fuerzos que pueden ser elevados a los soportes y al equipamiento cuando no se toman
acciones convenientes.
Por esas razones, el uso de fuelles y manguitos deslizantes en general se limita a tuberías
interiores de las plantas, accesibles de modo permanente a la inspección, control y even-
tual mantenimiento.
Existe una gran variedad de diseños de juntas de expansión para atender a los diferentes
requerimientos de diseño (movimientos permitidos) y operativos (materiales y revesti-
mientos resistentes al entorno.

Hoja 37 de 120
Análisis.
El análisis puede efectuarse mediante métodos simplificados manuales, métodos exactos
manuales o utilizando programas utilitarios específicamente desarrollados para este tipo
de verificaciones.

Hoja 38 de 120
Casi todos estos programas incluyen bases de datos de los componentes estándar con las
propiedades y características necesarias para su análisis, de propiedades de los materiales
permitidos y además de determinar los esfuerzos, efectúan la mayoría de las verificacio-
nes requeridos por los distintos códigos aplicables a la construcción de tuberías (No solo
los ASME B31 y ASME B&PVC Section III).
El efecto de las restricciones, incluyendo la fricción debe ser tenido en cuenta para un
cálculo suficientemente exacto de las tensiones que, por otra parte, deben estar calculadas
utilizando los factores de intensificación de tensiones correspondientes a cada componen-
te (Fig. 419.6.4 (c)).
Independientemente del hecho que la tubería pueda estar precargada, el cálculo de ten-
siones debe efectuarse para el rango total de temperaturas (máxima – mínima) que se es-
pera durante el servicio.
Cargas sobre los soportes.
A partir del análisis estructural – manual o por computadora – se pueden determinar las
cargas sobre los soportes, los que deberán seleccionarse o diseñarse de modo de poder
resistir esos esfuerzos.
Los soportes estándar fijos, elásticos o de carga constante, deben seleccionarse de modo
de satisfacer los requerimientos y especificaciones establecidos por los fabricantes, utili-
zando los métodos que ellos mismos proporcionan en sus catálogos técnicos.
Otros soportes tales como pórticos o parrales metálicos o de concreto, deberán diseñarse
utilizando las normas específicas que resulten aplicables (Manual of Steel Construction,
AISC7
, ASCE, ACI, etc.).
En algunas ocasiones es necesario incluir amortiguadores para absorber vibraciones que
no pueden ser eliminadas mediante cambios en la posición, tipo o cantidad de soportes.
Cuando la tubería se diseña para tensiones próximas a los valores admisibles, debe pres-
tarse particular atención al modo en que se la vincula con los soportes, para evitar que los
esfuerzos localizados que se producen en las áreas de contacto excedan los valores admi-
sibles para ese tipo de esfuerzos.
Cuando sea necesario, deben incluirse chapas de refuerzo que abracen todo el perímetro
del tubo en esa zona o utilizar soportes que transfieran la carga a la tubería a través de
anillos, cunas, etc.
7
American Institute of Steel Construction.

Hoja 39 de 120
También debe prestarse atención a las tensiones que pueden tener lugar debido al efecto
de aleta de las chapas o elementos vinculados a la tubería. Estas tensiones tienen lugar
debido a los gradientes de temperatura inducidos por la presencia de superficies disipado-
ras del calor adicionales.
Las especificaciones MSS SP-58 y MSS SP-69 son aplicables en la selección y diseño de
soportes de tuberías.
En las figuras siguientes se muestran distintos tipos de soportes utilizados habitualmente
en las tuberías aéreas.

Hoja 40 de 120

Hoja 41 de 120

Hoja 42 de 120

Hoja 43 de 120
MATERIALES (CAPÍTULO III)
Materiales y especificaciones aplicables.
Los materiales a utilizar responderán a una de las especificaciones incluidas en la Tabla
423.1. Para los materiales que no conforman una de las especificaciones de la citada ta-
bla, deberá requerirse la aprobación del Comité Técnico ASME B31 antes de su empleo.
El Código establece cuales especificaciones de materiales pueden ser utilizadas y el modo
de proceder en caso de un material que responda a una especificación no autorizada pero
no proporciona reglas o guías para la selección del material más apropiado para una de-
terminada aplicación.
Se establece la necesidad de tener en cuenta la temperatura de operación y la agresividad
del entorno operativo (externo e interno). En el primer caso apela al juicio profesional del
diseñador y en el segundo caso remite al “Corrosion Data Survey” de la National Asso-
ciation of Corrosion Engineers (NACE).
Una publicación particularmente útil para el caso de Tuberías en medios agresivos es el
Estándar NACE MR0175 – Standard Material Requirements. Sulfide Stress Cracking Re-
sistant Metallic Materials for Oilfield Equipment.
La fundición de hierro, fundición maleable y el hierro no se pueden utilizar en compo-
nentes sometidos a presión.
Materiales para tuberías de transporte de amoníaco anhidro.
Solamente los aceros que conforman las especificaciones del Apéndice A del Código
pueden utilizarse con este tipo de fluido. Las costuras longitudinales o espirales de los
tubos deben ser normalizadas, del mismo modo que los accesorios conformados en
frío.
El uso de cobre, zinc o aleaciones de esos metales esta prohibido en componentes
sometidos a presión en tuberías de transporte de amoníaco anhidro.
Materiales para tuberías de transporte de dióxido de carbono.
Los materiales para expansión de dióxido de carbono deben conformar las especificacio-
nes ASTM A 333 y ASTM A 420.

Hoja 44 de 120

Hoja 45 de 120
REQUERIMIENTOS DIMENSIONALES (CAPÍTULO IV)
Las normas que definen los requerimientos dimensionales aplicables a los componentes
estándar de tuberías se listan en la Tabla 426.1.

Hoja 46 de 120
CONSTRUCCIÓN, SOLDADURA Y ENSAMBLADO (CAPÍTULO V)
Generalidades.
Las construcciones nuevas y los reemplazos de instalaciones existentes deberán confor-
mar los requerimientos de este capítulo.
Cuando se requieran procedimientos escritos, estos poseerán suficientes detalles como
para asegurar el cumplimiento de los requerimientos del Código. Tales especificaciones
contendrán detalles sobre el manipuleo de los tubos, equipamiento, materiales, soldaduras
y todos los factores que intervienen en la fabricación y que contribuyen a la calidad y se-
guridad.
Aunque no se establezca expresamente, todos los materiales y la calidad de la mano de
obra debe satisfacer las reglas del arte para alcanzar los estándares de seguridad requeri-
dos.
Inspección.
La compañía operadora de la instalación deberá desarrollar las actividades de inspección
necesarias en la tubería e instalaciones relacionadas, utilizando inspectores calificados
para asegurar el cumplimiento de las especificaciones aplicables.
La calificación de los inspectores y del personal afectado deberá satisfacer los requeri-
mientos establecidos en el párrafo 436 (Inspección y Pruebas, Capítulo VI).
Las reparaciones requeridas por las construcciones nuevas deberán conformar los requisi-
tos de los párrafos 434.5, 434.8 y 461.1.2.

Hoja 47 de 120
Derechos de paso.
Ubicación.
La ubicación y el trazado para el tendido de la cañería será seleccionado de modo de dis-
minuir los riesgos ocasionados por futuras urbanizaciones poblacionales o industriales.
Requerimientos constructivos.
La seguridad pública y la minimización de los inconvenientes a los propietarios de las
tierras afectadas serán priorizados.

Hoja 48 de 120
• Las voladuras deberán efectuarse de conformidad con los requerimientos de las leyes,
regulaciones y disposiciones vigentes para cada sitio afectado. El personal involucra-
do deberá ser competente y calificado para las tareas asignadas.
• Se diseñarán las actividades de modo de minimizar los daños a la tierra, medio am-
biente, restableciendo las condiciones anteriores a los trabajos de construcción.
• Cuando deban efectuarse cruces de ferrocarriles, carreteras, etc., deberán observarse
todas las precauciones posibles tales como señalización, barreras, protecciones, etc.
La ruta de tendido deberá ser explorada y marcada, manteniendo dichas marcas durante
todo el proceso de construcción.
Manipuleo, transporte y almacenamiento de materiales.
Deberán tomarse las precauciones necesarias para evitar daños a las tuberías y a los recu-
brimientos protectores. Cuando sea aplicable, podrán utilizarse las recomendaciones de la
Práctica Recomendada API RP 5L1.
Daños a los elementos fabricados y a la tubería.
Los componentes fabricados tales como trampas de rascadores, múltiples, cámaras, etc.
Serán inspeccionados antes de su montaje en la línea principal. Todo defecto que se de-
tecte será reparado de acuerdo con las especificaciones aplicables para su manufactura.
Las tuberías se inspeccionarán antes de aplicarles el revestimiento protector y antes de su
montaje en la línea principal. Distorsiones, abolladuras, dentaduras, aplanamientos, ranu-
ras o marcas deberán repararse, eliminarse según sea requerido.
Los defectos pueden ser reparados mediante procedimientos de soldadura que conformen
los requerimientos de la norma API 5L o removidos mediante amolado, siempre que el
espesor remanente sea mayor que el mínimo permitido por la especificación.
Cuando no puedan cumplirse las condiciones anteriores, la parte dañada será removida
como un cilindro completo. Los parches no están permitidos en tuberías que están
diseñadas para trabajar a tensiones circunferenciales mayores al 20% de la tensión
de fluencia mínima.
Las ranuras y delaminaciones no serán reparadas así como las partes distorsionadas
o aplanadas.
Las depresiones que contengan concentradores de tensiones tales como ralladuras, ranu-
ras, etc., deben ser removidas y restauradas.
Las depresiones de una profundidad mayor a 6 mm en tuberías de diámetro menor
de 4” o el 6% del diámetro para los tamaños mayores no están permitidas en tube-
rías diseñadas para operar a tensiones circunferenciales superiores al 20% de la
tensión de fluencia mínima especificada.

Hoja 49 de 120
Zanjas o trincheras.
La profundidad de las trincheras deberá ser apropiada para cada zona del tendido. Los
valores mínimos de la tapada se indican en la Tabla 434.6 (a) y cuando esos valores no
puedan satisfacerse, se deberán proveer de protecciones adecuadas para evitar esfuerzos
excesivos sobre la tubería.
La Práctica Recomendada API RP 1102 – Steel Pipelines Crossing Railroads and High-
ways proporciona métodos para el cálculo de los esfuerzos inducidos por las ruedas de
trenes y camiones a través de la tapada y criterios para establecer valores admisibles ante
la falla estática y a la fatiga.
Deben tomarse precauciones y prevenciones para evitar que estructuras enterradas se en-
cuentren a distancias menores de 30 cm de la pared de la tubería o componente de la ins-
talación.
Curvas fabricadas por conformado de tubos.
Cuando las curvas requieran calentar tubos que hubieran sido trabajados en frío para sa-
tisfacer criterios de resistencia, se adoptará el menor valor de tensión de fluencia para el
cálculo del espesor requerido.
Las curvas deberán efectuarse con los debidos cuidados para preservar la forma de la sec-
ción transversal de la tubería. Deberá verificarse que no existan abolladuras, fisuras u
otras evidencias de daño mecánico.
El diámetro de la tubería no podrá reducirse en ningún punto por debajo del 2,5% de su
valor nominal y una vez completada la operación de conformado deberá verificarse que
el “chancho” de control pasa libremente.

Hoja 50 de 120
Preferentemente se dejarán tramos rectos tangentes a la curva de aproximadamente 2 m
de longitud en cada extremo de codos conformados en frío.
Codos en gajos (“Mittered”).
Las uniones de los gajos serán de penetración total.
Soldadura.
Alcance.
Los requerimientos del Código se refieren a las soldaduras de arco y gas que se efectúan
a las tuberías, accesorios, conexiones con aparatos y equipos, etc. Están excluidas las sol-
daduras longitudinales o espirales que se efectúan durante la fabricación del tubo, acceso-
rios, válvulas y recipientes de presión.
Los términos y definiciones se corresponden o adhieren a las normas específicas de apli-
cación, ANSI/AWS A3.0 y API 1104.
Prácticas seguras.
Antes de efectuar tareas de corte y soldadura, deberán tomarse todas las precauciones y
cuidados necesarios por la posible presencia de elementos inflamables o explosivos.
Procedimientos de soldadura y materiales de aporte.
Antes de efectuar cualquier soldadura por cualquiera de los métodos permitidos (SMAW,
SAW, GMAW, etc.) bajo los requerimientos del Código, deberán prepararse y calificarse
los procedimientos de soldadura correspondientes. Los materiales de aporte deberán
cumplir con los requerimientos de la norma API 1104.
Calificación de procedimientos.
Todos los procedimientos de soldadura y los operadores de soldadura (soldadores) debe-
rán calificarse de acuerdo con los requerimientos de la norma API 1104 o la Sección IX
del ASME B&PVC, según sea aplicable para el proceso bajo consideración.
Los procedimientos de soldadura deberán especificar las temperaturas de precalentamien-
to, temperatura entre pasadas y el ciclo del tratamiento térmico post-soldadura, cuando
los materiales, consumibles de soldadura, restricciones mecánicas (Embridamiento) o las
condiciones meteorológicas lo requieran.
Las secciones correspondientes de la API 1104 y de la Sección IX del ASME B&PVC,
establecen cuales son variables esenciales del proceso y de los soldadores. Las reglas de
esas secciones deben ser cumplidas con la excepción que – para los propósitos del ASME
B31.4 – todos los aceros al carbono que no excedan de 0,32% de C y un carbono equiva-
lente (C + ¼ Mn) menor de 0,65% son considerados materiales P1 (Requerimiento Eli-
minado en edición 2002 del Código). Todos los aceros aleados que tengan características
de soldabilidad demostrables y similares a las de esos aceros serán soldados, precalenta-
dos y postratados como esos aceros al C.

Hoja 51 de 120
Otras aleaciones de acero serán soldadas, precalentadas y postratadas de acuerdo con los
requerimientos de la Sección VIII, Div. 1 del ASME B&PVC, a menos que pueda de-
mostrarse mediante la calificación del procedimiento y las mediciones de dureza (NACE
MR-01-75) que el precalentamiento, poscalentamiento o ambos son innecesarios.
Los operadores de soldadura deberán ser recalificados cuando hayan permanecido
inactivos por un período de seis meses o mayor.
Registros de calificación de procesos y operadores.
Los procesos y pruebas de calificación de procesos y de operadores serán registrados (es-
critos). Incluirán todos los detalles y observaciones que sean pertinentes, la fecha y los
resultados de las pruebas, debiendo permanecer en archivos durante todo el proceso de
construcción y (al menos) durante los 6 (seis) meses posteriores a su finalización.
Calidad de las soldaduras.
• Métodos de Inspección. La calidad de las soldaduras deberá establecerse mediante
END o mediante la extracción de muestras de soldaduras terminadas – a criterio y se-
lección del inspector – para ensayos destructivos.
Los END consistirán de exámenes radiográficos u otros métodos apropiados que
permitan obtener indicaciones de la presencia de defectos que puedan ser interpreta-
das precisamente y evaluadas.
Cuando se utilice el examen radiográfico, deberá satisfacer los requerimientos de la
norma API 1104.
Para considerar aceptable una muestra o espécimen de un cordón de soldadura extraí-
do para exámenes destructivos, deberán satisfacerse los requerimientos de la norma
API 1104 para la calificación de soldadores mediante ensayos destructivos. No se uti-
lizarán los métodos de ensayo mediante trepanación.
Cuando la tubería haya sido diseñada para trabajar a una tensión circunferencial supe-
rior al 20% de la tensión de fluencia mínima, un mínimo del 10% de las costuras
efectuadas durante el día, seleccionadas al azar por la compañía operadora, serán ins-
peccionadas.
La inspección se efectuará mediante examen radiográfico u otra técnica de END ade-
cuada, con excepción expresa del examen visual. Cada cordón de soldadura será
inspeccionado en su circunferencia completa.
• Criterios de aceptación. Los criterios de aceptación por falta de fusión o penetración
incompleta, quemaduras, inclusiones de escoria, porosidad o bolsas de gas, fisuras,

Hoja 52 de 120
discontinuidades acumuladas y socavaduras son los establecidos en la Norma API
1104 – Standards of Acceptability. Non Destructive Testing.
Tipos de soldaduras, diseños de junta y accesorios de transición.
Los diseños de junta permitidos se muestran en las figuras siguientes.

Hoja 53 de 120

Hoja 54 de 120
Las soldaduras de retención, posicionamiento, punteo, etc., deberán ser realizadas por
soldadores calificados.
Remoción y reparación de defectos.
• Quemado por arco. Este tipo de defecto es causa de concentración de tensiones que
pueden conducir a la iniciación de fisuras u otros daños debidos al daño metalúrgico.
Por lo tanto, este debe ser removido mediante amolado, en la medida en que el espe-
sor remanente no quede por debajo de los valores mínimos requeridos por la especifi-
cación del material.
Después de remover el defecto, se debe remojar la zona con una solución de polisul-
fato de amoníaco al 20%. Cualquier mancha ennegrecida indicará la presencia de zo-
nas alteradas metalográficamente que requieren de tareas de remoción adicionales.
En caso que el espesor remanente sea inferior al mínimo permitido, se procederá al
reemplazo de la zona afectada mediante la sustitución del tramo cilíndrico completo.

Hoja 55 de 120
• Defectos de soldadura. La autorización para reparar defectos y los ensayos y pruebas
posteriores conformarán los estándares de aceptabilidad de la API 1104.
Precalentamiento y temperatura entre pasadas.
Los aceros al carbono con un contenido de más de 0,32% de C y más de 0,65% de carbo-
no equivalente (C + ¼ Mn) deberán ser precalentados, debiendo controlar la temperatura
entre pasadas mediante el empleo de lápices, pirómetros o termocuplas (Eliminado en
edición 2002 del Código).
Alivio de tensiones.
Los cordones de soldadura serán sometidos a tratamiento de alivio de tensiones cuando la
garganta efectiva de la soldadura (Fig. 438.6(a)-(2)) exceda de 1¼”, excepto que a través

Hoja 56 de 120
de las pruebas de calificación del procedimiento pueda demostrarse que ello no resulta
necesario.
Los cordones de soldadura con tamaños de garganta comprendidos entre 1¼” y 1½” in-
clusive, podrán exceptuarse del alivio de tensiones cuando sean precalentados a 200 º F
(93 ºC).
Pese a lo anterior, el tratamiento de alivio de tensiones puede ser necesario para es-
pesores menores a los indicados cuando el material base, el de aporte o la tempera-
tura ambiente lo hacen necesario.
Ajustes de montaje.
Debe disponerse de equipamiento del tipo, cantidad y calidad necesarios para evitar es-
fuerzos sobre la tubería al intentar alinear partes que deban ser unidas en cruces de ríos,
carreteras, vías ferroviarias, etc.
Instalación de la tubería en las zanjas.
Debe prestarse atención al modo en que la tubería es ubicada en su posición en las zanjas,
de modo de evitar esfuerzos excesivos o deterioros a los recubrimientos protectores.
Idénticas precauciones deben tomarse durante el llenado que debe efectuarse después de
asegurar que la tubería se encuentra en su posición, conveniente y firmemente apoyada en
el lecho de la zanja.
Cuando las zanjas se encuentren inundadas, debe asegurarse que la tubería no flote antes
de completar las operaciones de tapado y compactación.
Cruces especiales.
La compañía operadora deberá gestionar los permisos necesarios y autorizaciones sufi-
cientes para evitar perjuicios a terceros por afectación del tránsito, inaccesibilidad a las
áreas afectadas, etc.
Cruces de agua.
El diseñador debe tener en cuenta las condiciones particulares de cada caso para evaluar
el impacto en el diseño y/o las maniobras de instalación de las tuberías. Entre otras cues-
tiones a tener en cuenta, pueden mencionarse la composición y características del lecho,
velocidad del agua, agresividad química y condiciones estacionales especiales para de-
terminar la conveniencia de un cruce aéreo o bajo agua.
Se deberán generar planes y especificaciones que muestren la relación entre la tubería, el
lecho del río, la profundidad media del agua, etc. Se debe prestar especial atención a los
recubrimientos protectores y a la necesidad de utilizar de muertos de concreto.

Hoja 57 de 120
La inspección debe ser particularmente extensiva y cuidadosa, debiendo extremarse las
precauciones para evitar esfuerzos por encima de los que producen abolladuras (pandeo
local) de la tubería debido a la ovalización de las secciones de la tubería.
Tomas a puentes.
Las particularidades de estos casos merecen la consideración sobre el uso de materiales
de mayor resistencia para alcanzar diseños en los que se privilegie el peso total a sopor-
tar.
Cruces de carreteras y de vías férreas.
Se privilegiarán el empleo de tubos sin coberturas de protección para tener un mejor con-
trol sobre la corrosión de las superficies externas. La evaluación sobre la necesidad o no
de incluir esas protecciones se hará de conformidad con la Práctica Recomendada API
RP 1102 que provee reglas de diseño de esos componentes.
Las tensiones efectivas debidas a la presión interna y a las cargas exteriores (incluido el
peso propio y las cargas vivas) no excederá el 90% de la tensión de fluencia mínima para
la verificación estática. La verificación a fatiga debe realizarse y – en la medida en que se
cumplan las limitaciones de su alcance – pueden hacerse utilizando la citada API RP
1102.
Tanques y almacenamientos tipo tubería.
Los tanques para almacenamiento de petróleo crudo y productos líquidos del petróleo con
presiones de vapor próximas a la atmosférica se construirán de acuerdo con las normas
API 650, 12B, 12D y 12F.
Los tanques de almacenamiento de líquidos con presiones de vapor comprendidas entre
0,50 psig y 15 psig, se construirán de acuerdo con las reglas de la norma API 620.
Los tanques de almacenamiento de productos con presiones de vapor superiores a 15 psi
se construirán de acuerdo con las reglas de la Sección VIII, Divs. 1 o 2 del ASME
B&PVC.
Diques y paredes de contención del fuego.
Se construirán para prevenir daños cuando pueda verse afectada la salud y seguridad pú-
blicas, de modo de satisfacer los requerimientos de capacidad de la norma NFPA 30.
Instalaciones eléctricas.
Se realizarán de acuerdo con los requerimientos de la NFPA 70 y la API RP 500C.
Mediciones de líquido.
Serán diseñados e instalados de acuerdo con el API Manual of Petroleum Measurement
Standards.

Hoja 58 de 120
INSPECCIÓN Y PRUEBAS (CAPÍTULO VI)
General.
Las previsiones de inspección de tuberías y facilidades relacionadas deberán ser adecua-
das para asegurar el cumplimiento de los requerimientos sobre materiales, construcción,
soldadura, ensamblado y pruebas.
Calificación de los inspectores.
El personal de inspección deberá estar capacitado y entrenado para desarrollar las si-
guientes actividades:
Derechos de paso y nivelado.
Cavado de zanjas.
Inspección de las superficies de las tuberías.
Soldadura.
Revestimiento.
Empalmes y posicionado.
Rellenado y limpieza.
Pruebas de presión.
Tareas especiales de inspección de facilidades auxiliares, cruces de ríos, instala-
ciones eléctricas, radiografía, control de corrosión, etc. según sea requerido.
Tipo y extensión de las inspecciones.
Examen visual.
• Materiales.
Todas las tuberías y accesorios serán visualmente inspeccionados por daños mecáni-
cos que pudieran haber ocurrido durante el transporte, manipuleo y almacenamiento
previos al montaje.
En los casos en que se utilicen materiales y/o espesores diferentes (escalonados), debe
controlarse que cada tramo corresponde a la posición en la que esta siendo instalado,
generando registros permanentes que describan la ubicación de cada grado, espesor,
tipo, especificación y fabricante del tubo.
• Construcción.
Los biseles se inspeccionarán antes de soldar para detectar daños mecánicos o desali-
neación excesiva.
Una vez terminadas, las soldaduras serán limpiadas e inspeccionadas previo a las la-
bores de pintado o recubrimiento. Toda irregularidad que pudiera emerger por encima
de la capa protectora deberá eliminarse.
En general, deben efectuarse controles antes de comenzar y después de concluir todas
las operaciones, particularmente aquellas después de las que el acceso a los elementos

Hoja 59 de 120
quede oculto o se torne inaccesible. Los lineamientos generales de inspección durante
la construcción pueden consultarse en el Párrafo 436.5.1(b) del Código.
Pruebas.
General.
Para satisfacer los requerimientos del Código es necesario efectuar pruebas y ensayos a
los componentes y a la tubería terminada.
Pruebas de componentes fabricados.
Los componentes fabricados tales como “scraper traps”, múltiples, cámaras, etc. serán
probados hidrostáticamente a presiones mayores o iguales a la del sistema completo. Es-
tas pruebas pueden realizarse por separado o sobre el sistema completo.
Pruebas de construcciones nuevas.
Todos los sistemas deben ser probados después de la construcción. Los componentes para
el transporte de dióxido de carbono serán probados hidrostáticamente.
Los sistemas diseñados para operar a tensiones por encima del 20% de la tensión de
fluencia mínima serán hidrostáticamente probados, en tanto que los restantes pueden al-
ternativamente ser ensayados mediante pruebas de pérdidas.
Presión de prueba.
Los sistemas sometidos a presión interior, diseñados para operar a tensiones superiores al
20% de la tensión de fluencia mínima deberán someterse a una presión prueba hidrostáti-
ca no menor de 1,25 veces la presión de diseño en ese punto, la que será mantenida no
menos de 4 horas.

Hoja 60 de 120
En los casos en que las presiones de prueba den lugar a tensiones circunferenciales que –
basadas en el espesor nominal – excedan el 90% de la tensión mínima de fluencia, debe-
rán tomarse precauciones especiales.
Todas las partes de la tubería se inspeccionarán para detectar pérdidas y en aquellas su-
perficies inaccesibles a la inspección, la prueba hidrostática será seguida de una prueba
de pérdidas a una presión no menor de 1,10 veces la presión de diseño, la que será man-
tenida por no menos de 4 hs.
La Práctica Recomendada API RP 1110 puede utilizarse como guía para la prueba
hidrostática en la que debe usarse agua, excepto en aquellos casos en que la disponibili-
dad de petróleo líquido QUE NO SE VAPORICE justifique su empleo.
Deben tenerse en cuenta los eventuales cambios de volumen por causa de los cambios de
temperatura y sus efectos eventuales sobre los componentes sujetos a prueba, particular-
mente en los sistemas de tuberías diseñados para trabajar a tensiones próximas a los valo-
res admisibles.
Los factores de corrección por temperatura dependen del tipo de tubería (Restringida o no
en sus desplazamientos longitudinales). La magnitud del fenómeno depende de la canti-
dad (volumen de agua) contenida por la inercia térmica que atenúa las consecuencias de
los cambios de corta duración de la temperatura.
Las tuberías y accesorios para transporte de dióxido de carbono serán secados antes de su
puesta en servicio, para prevenir la formación de compuestos corrosivos que puedan afec-
tarlos.
Prueba de pérdidas.
Puede utilizarse una prueba hidrostática o neumática de perdidas de una hora de duración
en los componentes diseñados para trabajar a una tensión circunferencial menor al 20%
de la tensión de fluencia mínima.
La presión de prueba hidrostática será como mínimo 1,25 veces la presión de diseño del
punto bajo consideración. La presión de prueba neumática será de 100 psi (7 bar) o el va-
lor de la presión que corresponda a una tensión circunferencial nominal igual al 25% de
la tensión de fluencia mínima, la que resulte menor.
Pruebas de calificación.
• Examen visual. De acuerdo al párrafo 436.5.1.
• Propiedades a la flexión. En tuberías de especificación desconocida o que conformen
las especificación ASTM A 120, se requiere comprobar las propiedades a flexión
cuando para el diseño se utilice una tensión de fluencia superior a 24.000 psi (165
MPa).

Hoja 61 de 120
Para tuberías de diámetro nominal de 2” o menos, las pruebas de flexión se efectuarán
de conformidad con los requerimientos de ASTM A 53 o API 5L.
Para tuberías de diámetro nominal mayor de 2”, las pruebas de aplanamiento (“Flat-
tening”) deberán conformar los requerimientos de ASTM A53, API 5L o API 5 LU.
• Determinación de espesores. Cuando no se conozca el espesor, este debe medirse en
puntos ubicados a 90º, sobre un extremo de cada pieza de tubo. Si existen evidencias
que los tubos pertenecen a un mismo lote de grado, tamaño y espesor nominal uni-
forme, las mediciones deben efectuarse en no menos del 5% de cada largo individual
y no menos del 10% de las piezas totales.
A partir de los valores medidos, el espesor nominal se determinará como el promedio
de todas las mediciones efectuadas pero, en ningún caso podrá ser mayor que 1,14
veces el menor valor medido para tubos de 20” o menos de diámetro nominal y no
mayor de 1,11 veces el menor valor medido para todos los otros casos.
• Determinación del factor de junta soldada. Cuando conozca el tipo junta longitudinal
o espiral, puede utilizarse el valor indicado en la Tabla 402.4.3. De otro modo, debe
adoptarse un valor de 0,60 para tuberías de diámetro nominal menor de 4” y 0,80 para
tuberías de diámetro mayor de 4”.
• Soldabilidad. Para tubos de especificación desconocida la soldabilidad debe ser acre-
ditada. Un soldador calificado efectuará una soldadura circunferencial bajo las condi-
ciones más severas y utilizando el procedimiento calificado correspondiente. El tramo
de tubería se considerará soldable si supera los ensayos establecidos en el Párrafo
434.8.5.
La cantidad de pruebas a efectuar se establece en la tabla siguiente.
• Determinación de la tensión de fluencia. Cuando se desconocen las propiedades me-
cánicas básicas de las piezas de tubería (Tensión de fluencia, Tensión de rotura y
alargamiento a rotura), esas propiedades pueden acreditarse mediante los ensayos es-

Hoja 62 de 120
pecíficos previstos en las Normas API 5L o API 5LU, que deben efectuarse al núme-
ro mínimo de probetas que indica la tabla siguiente.
• Valor mínimo de la tensión de fluencia. En tuberías que respondan a una especifica-
ción desconocida, la tensión de fluencia se determinará como sigue:
a. Calcular el promedio de los valores de ensayo.
b. Tomar 80% del valor promedio.
c. Compararlo con el menor valor obtenido en los ensayos y adoptar el menor de
ambos.
d. En ningún caso se adoptará un valor superior a 52.000 psi (358 MPa)
e. Cuando la relación tensión de fluencia a rotura promedio supere a 0,85 se
adoptará un valor de 24.000 psi (165 MPa).
• Registros. La compañía operadora dispondrá de archivos para mantener los registros
del diseño, construcción y pruebas de cada línea principal encuadrada dentro del Có-
digo.
Esos registros incluirán las especificaciones de los materiales, mapas de ruteo o ten-
dido y hojas de alineamiento para la condición “conforme a obra” (“As built”), la
ubicación de cada tamaño, tipo, grado, espesor y fabricante de cada tramo de tubería.
Se deberá incluir el tipo de recubrimiento, datos de pruebas y para las tuberías de
transporte de dióxido de carbono los requerimientos de tenacidad.
Los registros deberán mantenerse durante la vida completa de la instalación.

Hoja 63 de 120
PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (CAPÍTULO VII)
General.
Cada compañía operadora puede desarrollar procedimientos de operación y mantenimien-
to adecuados desde el punto de vista de la seguridad pública, basándose en los requeri-
mientos del Código, la experiencia y el conocimiento de la compañía sobre sus instala-
ciones y las condiciones en la que estas operan.
Las guías y procedimientos establecidos en el Código no relevan a la compañía de la res-
ponsabilidad de actuar en forma prudente ante cada situación normal o anormal que pue-
da presentarse.
Debe disponerse de equipamiento del tipo, capacidad y en cantidades apropiadas para su
utilización en todas las áreas de trabajo y facilidades en las que se opere con amoníaco
líquido anhidro. Tal equipamiento deberá incluir como mínimo los siguientes elementos:
Máscara de protección facial completa
Máscara de aire independiente
Guantes ajustados
Anteojos de seguridad
Calzado de seguridad
Ropa de seguridad
Accesibilidad a ducha con no menos de 50 Gal (190 litros) de agua limpia en un
contenedor abierto
El personal deberá ser entrenado en el correcto empleo de los elementos de seguridad y la
ropa de seguridad será de tela engomada impermeable o resistente al ataque del amonía-
co.
Planes de operación y mantenimiento.
Cada compañía operadora de instalaciones construidas de acuerdo con los requerimientos
del Código deberá:
Poseer documentos escritos conteniendo los planes detallados y programas de en-
trenamiento del personal involucrado en las actividades de operación y manteni-
miento, para las condiciones normales, de acuerdo con los propósitos del Código.
Las características esenciales de dichos planes y programas se describen en los
párrafos 451 y 452.
Disponer de un plan escrito para el control de la corrosión interna y externa de tu-
berías nuevas y existentes, incluyendo los requerimientos del Párrafo 453 y del
Capítulo VIII (Control de corrosión).
Disponer de un plan escrito de emergencia de acuerdo con los requerimientos del
Párrafo 454. Este plan debe contemplar el entrenamiento del personal y establecer
las vinculaciones con instituciones públicas que puedan estar involucradas.

Hoja 64 de 120
Disponer de un plan para enfrentar los cambios en las condiciones que puede
afectar la integridad y la seguridad de los sistemas de tuberías.
Establecer contactos con autoridades jurisdiccionales que emiten permisos de ex-
cavación para evitar daños a las tuberías causados por obras de terceros.
Establecer procedimientos para analizar las fallas y accidentes, determinar las
causas y prevenir su recurrencia.
Mantener mapas y registros para administrar adecuadamente los planes y proce-
dimientos.
Disponer de procedimientos para el cierre y abandono de los sistemas de tuberías.
Establecer los planes y procedimientos enfocando las zonas o áreas de mayor
riesgo potencial.
Operar y mantener el sistema de tuberías de conformidad con los requerimientos
del Código.
Establecer un sistema de revisión y modificación de los procedimientos para
adaptarlos a las condiciones de operación y riesgo imperantes en cada momento.
Operación y mantenimiento de la tubería.
Presión de operación.
Deben tomarse precauciones para evitar que la presión actuante en cada punto de la tube-
ría exceda el valor de la presión de diseño correspondiente. Se deberán tener en cuenta
los posibles incrementos transitorios de presión que puedan exceder los límites permiti-
dos en el diseño (Menores de 1,10 veces la presión de diseño).
Comunicaciones.
Se deberá mantener una central de comunicaciones para garantizar la operación segura
bajo condiciones normales y de emergencia.
Marcas.
Se instalarán marcas sobre cada línea a cada lado del camino, carretera, ferrovías y cruces
de corrientes que permitan localizar e identificar el sistema. Esas marcas no se requieren
cuando se trata de líneas costa afuera (“Offshore”).
Las marcas y carteles permitirán identificar la compañía operadora y – cuando sea posi-
ble – indicar el teléfono de emergencia al cual llamar.
Mantenimiento de los derechos de paso.
El derecho de paso será mantenido adecuadamente para tener clara visibilidad y acceso
razonable a las cuadrillas de mantenimiento.
Patrullado.
Cada compañía operadora deberá organizar y mantener programas de patrullado de las
líneas para observar visualmente el estado general de las instalaciones, de los derechos de
paso, descubrir perdidas, observar actividades de construcción en el área y tomar cono-
cimiento de cualquier actividad que pueda afectar la seguridad y la operación de la línea.

Hoja 65 de 120
Se debe prestar particular atención a tareas de construcción de caminos, limpieza de zan-
jas, excavaciones y de cualquier actividad que pueda producir daños a la instalación,
afectando la operación y la seguridad pública.
Los patrullajes deberán tener una frecuencia que no exceda de una vez cada dos semanas,
excepto para las líneas de GLP o amoníaco líquido anhidro en las que el período de patru-
llaje no excederá de una semana en zonas residenciales, comerciales o industriales.
Reparación de líneas.
Las reparaciones deberán efectuarse de acuerdo con el plan de mantenimiento que debe
considerar la información contenida en la API Púb. 2200, API Púb. 2201, API RP 1107 y
API RP 1111.
El personal involucrado en las tareas de mantenimiento y reparación de líneas para
el transporte de GLP, dióxido de carbono o amoníaco líquido anhidro deberá estar
adecuadamente informado sobre las propiedades, características y riegos potencia-
les de esos líquidos.
Cuando se utilicen fluidos inertes para desplazar sustancias peligrosas de las áreas a in-
tervenir, las operaciones deberán realizarse de acuerdo con procedimientos escritos espe-
cíficos. Debido al riesgo potencial implícito, esos procedimientos deben tener en cuenta
las siguientes cuestiones relacionadas con el gas inerte:
Caudal máximo
Presión
Temperatura de inyección
Disposición del gas inerte
Procedimientos de seguridad
El procedimiento deberá ser supervisado de acuerdo con los requerimientos del Párrafo
451.6(a).
Disposición de defectos.
• Limites de imperfecciones y defectos.
1. Todas las ranuras y marcas con profundidades mayores al 12,5% del espesor de-
berán ser eliminadas.
2. Las depresiones que cumplan alguno de los siguientes requerimientos deberán ser
eliminadas:
Afectan la curvatura en una costura circunferencial
Contienen ranuras, marcas, etc.
La profundidad exceden ¼” en tuberías con un diámetro nominal de menos de
4” o el 6% del diámetro nominal en los demás casos.
3. Todo material afectado por quemaduras de soldadura debe ser eliminado.
4. Todas las fisuras deben ser eliminadas o reparadas,

Hoja 66 de 120
5. Todas las soldaduras que no satisfagan los requerimientos aplicables será removi-
da o reparada.
6. Corrosión general. Cuando el área afectada sea pequeña, el tramo de tubería será
reemplazado y cuando la extensión sea mayor, podrá disminuirse la presión de
operación convenientemente.
7. Picado o corrosión localizada. La tubería será reemplazada, reparada u operada a
una presión reducida, según resulte conveniente. El método que se describe a
continuación aplica cuando el espesor de pared remanente es menor al 80%
del espesor nominal, pero no debe utilizarse cuando la corrosión se encuentre
localizada en costuras soldadas eléctricamente (ERW) o inducción eléctrica.
Tampoco puede utilizarse cuando la pérdida de metal esta orientada en la di-
rección circunferencial a lo largo de o en una soldadura circunferencial o en
la zona afectada por el calor (HAZ).

Hoja 67 de 120

Hoja 68 de 120
8. Las áreas en las que por amolado el espesor haya quedado reducido por debajo del
espesor de diseño (Párr. 404.1.2) menos la tolerancia de fabricación pueden anali-
zarse de acuerdo con el procedimiento del párrafo anterior. La norma ASME
B31G8
puede ser utilizada como guía.
9. Todo tramo de tubería en la que se produzcan pérdidas deberá repararse o reem-
plazarse.
A partir de los gráficos y/o curvas anteriores se determina la máxima extensión longitu-
dinal de la cadena de corrosión y se lo compara con el valor medido extrapolado en fun-
ción de la tasa de daño medida o estimada.
• Reparaciones admisibles en tuberías.
Siempre que resulte posible, la tubería debe sacarse de servicio para proceder al re-
emplazo de los tramos afectados.
Cuando ello no resulte posible, las reparaciones pueden efectuarse mediante la insta-
lación de un manguito partido completa (360º alrededor del tubo).
Para la reparación de indentaciones podrá utilizarse un relleno endurecible epóxico,
que llene el espacio entre el manguito y la tubería, para restaurar el perfil y las dimen-
siones originales del tubo antes de la instalación del manguito.
En la reparación de fisuras que no producen pérdidas, contenidas en materiales que
podrían comportarse de modo frágil, se deberán tomar previsiones para igualar la pre-
sión interior de la tubería y del manguito.
Cuando no resulte posible sacar la tubería de servicio, las pérdidas menores y áreas
localizadamente corroídas (excepto por la presencia de fisuras) pueden repararse me-
diante la instalación de un parche de acuerdo con las previsiones de los párrafos apli-
cables [451.6.2(c)].
Cuando no resulte posible sacar la tubería de servicio, los defectos en soldaduras pro-
ducidos por el material de relleno, pequeñas zonas corroídas, ranuras y quemaduras
del arco pueden repararse depositando metal de aporte según el párrafo 451.6.2(c)(9),
previa remoción por amolado.
• Métodos de reparación.
Las soldaduras de reparación deben efectuarse utilizando procedimientos y soldado-
res calificados de acuerdo con el párrafo 434.8.3 de la API RP 1107. Los soldadores
deben estar familiarizados con las precauciones de seguridad necesarias.
8
Remaining Strength of Corroded Pipelines.

Hoja 69 de 120
Los parches que se instalen deberán tener sus vértices redondeados convenientemente
y tendrán un ancho mínimo de 150 mm en la dirección longitudinal.
Los materiales utilizados en los parches serán del mismo material, tipo y grado, o me-
jores que los de la tubería.
La instalación de parches estará limitada a tuberías de 12” o menos, que conformen la
especificación API 5L, Grado X42 o inferior.
Los parches serán vinculados a las tuberías mediante soldaduras de filete. El uso de
parches insertados esta prohibido.
La longitud de los parches de circunferencia completa tendrán una longitud mínima
de 100 mm y cuando el espesor del parche sea mayor al de la tubería, sus cantos de-
berán chaflanarse para reducir su espesor al de la pared del tubo.
Las reparaciones que se efectúen en tubos revestidos incluirán la restauración poste-
rior del recubrimiento, incluyendo el de los manguitos que se instalen.
Cuando la reparación se haga con la tubería en servicio, la presión se deberá reducir
convenientemente para efectuar la reparación de un modo seguro.
Otros requerimientos pueden consultarse en el párrafo aplicable del Código.
• Pruebas a las reparaciones en tuberías que operan a más del 20% de la tensión de
fluencia mínima.
Cuando una sección sea reemplazada como un cilindro completo, el tramo de reem-
plazo será sometido a las pruebas de presión requeridas para la tubería en el párrafo
437.4.1. Las pruebas pueden efectuarse sobre el tramo antes de su instalación, siem-
pre que las soldaduras que se efectúen a posteriori sean inspeccionadas radiográfica-
mente o mediante otro método de END que no sea el examen visual.
• Disminución de la presión de operación en tuberías (“Derating”).
Las tuberías corroídas o que contengan áreas reparadas por amolado pueden ser ope-
radas a presión reducida como alternativa a la reparación. La nueva presión de opera-
ción será determinada de acuerdo con los requerimientos del Párrafo 404.1.2, utili-
zando el espesor remanente mínimo de la zona afectada.
Para tuberías con corrosión localizada u áreas reparadas por amolado para el que no
se satisfagan los requerimientos del Párrafo 451.6.2(a)(7), la presión de operación
disminuida será calculada mediante la expresión siguiente.

Hoja 70 de 120
• Mantenimiento de válvulas.
Las válvulas serán inspeccionadas, mantenidas cuando sea necesaria y operada al me-
nos una vez por año para verificar su correcto funcionamiento.
• Ferrovías y carreteras que cruzan tuberías existentes.
Cuando nuevas carreteras o ferrovías crucen por encima de tuberías existentes, debe-
rán analizarse las nuevas condiciones de carga para determinar la posibilidad de ac-
ciones correctivas cuando las nuevas tensiones calculadas excedan el 90% de la ten-
sión de fluencia mínima (verificación estática) y satisfaga los límites de fatiga (API
RP 1102).
• Tramos verticales de plataformas en aguas tierra adentro.
Estos tramos serán inspeccionados no menos de una vez por año en la zona de salpi-
cado y por encima de ella.
• Operación y mantenimiento de estaciones de bombeo, terminales y tanques.
Se deberán establecer procedimientos para la puesta en marcha, operación y parada,
cuyo cumplimiento deberá ser controlado por la compañía operadora. Esos procedi-

Hoja 71 de 120
mientos deberán incluir medidas preventivas y procedimientos de verificación que ga-
ranticen su correcto funcionamiento.
Las presiones de descarga y los caudales serán monitoreados y registrados periódica-
mente para detectar posibles apartamientos de las condiciones normales y tomar las
acciones correctivas necesarias.
• Controles del equipo de protección.
Los equipos de protección deberán someterse a inspecciones periódicas para asegurar
su correcto funcionamiento.
Las válvulas de alivio de recipientes de almacenamiento conteniendo GLP, dióxido
de carbono o amoníaco líquido anhidro deberán probarse al menos una vez cada cinco
años.
• Recipientes de presión.
Rodos los recipientes de almacenamiento serán sometidos a inspecciones periódicas
registradas. Entre los aspectos a cubrir se encuentran:
1. Estabilidad de las fundaciones.
2. Condición general del fondo, la envolvente, escaleras, techos, etc.
3. Venteos y equipamiento de seguridad.
4. Condición de los diques de contención de derrames y paredes para fuego.
Para la limpieza de los tanques se utilizará la API Púb. 2015.
• Almacenamiento de materiales combustibles.
Todos los combustibles que deban almacenarse en cantidades superiores a las que se
requieren para el consumo diario, que no sean las que se utilizan normalmente en las
casas de bombas, se almacenarán en edificios separados, construidos con materiales
ignífugos.
Los tanques de almacenamiento sobre el terreno serán protegidos de acuerdo con la
NFPA 30.
• Plan de emergencia.
Se establecerá un plan de emergencia escrito que se pondrá en práctica en caso de
eventos de falla, accidentes, etc., que incluirá procedimientos para la pronta resolu-
ción y remedio de situaciones que puedan afectar la seguridad y la salud públicas, da-
ños al personal, medio ambiente y propiedades, limitando la descarga de las sustan-
cias transportadas.

ASME B31.4 resumen

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (20)

Similar a ASME B31.4 resumen

Similar a ASME B31.4 resumen (20)

Último

Último (20)

ASME B31.4 resumen