base curso elemental de diseño de tuberías industriales volumen 3

Este libro en forma digital le fue autorizado su uso al sr Benjamín Serratos Monroy solo como una unidad; no se le autoriza su reproducción sin autorización escrita previa.

1

Curso elemental de diseño de tuberías

industriales

Fundamentos y su aplicación en ingeniería

Volumen 3

Benjamín Serratos Monroy


2

Volumen 3

9 Instrumentación. 6

9.1. Panorama general de instrumentos. 7

9.1.1 Medición de variables específicas. 9

A. Desplazamiento lineal o angular. 9

B. Grosor. 10

C. Proximidad. 10

D. Distancia. 11

E. Posición, localización y altitud. 11

F. Área y volumen. 12

G. Oscilación e inclinación. 13

H. Velocidad y rapidez. 14

I. Acústicas. 14

J. Radiación. 15

9.1.2 Mediciones de tiempo y frecuencia. 16

A. Medición de tiempo. 16

B. Medición de frecuencia. 16

9.1.3 Medición de variables mecánicas de sólidos. 16

A. Medición de masa y peso. 16

B. Medición de densidad. 17

C. Medición de deformación. 17

D. Medición de fuerza. 17

E. Medición de torque y potencia. 18

F. Medición de sensación táctil. 19

9.1.4 Medición de variables mecánicas de fluidos. 20

A. Medición de presión, vacío y ultrasonido. 20

B. Medición acústica. 21


3

C. Medición de flujo. 22

1. Flujometro de presión diferencial. 22

2. Flujometro de área variable. 23

3. Flujometro de desplazamiento positivo. 23

4. Flujometro de turbina o paletas. 23

5. Flujometro de impulsor o rodete. 24

6. Flujometro electromagnético. 24

7. Flujometro ultrasónico. 25

8. Flujometro de vórtice. 26

9. Flujometro de sensor de flujo térmico. 27

10. Flujometro de efecto Corioli. 28

11. Flujometro de fuerza de arrastre. 29

D. Medición de velocidad puntual. 29

1. Anemómetro pitot. 29

2. Anemómetro térmico. 30

3. Anemómetro laser. 31

E. Medición de viscosidad. 32

F. Medición de tensión superficial. 34

G. Medición de variables térmicas. 35

1. Medición de temperatura: 35

a) Termómetro bimaterial. 35

b) Termómetro resistivo. 36

c) Termómetro de termistor. 37

d) Termómetro termocople. 37

e) Termómetro de unión de semiconductores. 38

f) Termómetro infrarrojo. 38

g) Termómetro de líquido en vidrio. 38

h) Termómetro manométrico. 39

i) Termómetro indicador de temperatura. 39

j) Termómetro fibra óptica. 40

2. Medición de conductividad térmica. 40

3. Medición de flujo de calor. 41

4. Medición de imagen térmica. 42

5. Medición de calorimetría. 42

H. Medición de variables electromagnéticas. 44

1. Voltaje o potencial eléctrico. 44

2. Amperaje o intensidad eléctrica. 44

3. Wattaje o potencia eléctrica. 45

4. Factor de potencia. 45


4

I. Medición de variables ópticas. 46

1. Colorimetría. 46

2. Polarización. 46

3. Turbidez. 47

J. Medición de radiación. 47

K. Medición de variables químicas. 48

1. Medición de composición electroquímica. 48

2. Medición de composición cromatografica. 49

3. Medición de pH. 50

4. Medición de humedad y niebla. 50

5. Medición del medio ambiente ( Metereoligica, polución, calidad de agua ) 51

L. Procesamiento de la señal de instrumentación. 52

1. Amplificadores y acondicionadores de señal. 52

2. Modulación. 52

3. Filtros. 52

9.2. Instrumentos de control. 53

9.3. Centros de control. 53

9.4. Requerimientos adicionales de servicios de apoyo a un instrumento. 58

9.5 Planos principales para instrumentación. 58

1. Planos de apoyo 58

2. Planos constructivos 59

3. Planos y detalles de taller. 62

10 Lista de materiales. 73

10.1. Códigos y estándares usuales. 73

10.2. Correspondencia de estándares Americanos y europeos. 73

10.3 Formas de especificación. 78

10.4. Formas de revisión. 82

11 Flexibilidad.

11.1 Expansión térmica. 87

11.2. Elementos de restricción. 89

11.3. Nomografías de fuerzas y esfuerzos. 99

1. Módulo de Young. 101

2. Fuerzas térmicas en anclajes. 101

3. Usando el nomograma de fuerzas. 102


5

4. Movimientos de anclaje.

11.4 Estudio de tuberías sobre el puente de tuberías. 111

11.5 Balance de localización de fricción. 121

11.6 Cabezales de quemadores en puente de tuberías. 122

11.7 Espaciado de soportes que conducen tuberías. 123

11.8 Calculo de cargas muertas. 126

11.10 Equipos conectados a tuberías sujetas a esfuerzos. 137

11.11 Responsabilidades del diseñador de tuberías de esfuerzos. 152

11.12. Información miscelánea de diseño. 153

ANEXOS: 162

Anexo C-1 Referencias de asociaciones americanas (USA). 163

Anexo C-2 Propiedades mecánicas de tuberías. 172

Anexo C-3 Expansión térmica lineal de metales. 181

Anexo C-4 Localización de intercambiadores de calor y tuberías. 187

Anexo C-5 Espaciado permisible de tuberías entre soportes. 198

Anexo C-6 Procedimiento de boceteo para el análisis de flexibilidad. 202

Anexo C-7 Información contenida en boceto de flexibilidad. 205

Anexo C-8 Sugerencias y ayudas para la localizacíon de equipos rotatorios. 210

Anexo C-9 Arreglo típico de equipos en una unidad de producción. 220

Anexo C-10 Espaciado permisible de tuberías entre soportes. 226

Anexo C-11 Arreglo de enfriadores de aire de tiro forzado e inducido. 228

Anexo C-12 Principios de diseño para localización de turbinas de vapor y 241

Bombas reciprocantes.

Anexo C-13 Estándares de ingeniería para análisis de flexibilidad. 250


6

Prefacio.

El objetivo de este libro es presentar la información mínima para los dibujantes, diseñadores e ingenieros,

que trabajen en actividades relacionadas con el diseño y dibujo de tuberías industriales.

Benjamín Serratos

México, D.F.

Diciembre 2012


7

9 Instrumentación

Instrumentación en si son los sistemas de control de procesos industriales, la cual es una especialidad muy extensa y complicada

que no es tema de este libro El propósito de hablar de instrumentación en este libro, es la intención de presentar un panorama resumido, solo para saber lo

necesario para un funcionamiento adecuado de los instrumentos en las tuberías de procesos industriales.

También es importante resaltar que existen sistemas auxiliares que apoyan en el funcionamiento adecuado de una planta industrial,

como son:

Sistemas de comunicación de de voz, imagen y datos, como son: teléfono, fax, internet y computadoras.

Sistemas de seguridad: imagen, sensores y alarmas de peligro, y sistemas contra incendio.

Sistemas automatizados de aire acondicionado y de extracción de gases tóxicos.


8

Para todos estos sistemas deberá ser conducida su señal y procesada en centros de control centrales o independientes. En ningún

momento deberá ser olvidada, subvalorada u omitida su utilidad.

9.1. Panorama general de instrumentos.

Para mi muy personal punto de vista, un instrumento es un artificio (equipo) que por medio de un sensor (elemento), recibe y

transforma una variable física de interés, en una señal apropiada para su indicación, trasmisión, registro y control; todas estas

solicitudes pueden ser requeridas para su revisión de manera local, zonal o en los centros de control de proceso. Para que todas

estas señales puedan ser de utilidad deben ser al final proporcionadas en un sistema estándar de unidades.

Estándares de medición son aquellos objetos, artefactos, procedimientos, instrumentos, sistemas, protocolos o procesos que se usan

para definir o realizar una unidad de medición. Existen patrones (referencias oficiales) que se toman como base, para revisar que los

instrumentos estén proporcionando las mediciones reales del sistema; los instrumentos se deben retirar o sustituir cada cierto

tiempo, y ser revisados en un banco de prueba, con respecto a patrones, a este proceso se le llama calibración: esto conlleva a que

los instrumentos deben estar accesibles para su mantenimiento.

La ciencia que estudia el control de los sistemas de medición, es la Metrología; La metrología debe ser tomada muy en cuenta,

para respetar y verificar las referencias legales de los patrones de medición, de cada una de las normas oficiales del país.

También se debe tomar en consideración la telemetría de las señales para proteger su cambio de fuerza o distorsión del punto de

medición al de proceso de la señal.

Es importante reconocer desde un principio las características del elemento de medición de un instrumento, así como su modo de

operación; su comportamiento en posiciones estáticas y dinámicas, así como su exactitud de medición de acuerdo a las condiciones

del medio ambiente.

El diagrama de la figura 9.1. ilustra las interrelaciones de los diferentes sistemas de estándares a través del mundo. Se da una mas

detallada visión del sistema de estándares de USA, debido a su preponderancia industrial, y su correspondencia con el sistema

internacional de medidas. Pero no hay que olvidar, que cada una de las naciones cuenta con sus sistemas de normas legales, y

que estas no pueden ser omitidas ya que son parte de la soberanía nacional.


9

Estructura USA Organización tratado internacional Estructuras nacionales

figura 9.1. Interrelaciones de los diferentes sistemas de estándares a través del mundo.

CIPM

COMITÉ

INTERNACIONAL

PARA PESAS Y

MEDIDAS

PRESIDENTE

USA

TRATADO DEL

METRO

NACIONALES

MINISTERIO

NACIONAL

LABORATORIOS

NACIONALES

NACION SOBERANA

DEPARTAMENTO

DE COMERCIO

USA

INSTITUTO

NACIONAL DE

ESTANDARES Y

TECNOLOGIA

ESTANDARES

EN TRABAJO

ESTANDARES

NACIONALES

REFERENCIA

ESTANDARES

NACIONALES

INSTRUMENTOS,

SENSORES,ETC

ESTANDARES

EN TRABAJO

LABORATORIO

ESTANDARES

EN TRABAJO

OFICINA DE PESAS

Y MEDIDAS

AUTORIDADES

ESTATALES DE

PESAS Y MEDIDAS

JURISDICCION

ESTATAL

MEDIDAS EN

REGISTROS Y

COMERCIO

ESTANDARES

INTERLABORATORIO

PROCESOS DE

PRODUCTO

SENADO

USA

COMITE

CONSULTIVO

ELECTRICIDAD

COMITE

CONSULTIVO

TEMPERATURA

COMITE

CONSULTIVO

OTROS

COMITE

CONSULTIVO

OTROS

BURO INTERNACIONAL DE PESAS Y MEDIDAS INTERLABORATORIO

INTERNACIONAL DE

ESTANDARES


10

9.1.1 Medición de variables especificas.

En este momento podría caer en el simplismo de enfocarme solamente en las variables comunes de los procesos químicos como son:

presión, temperatura y flujo, quizá viscosidad, densidad, etc; mi idea es extender el punto de vista y dar una rápida mirada sobre los

diferentes grupos de instrumentos, las variables físicas y químicas que detecta y que operación realiza con ellas. A continuación

presento los diferentes grupos de instrumentos.

A. Desplazamiento lineal o angular.

Estos instrumentos se pueden clasificar según sus sensores de desplazamiento en: resistivo, inductivo, capacitivo,

piezoeléctrico, de interferómetro laser, medición de agujero, magnético, etc.

Proveedores:

Compañía Tipo

Data Instruments Linear-motion, rotary Movimiento lineal, rotatorio

100 Discovery Way

Acton, MA 01720-3648 Tel: (800) 333-3282, (978) 264-9550 Fax: (978) 263-0630

www.datainstruments.com

http://www.datainstruments.com/


11

Honeywell

Dept 722

11 W. Spring Street

Freeport, IL 61032 Tel: (800) 537-6945 Fax: (815) 235-5988

B. Grosor.

La medición de grosor se puede realizar usando deferentes escala. Así mismo esta medición se puede realizar por

medio de una gran diversidad de métodos, de los cuales el medidor por ultrasonido de grosor de paredes solo uno de

ellos.

C. Proximidad.

El termino proximidad tiene que ver más con posición, de un cuerpo con respecto a otros. Convencionalmente los

sensores de proximidad deben ser capaces de medir distancias de hasta 50 mm y ± 30ª de orientación.


12

D. Distancia.

Existe un amplio rango de solicitudes de medición que van desde las medidas interatómicas hasta las intergalácticas.

Proveedores:

Clase Modelo patente Principio Dispositivo Contact

Medicion (contacto) MicroScribe-3DX Brazo instrumentado 50 in. Volumen trabajo esférico, Immersion Corp.

0.3 mm exactitud (408) 467-1900,

[email protected]

Medición(sin contacto) LASERVISION TOF, laser 50 m de rango, 4.9 mm accuracy @ZIRCON Corp.,

15 m, nivel integrado electronico (408) 866-8600

Rango-imagen HYSCAN Active triangulation 40 mm fondo de campo, 70 m Hymarc Ltd.,

(scan lineal) Laser anchura, 0.025 mm exactutud, (613) 727-1584,

[email protected]

E. Posición, localización y altitud.

mailto:[email protected]

mailto:[email protected]


13

Proveedores:

Sistema Compañia/Instituto

Navigation Accuracy Measurement Electronic Navigation Research Institute

System (NAMS) Ministry of Transport 6-38-1 Shinkawa, Mitaka Tokyo, 181, Japan

Tel: +81 422 413171 Fax: 81-422-413176

DAMS height monitoring unit National Aerospace Laboratory NLR

Anthony Fokkerweg 2 1059 CM Amsterdam The Netherlands

Tel: +31 (0)20 511 3113 Fax: +31 (0)20 511 3210

SSR and quadrilateration technique GEC-Marconi Electronics Ltd.

Marconi Research Laboratories

West Hanningfield Road Great Baddow, Chelmsford Essex, England

F. Área y volumen.

Proveedores;

Gebruder Haff Gmbh Lasico Inc. Altek Corporation

Tiroler Strasse 5 2451 Riverside Drive 12210 Plum Orchard St.

D-87459 Pfronten Los Angeles, CA 90039 Silver Spring, MD 20904

Germany Tel: (213) 662-2128 Tel: (301) 572-2555

Tel: 49-8363-9122-0

Figura 9.1.1.f Técnicas de medición de volumen, aplicaciones, y equipo para diferentes aplicaciones.


14

Proveedores de equipos para técnicas de medición de volumen

Technique Application Companies Products Price

(U.S.$)

Spirometry Lung volume Nellcor Puritan Bennett Renaissance

Morgan Science

Spirometrics

CDX Corporation Spiro 110S

Whole-body plethysmography Lung volume Morgan Science

ACI Medical Inc. 25,000

Gas-dilution Lung volume Equilibrated Biosystems Inc.

Melville

Thermodilution Heart Abbott Critical Care System

Baxter

American Edwards Laboratories

Strain-gage plethysmography Cardiac output Parks Medical Electronics

Impedance plethysmography Perfusion studies Ambulatory monitoring systems

Vitalog

RJL systems Detroit

Codman and Shurtleff Inc.

Randolp Electrodiagnostic

Instrument Inc Burbank

Inductive plethysmograph Lung volume SensorMedics BV RespiTrace plus

SomnoStar PT 15,000

Radionuclide imaging Heart, peripheral Schering

Organs

G. Oscilación e inclinación.


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Proveedores para oscilación e inclinación:

Applied Geomechanics Inc. Auckland Nuclear Accessory Company Ltd.

1336 Brommer Street P.O. Box 16066

Santa Cruz, CA 95062 Auckland, 3. New Zealand

Eastman Whipstock GmbH Geotechnical Instruments Ltd.

Gutenbergstrasse 3 Station House, Old Warwich Road

3005 Hannover-Westerfeld Leamington Spa, Warwickshire CV31 3HR

West Germany England

Huggenberger AG IRAD GAGE

Holstrasse 176 Etna Road

CH-8040 Zürich Lebanon, NH 03766

Switzerland

H. Velocidad y rapidez.

La velocidad lineal de una partícula está definida como la dimensión del cambio de posición de esta, con respecto al

diferencial de tiempo-

La velocidad angular o rotacional es el cambio de Angulo de giro de la partícula con respecto al diferencial de tiempo.

Radar para velocidad Anemómetro

I. Acústicas.

De acuerdo a la ecuación de ondas, el campo completo acústico puede en principio ser descrito solo por las diferencias

puntuales de presión en los gases, líquidos y sólidos. Esto significa que cuando se revisa una medición acústica

frecuentemente se mide el espectro de diferenciales de presión.


16

J. Radiación.

REJILLA PROTECCION

DIAFRAGMA

TRASPLACA

CARCASA AISLADOR


17

9.1.2 Mediciones de tiempo y frecuencia.

A. Medición de tiempo.

B. Medición de frecuencia.

9.1.3 Medición de variables mecánicas de sólidos.

A. Medición de masa y peso.


18

B. Medición de densidad.

C. Medición de deformación.

D. Medición de fuerza.


19

E. Medición de torque y potencia.

Fig 9.1.3.e. Arreglo esquemático de aparatos usados para la medición de torque y potencia

La figura 9.1.3.e. muestra cuatro técnicas usadas actualmente para medición de torque trasmitido.

a) El esfuerzo de torsión en la flecha altera la resistencia eléctrica para los cuatro sensores de esfuerzo ( dos no se ven )

conectados a el puente del circuito de Wheatstone. En el dibujo mostrado, las conexiones eléctricas están hechas para el

puente a través de los anillos deslizantes y las escobillas.

APARATO MOTOR

TORQUE DEL

MOTOR

REGION DE

TRASMISION SENSOR

VELOCIDAD

EQUIPO MOVIDO POR EL MOTOR

TORQUE

RESISTENTE

ESCOBILLAS

MEDIDOR TENSION

AL CIRCUITO EXTERNO

AISLADOR

ANILLOS DESLIZANTES

RUEDAS

DENTADAS

SECCION

TORSION

RECOLECTORES

RESALTE O

RANURA HELICE

SERPENTIN

DE BOBINA PARED DOMINANTE ANILLO POLARIZADO

ESPIRAS SENSORAS

Y DE EXCITACION

FLUJO LINEAS

MAGNETICAS SENSOR DE CAMPO


20

b) El torcimiento de la sección de torsión causa un desplazamiento angular de las superficies de las caras de las ruedas

dentadas; esto crea una diferencia de fase en las señales de los dos recolectores.

c) Las permeabilidades de las dos secciones ranuradas de la flecha cambian inversamente con los esfuerzos de torsión; esto es

captado como una diferencia en los voltajes de salida de las dos espiras sensoras.

d) Los esfuerzos de torsión causan que las inicialmente magnetizaciones circunferenciales en el anillo (flechas solidas) se

inclinen (flechas punteadas); estas magnetizaciones helicoidales causan que polos magnéticos aparezcan en la pared

dominante y en la terminal del anillo, el campo magnético resultante es sentido por el sensor de campo.

F. Medición de sensación táctil.


21

9.1.4 Medición de variables mecánicas de fluidos.

A. Medición de presión, vacío y ultrasonido.

Figura 9.1.4.a. Elementos sensores de presión: (a) diafragma plano, (b) diafragma corrugado, (c) capsula, (d) acordeón,

(e) tubo recto, (f) tubo Bourdon perfil “C”, (g) tubo Bourdon enroscado, (h) tubo Bourdon helicoidal, (i) tubo Bourdon

espiral.


22

B. Medición acústica.

Es muy importante actualmente por razones de seguridad e higiene de trabajo la medición de los parámetros

adecuados de intensidad y frecuencia de los sonidos en el área de trabajo.

Superficie medición

Fuente de referencia

Puntos de medición para determinación de potencia de sonido


23

C. Medición de flujo:

1. Flujometro de presión diferencial.

Tipo brida de orificio.

Tipo Tobera.

Tipo Venturi.

SENSOR PRESION (PARA COMPENSACION)

PLACA ORIFICIO

SENSOR TEMP P/COMP

LINEAS MEDIC

CELDAS PRESION

DIFERENCIAL

COMPU DE FLUJO

LECTURA LOCAL

CONEX CORRIENTE ARRIBA

CONEX CORRIENTE ABAJO


24

2. Flujometro de área variable.

Es importante resaltar que este instrumento solo se puede colocar en la vertical y con el flujo de

abajo hacia arriba.

3. Flujometro de desplazamiento positivo.

4. Flujometro de turbina o paletas.

Tal y como el flujo se

incrementa el área alrededor del

flotador se debe incrementar


25

5. Flujometro de impulsor o rodete.

6. Flujometro electro magnético.

Corriente de Eddy causada por

cambios en el campo magnético

Bobina de excitación

Electrodo A

Electrodo B

Campo magnético

variable Fluido

Compensación

Plano eje serpentín plano eje electrodo


26

7. Flujometro ultrasónico.

SEÑAL TRASMITIDA TRASMISOR

ZONA DE

REFLEXION EN

REGION DE

VELOCIDAD

ESTABLE

Vf

Perfil

flujo

Receptor

FLUJOMETRO DOPPLER


27

Figura C.7. Distancia mínima corriente arriba y abajo en diámetros de tuberías .

8. Flujometro de vórtice.

TIPO DE

DISTORSION

FLUJO

ENTRADA SALIDA

REDUCCION CONCENTRICA

CODO O TE RAMAL

2 CODOS 90ª EN UN PLANO

2 CODOS 90ª EN DOS PLANOS

VALVULA DESLIZANTE

PARCIALMENTE ABIERTA

BOMBA


28

9. Flujometro de sensor de flujo térmico.

Manufactureros de sensores de flujo masa térmicos.

Manufactureros Datos Precio

aproximado

Kobold Instruments Inc. Tipo calorimétrico: Serie MAS, aire, rango mínimo 0-10 ml, rango máximo 850 USD

1 801 Parkway view Drive 0-40 ml, temp max 50 ˚, presión maxima 10 bar, exactitud ± 2 %

Honeywell Tipo calorimétrico, gases, rango 0- 1 000 ml/min, presión máxima 1.75 bar

Microswitch, Freeport, il.

10. Flujometro de efecto Corioli.

METODO DE MEDICION. Si una corriente de líquido corre en un tubo oscilante, la fase elevadora de esta oscilación depende sobre

la fuerza de Corioli y en consecuencia del flujo másico de la corriente del liquido.


29

A causa de que los medidores de flujo tipo Corioli se optimizan para una determinacion precisa de la fase de levante, ellos tiene

pobre rendimiento para la medicion de la frecuencia de oscilacion, la cual es requerida para una medicion precisa de la densidad.

Eso es la causa por la cual las mediciones de concentracion y densidad solo permiten precisiones del ±5% al 10± de la escala

completa con estos instrumentos.

La medición de concentración con esta tecnología tiene sus desventajas:

Alta sensibilidad para burbujas de gas y sedimentos.

En la mayoría de los casos los instrumentos tiene compensación de temperatura en el aparato, pero no para el cálculo de

densidad.

Instalación difícil, especialmente para tuberías de diámetro grande.

Perdidas de presión altas a causa de su diámetro interno reducido de tubo.

BURBUJAS GAS


30

11. Flujometro de fuerza de arrastre.

D. Medición de velocidad puntual.

1. Anemómetro pitot.

Vendedores manufactureros de anemómetros Pitot.

SENSOR FUERZA O ESFUERZO

DIRECCION FLUJO DIRECCION FLUJO

OBJETIVO

HOYOS ESTATICOS HOYO

IMPACTO

DIRECCION

DE FLUJO

CONEXION

ESTATICA CONEXIÓN IMPACTO


31

Dwyer Instruments Inc PO Box 573 Michigan City, IN 46361 Tel(219)879-8000 Pitot tubos estáticos y tipo “S”

Rosemount Aerospace 14300 Judicial Rd Burnsville MN Tel(612)892-4300 Sensores flujo angular

Scientific Engineering 1275 Kleppe Lane, Suite 14 S Tel(702)358-0937 Sistema hibrido STACKWATCH

para

Instruments Inc Sparks NV 994-6499 Fax(702)358-0956 medición en ductos y chimeneas

2. Anemómetro térmico.

MANUFACTUREROS DE ANEMOMETROS TERMICOS


32

3. Anemómetro laser.

FLUJO CON PARTICULAS SEMBRADAS

INTENSIDAD DE SEÑAL

PROCESADOR

SEÑAL

DETECTOR

df CONOCIDO dt ( MEDIDO )

TIEMPO

CELDA

EMISORA

MEDICION DE VOLUMEN

LUZ DISPERSA POSTERIOR


33

E. Medición de viscosidad.

Clasificación de viscosímetros y sus características básicas

Tipo flujo de arrastre: Se determina el flujo por el movimiento del perfil o superficie del instrumento usando una fuerza externa o la gravedad

TIPO / GEOMETRIA CARACTERIZTICAS BASICAS /COMENTARIOS

Cilindros rotantes concéntricos ( Couette ) Bueno para baja viscosidad, porcentajes altos de corte; para R2/R1≈ 1;

duro para fluidos limpios espesos.

Cono Rotante y placa Cortante homogénea, el mejor para fluidos no-newtonianos y esfuerzos

normales, necesita buen alineamiento, problemas al cargar y la

evaporación.

Discos paralelos rotantes Similar al anterior, pero con cortante no-homogénea, la cortante varia

con la altura de separación, fácil de cargar la muestra.

Placas paralelas deslizantes Cortante homogénea, diseño simple, bueno para viscosidades altas;

difícil de cargar muestra y controlar la separación.

Cuerpo cayendo ( Bala o cilindro ) Muy simple, bueno para temperaturas y presión altas; necesita

densidad y sensores especiales para fluidos opacos, no bueno para

fluidos visco-elásticos

Burbuja ascendente Similar al anterior; para fluidos transparentes.

Cuerpo oscilante Necesita la constante del instrumento, bueno para metales líquidos de

baja viscosidad.

Tipo flujo a presión: Se determina el flujo por el movimiento del fluido por la geometría del instrumento usando una fuerza externa o la gravedad.


Capilaridad larga ( Flujo Poiseville ) Simple, rango y cortantes muy altas, pero cortantes muy-no-

homogéneas, malo por la dependencia y alto consumo de tiempo.

Copa / Orificio ( Capilaridad corta ) Muy simple, realizable, pero no para viscosidad absoluta y fluidos no-

newtonianos

Hendidura ( Placas paralelas ) flujo a presión Similar al de capilaridad pero difícil de limpiar.

Flujo a presión de ánulos axiales Similar al de capilaridad, mejor uniformidad de corte pero mas

complejo, problemas de excentricidad y difícil de limpiar.

Otros / Misceláneos


Ultrasónico Bueno para fluidos de alta viscosidad, volumen de muestras pequeño;

da datos de cortantes, volumen de viscosidad y propiedades elásticas;

problemas con el acabado de superficie y alineamiento, complicada

reducción de datos.


34

DIFERENTES CAUSAS DE ERRORES EN VISCOSIMETROS

Error / Efecto Causa / Comentario

Final / Efecto orilla. Perdidas de energía en la entrada y salida en la geometría de la prueba

principal.

Perdidas de energía cinética. Perdidas de presión para la energía cinética.

Flujo secundario. Perdidas de energía debido a flujos secundarios, vórtices, etc; se incrementa con

el numero de Reynolds

Geometría No-ideal. Desviaciones del perfil, alineamiento y acabado ideal.

Porcentaje de corte no-uniforme. Importante para fluidos no-newtonianos.

Variación de temperatura y calentamiento

viscoso.

La variación en la temperatura, en tiempo y espacio, influencia la viscosidad

medida.

Turbulencia. Turbulencia local y/o parcial se desarrolla frecuentemente en números de

Reynolds bajos.

Tensión superficial. Diferencia en tensiones inter-fase.

Efectos elásticos. Efectos elásticos en la estructura y el fluido.

Efectos misceláneos. Depende del espécimen de prueba, fractura de derretimiento, tixotropia y

reopexia.


35

F. Medición de tensión superficial.

Si un tubo capilar de vidrio es puesto en contacto con la superficie de un liquido, y si el liquido moja el vidrio con un ángulo de

contacto de 90˚, entonces el liquido tira hacia arriba en el tubo como se muestra en la figura a continuación.

La tension superficial es directamente proporcional a la altura de ascension, h , de el liquido en el tubo, en relacion con la

superficie plana del liquido en el contenedor mas grande.

MANUFACTUREROS DE VISCOSIMETROS

Geometrías para el método: a) Elevación capilar, b) Placa Wilhelmy, c) Anillo du Notty, d) Presión de burbuja máxima.


36

INSTRUMENTOS ASEQUIBLES COMERCIALMENTE

Metodo Tipo de instrumento Manufacturero / Modelo Precio USD

Levante en capilar. Manual. Fisher $ 79

Placa Wilhelmy/anillo du Notty. Manual, balance mecanico. CSC, Fisher, Kahl $ 2000 - $ 4000

Placa Wilhelmy/anillo du Notty. Manual, electrobalance. KSV, Lauda, NIMA $ 4000 - $ 11000

Placa Wilhelmy/anillo du Notty. Automatico,

electrobalance.

Cahn, Krüs, KSV, NIMA. $ 9000 - $ 24000

Presion de burbuja maxima Automatico. Krüss, Lauda, Sensa Dyne $ 5000 - $ 23000

Caida Pendulo / sesil. Manual. Krüss, Rame-Hart $ 7000 - $ 10000

Caida Pendulo / sesil. Automatico. ADSA, AST, FTA, Krüss, Rame-Hart, Temco $ 10000 -$ 21000

Caida de trompo. Manual. Krüss $ 20100

G. Medición de variables térmicas.

1. Medición de temperatura:

a) Termómetro bimaterial.

Terminal libre

Elemento

enredado

espiral

Terminal fija

Flecha

rotatoria

Terminal libre

conectado a flecha

indicadora

Terminal fija


37

b) Termómetro resistivo.

Alambres externos flexibles

Accesorio transicion Vaina de acero inoxidable

Sello a prueba

humedad

Aisladores de

cerámica

Elemento rugoso

Material conservante de cerámica


38

c) Termómetro de termistor.

d) Termómetro termocople.


39

e) Termómetro de unión de semiconductores.

f) Termómetro infrarrojo.

g) Termómetro de líquido en vidrio.


40

h) Termómetro manométrico.

i) Termómetro indicador de temperatura.


41

j) Termómetro fibra óptica.

2. Medición de conductividad térmica.


42

COMPAÑIAS QUE HACEN INSTRUMENTOS DE CONDUCTIVIDAD TERMICA

Tipo Rango de temperatura Compañía Precio aprox. USD

Transiente de disco caliente.

Analizador térmico TPS

290 – 1 000 K K – análisis AB $ 30 000

Plato paralelo guardado.

Thermatest GHP – 300

TCT 426

290 – 1 000 K

290 – 340 K

Holometrix Inc.

NETZCH

Variable

$ 30 000

Medidor flujo calor.

Rapid-k RK – 70

Unitherm

290 – 500 K

290 – 500 K

Holometrix Inc.

ANTER

Variable

$ 18 000

Flujo de calor radial.

Orton D.C.A.

290 – 1 400 K

Orton

$ 50 000

Lasser Flash

Thermaflash

290 – 1 300 K

Holometrix Inc.

Variable

3. Medición de flujo de calor.


43

4. Medición de imagen térmica.

PROVEEDORES DE APARATOS DE IMAGEN TERMICA

Compañia Modelo Datos Descripcion

AGEMA 880 LWB LWIR,CMT

NETD = 0.07

Sistema de medicion termica

175 pixeles ( 50 % MTF )

Amber Radiancel MWIR, InSb

NETD = 0.025

Pantalla compacta para medicion

256 x 256 pixeles, InSb

Cincinnati IRRIS. 160ST MWIR, InSb

NETD = 0.025

Pantalla compacta

160 pixeles / linea

5. Medición de calorimetría.


44

CONTROL DE FLUJO DE HUMEDAD, GAS O LIQUIDO

CAMARA DEL

MICROCALORIMETRO

ISOTERMICO

PELICULA O RECUBRIMIENTO

MUESTRA

TERMOPILA

MIDE EL CALOR DE ABSORCION

NANOBALANZA

MIDE EL CAMBIO DE MASA Y

VISCOELASTICIDAD

CALOR

PROVEEDORES CALORIMETROS


45

H. Medición de variables electromagnéticas.

1. Voltaje o potencial eléctrico.

2. Amperaje o intensidad eléctrica.


46

3. Wattaje o potencia eléctrica.

5. Factor de potencia.


47

I. Medición de variables ópticas.

1. Colorimetría.

6. Polarización.


48

7. Turbidez.

J. Medición de radiación.


49

K. Medición de variables químicas.

1. Medición de composición electroquímica.

Los métodos que comúnmente se utilizan para este medición son los siguientes:

TECNICAS SIN FLUJO DE CORRIENTE TECNICAS CON FLUJO DE CORRIENTE

POTENCIOMETRO

TECNICAS CON OMISIBLE CONVERSION ANALITICA TECNICAS CON COMPLETA CONVERSION ANALITICA

VOLTIMETRO CONDUCTIMETRO COULOMBIMETRO

CARACTERIZTICAS DE REACCIONES NUCLEARES


50

2. Medición de composición cromatografica.


51

3. Medición de pH.

4. Medición de humedad y niebla.

VOLUMEN DE MEDICION

DETECTOR

HUMEDAD FUENTE

NEUTRON

DETECTOR

FUENTE

GAMMA

MAXIMO 700 mm

COMPENSACION

DENSIDAD

UNIDAD

HUMEDA

D

UNIDAD DE EVALUACION


52

5. Medición del medio ambiente ( Metereoligica, polución, calidad de agua )

UNIDAD DE EVALUACION

MEDIDOR DE HUMEDAD DE SUPERFICIE

VOLUMEN

DE

MEDICION


53

L. Procesamiento de la señal de instrumentación.

1. Amplificadores y acondicionadores de señal. Las señales desde los sensores generalmente no tienen las

características apropiadas para mostrar su imagen, registrarse, trasmitirse o procesarse; esta señal puede perder

amplitud, potencia, nivel o ancho de banda al alejarse del sensor, o adquirir durante el trayecto ruido o interferencia

que enmascare la información trasmitida.

Los acondicionadores de señal incluyendo amplificadores, adaptan la señal del sensor a los requerimientos del

receptor o circuito al que va a ser conectada la señal. Las señales desde los sensores pueden ser análogas o digitales.

El rango dinámico para una medición, es el coeficiente entre el rango a medir y la resolución deseada.

Es muy importante saber la distancia a la que se encuentra un instrumento sensor, hasta el lugar a donde se va a

procesar su señal, pues puede necesitar un amplificador o acondicionador de señal.

2. Modulación. Es frecuente el caso en instrumentación, que la señal de soporte de información no esta en forma optima

para su uso debido, en tales casos la señal soporte de información puede ser usada para alterar alguna característica de

una segunda señal mas apropiada para su aplicación; este proceso de alterar una señal por medio de otra es conocida

como modulación; la información original se llama señal base, y la señal modulada por la señal base es llamada

señal conductora (carrier). La recuperación de la información original requiere de un proceso de demodulación

apropiado. Los mas comunes procesos de modulación son de ( AM ) amplitud modulada y ( FM ) frecuencia modulada.

3. Filtros. Un filtro es un sistema de proceso de señal en la cual la señal de salida respuesta, difiere de la de

entrada excitación; la razón de su uso es que una señal de excitación generalmente lleva una mezcla de señales, que

incluyen algunas que pueden ser inútiles para el proceso y las cuales solo ocasionarían distorsión en la medición.


54

9.2 Instrumentos de control.

Las computadoras son un equipo esencial de la mayoría de sistemas de instrumentación, debido a su habilidad para supervisar la

colección de datos, y permitir que esa información sea procesada, almacenada y mostrada. La mayoría de los instrumentos modernos

son capaces de proveer a un usuario lejano acceso a la información medida vía una red de computación.

Los principales accesorios de un sistema de instrumentación basado en computadora se muestran a continuación.

9.3. Centros de control.

El trabajo y localización de un centro de control de un instrumento o grupo de instrumentos para realizar su labor de sensar,

indicar, trasmitir, registrar, controlar, etc, una variable o grupo de variables de proceso; depende desde mi punto de vista de tres

niveles de actuación dependiendo solo de que nivel de interacción se requiere para el operador y el equipo de proceso, o sea del

grado de sofisticación que se requiera en el control de un proceso, estos centros de control pueden ser: locales, zonales o centrales.

En el caso de centros de control locales estos se encuentran sobre el equipo de proceso y sus sistemas de control están en el mismo

instrumento al diseñar su colocación solo se necesita que sean manipulables y no obstruyan.

SENSORES Y CIRCUITOS DE

ACONDICIONAMIENTO DE SEÑAL

DIGITALIZADOR

ALMACEN DE DATOS

DISCO RAM

INTERFACE HUMANA-COMPUTADORA:

TABLERO,RATON,IMPRESORA,PANTALLA

INTERFASE DE COMUNICACION

CPU UNIDAD CENTRAL

DE PROCESO


55

Cuando se habla de centros de control zonales, en muchos casos vienen en forma modular, aunque aun en ese caso se debe definir la

posición de este tablero de control para su adecuada función y su probable retrasmisión de información a un control central; en la

mayoría de los casos se debe definir y diseñar un tablero de control de toda una área de proceso, con las debidas previsiones de

interferencia con las tuberías con los conduit de control.


56

Dependiendo de los recursos con los que se cuente para el control de una planta de fabricación industrial, lo idóneo es que toda la

información de los instrumentos sea conducida a un centro de central y de esta manera se pueda controlar totalmente el proceso de

fabricación. Es una excelente practica colocar estos centros de control muy cerca de los centros de control de motores.

9.3.1 El trabajo humano en los procesos de control.

Históricamente se ha ido cambiando la posición de trabajo de la persona en el proceso de fabricación, de la fabricación artesanal

donde el artesano se ocupaba de todos los pasos de manufactura ( obtención de recursos, fabricación y venta ), hasta los sistemas de

última generación donde se busca la mínima intervención del hombre con el objetivo de la normalización y uniformidad de

fabricación. Desgraciadamente aunque esta tendencia al final proporciona productos homogéneos de la mejor calidad, nos lleva a

costos de inversión inicial muy grandes, y lo que es más paradójico y perjudicial, la contratación de menos personas en un proceso

de fabricación.

Se está progresando del criterio de cuartos de control donde el hombre decidía las respuestas de proceso, hacia los centros de

control donde los sistemas de lógica computarizada se encargan de estas decisiones.


57

A Controles tradicionales: válvulas,

Manivelas, interruptores. Generalmente

Descentralizados.

B Instrumentos análogos, descentralizados

en principio y monitoreados remotamente

en un centro de control.

1er modelo de automatización.

C Artificios de control operados por motor.

D Artificios de información, como

indicadores eléctricos.

E Artificios de control operados

digitalmente.

F Artificios sensibles digitalmente.

2ª Modelo de automatizacion.

3er Modelo de automatización

A

B

PROCESO OPERADOR /

TRABAJADOR

OPERADOR /

TRABAJADOR

ARTIFICIOS

CONTROL

ANALOGO

PROCESO

C

D

C

D

ARTIFICIOS

CONTROL

ANALOGO

PROCESO COMPUTADORA OPERADOR


58

4ª Modelo de automatización.

Niveles de automatización y la posición de decisión del hombre.

9.3.2 Diseño de centros de control y su medio ambiente.

PROCESO MICRO

COMPUTADORA

MINI

COMPUTADORA

OPERADOR

E

F


59

5.2. Requerimientos adicionales de servicios de apoyo a un instrumento.

En la práctica de la ingeniería de detalle de tuberías es apropiado constatar que los ingenieros de instrumentación y control cuenten

con información al día de los siguientes planos:

a) Diagrama de tuberías e instrumentación (aunque parezca obvio y redundante.

b) Plano de distribución general de áreas de planta y de localización de equipos de cada una de las áreas de planta incluidas las

áreas de energías y de apoyo al personal; incluidas la previsión de expansiones futuras.

c) Lista de equipos y suministros tanto locales como foráneos.

d) Hojas de especificaciones y dibujos relacionados de cada uno de los equipos y suministros, así como manuales de

recomendaciones de ingeniería.

Planos principales para instrumentación:

El objetivo principal de estos planos es proporcionar la información necesaria y suficiente para la colocación de instrumentos de

control de una planta química, algunos de ellos no los consideran en las etapas tempranas los instrumentistas; cuando pueden ser

tomados en cuenta por los demás equipos interdisciplinarios, con resultados aberrantes y modificaciones costosas.

Por obvias razones clasificaré los planos como:

1 Planos de apoyo necesario.

a) Arquitectónicos.- Todos los instrumentos deben ser accesibles tanto para operación como para su mantenimiento.

PANTALLAS DE

SUPERVISION

AREA PRINCIPAL DE TRABAJO

CON 3 CPU

SUPERVISION

DETALLE

ALARMAS

PIZARRON

IMPRESORA

AREA DESCANSO

AREA SECUNDARIA DE TRABAJO CON

DOS PANTALLAS UNA PARA ALARMAS

LIBRERO

AREA DESCANSO CUARTO IMPRESION CAFETERIA


60

b) Civiles.- Algunos instrumentos pueden requerir bases de apoyo.

c) Estructurales.- No es raro que instrumentos requieran de plataformas y barandales para su operación, así como

estructuras o casetas para la vibración y protección.

d) Drenajes.- Algunas veces se tienen que purgar o tienen un dren continuo.

e) Planos eléctricos.- Se debe definir los detalles de suministro eléctrico tanto central como local.

f) Planos de ventilación y aire acondicionado.- Ciertos instrumentos requerirán de condiciones de ventilación y

acondicionamiento de aire.

g) Plano de suministro de aire de instrumentación.- Es sumamente importante proporcionar un suministro suficiente en

volumen y presión, así como libre de condensados y de aceite.

2 Planos constructivos.

a) Plano de distribución general de instrumentos y tableros de apoyo.

b)

c) Localización general de ruta de charolas y trincheras. En este tipo de documentos de localización se debe mostrar la

ruta completa de charolas y trincheras donde van a descansar los cables y líneas de señal neumáticas de

instrumentación, así como se interconectan los cuartos de control con los instrumentos y las cajas de conexiones.


61

El plano de la charolas debe mostrar la ruta, elevaciones, tipo y tamaño de cavles o ductos de señal neumatica, y los

necesarios detalles para cosntruccion.


62

c) Localización de instrumentos en planta.

d) Localización de tableros de control y conexión. En este tipo de dibujo se muestran los instrumentos como están

colocados en las tuberías y con respecto a las cajas de conexión y control.


63

3. Planos y detalles de taller.

a) Diagramas de circuitos de control.


64

b) Típicos de construcción neumáticos.


65


66

c) Típicos de construcción de proceso.


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68


69

d) Diagramas con calibre y tipo de cable.

e)

f) Diagramas de alambrado.


70

g) Listas de materiales de instrumentación.


71


72


73


74

10 Lista de materiales.

Una muy importante etapa en un proyecto es la redacción de la lista de materiales de tuberías, accesorios y válvulas, para su

adquisición y revisión previa a la construcción.

Resulta obvio pensar que el ingeniero de tuberías selecciono adecuadamente los materiales, de acuerdo a la experiencia del

cliente, o su conocimiento experimentado sobre el tema.

Con la actual relación internacional de comercio entre los diferentes países de todos los continentes, es muy importante que el

ingeniero de tuberías haya hecho un análisis concienzudo de los materiales de las tuberías y artículos conectados a ellas ; ya

que pudiera ser que en algunos países las materias primas contengan trazos de sustancias que pudieran interactuar y

afectar el proceso.

Aun antes de diseñar las tuberías se debe definir un Manual de especificaciones de tuberías, accesorios y válvulas.

Existen programas de tuberías como el PDS, PDMS, CadWorx, etc. Que nos pueden proporcionar el isométrico y la lista de

materiales de la tubería, pero cuidado, sino queremos que el programa utilice los materiales sobreentendidos (for

default) debemos meticulosamente editar su base de datos y adecuarla a nuestras necesidades.

11.1. Códigos y estándares usuales.

En México debido a la influencia comercial e industrial, comúnmente usaremos códigos y estándares de USA, sobretodo en

tuberías se partirá de los códigos ASME, dentro de ellos y debido a que se enfoca al diseño de plantas de proceso se sigue el

código ASME B31.3 el cual además es el mas vasto.

Aunque es muy importante por razones de diseño y construcción seguir las normas de los códigos y estándares, en sus

dimensiones y calculo, estos solo servirán como referencias, y no sustituyen la amplia experiencia con que un diseñador debe

tener, de los conocimientos que se adquieren en la construcción en taller y las modificaciones del trabajo de campo.

En el anexo C - 1 haremos una lista de las diferentes asociaciones americanas referentes en tuberías. Se mantendrá el

idioma original para prever errores de traducción.

10.2. Comparación de estándares Americanos y mundiales.

En mis etapas tempranas ejerciendo la ingeniería (Junio 1980) tuve acceso por medio de un asesor alemán a la norma LURGI

Internationale werkstoff vergleiche de la cual a continuación muestro algunas tablas que considero interesantes.


75

Fig 10.2.a Comparativo de tuberias de acero de alto grado no aleada.


76

Fig 10.2.b. Comparativo de tuberias de acero de alto grado no aleada.


77

Fig 10.2.c. Comparativo de tuberias de acero especial aleado.


78

Fig 10.2.d. Comparativo de tuberias de acero austenitico.


79

Esta norma comparaba aceros americanos, ingleses, alemanes, franceses, rusos, suecos, italianos y la naciente euronorm. Escogí las

tablas anteriores debido a que en México son de uso común las tuberías de acero al carbón ASTM A53 y A106, y las de acero

inoxidable AISI tipo 304 y 316.

Conforme ha pasado el tiempo las normas y códigos han cambiado, y en Europa tratan de llegar a una norma común.

Desgraciadamente la comparación de materiales en general de construcción, y en especial los de tuberías es una ciencia muy

extensa, en la cual solo voy a externar algunos temas, y les sugiero a las personas que quieran ahondar mas en el tema adquirir el

libro “Piping Materials selection and applications_ ASTM DS67B ” de Bringas, editorial ASTM International.

Desgraciadamente en la comparación de materiales de países diferentes, no es completamente cierta la definición de equivalente,

por ejemplo, el cero ASTM A516/A grado 70 es comparable al JIS G3118 símbolo SGV 480 y al EN 10028-2 nombrado como P295GH,

basándose en la composición química y propiedades mecánicas; aun así, pormenorizadamente no son idénticos en la proporción

química y solicitudes mecánicas, en consecuencia la comparación de aceros no es una ciencia exacta.

10.3 Formas de especificación (Lista de materiales).

Las formas de especificación de las listas de materiales para tuberías debe ser muy acuciosa y pormenorizada, se deben tomar en

principio las siguientes premisas:

a) Debe de partir de un catálogo de tuberías, accesorios, válvulas e instrumentos, el cual se definió desde un principio de

acuerdo a las necesidades del proyecto; esto no rigidiza los procedimientos pero si debe ser actualizado este catalogo y las

listas finales de acuerdo a la ultima revisión de este.

b) Se deben definir los accesorios de acuerdo a si son de un material estándar; no son lo mismo los diferentes tipos de acero al

carbón, mucho menos la mas amplia variedad de aceros inoxidables, y aun mas el mundo de aceros de aleación especiales.

Si siguen dimensiones o estándares comunes o están al arbitrio de un fabricante.

c) No se puede confiar en descripciones consuetudinarias (coloquiales) de materiales, como tubería de fierro negro, ya

que yo personalmente tuve la mala experiencia de que un comprador contraviniendo mi especificación, compró tubería con

esta especificación y le enviaron tubería decorativa de lamina pintada de negro.

d) Debe realizarse un trabajo conjunto con los ingenieros civiles y arquitectos(venteos, drenajes, trincheras) ya que al no estar

familiarizados con las condiciones industriales, pueden cambiar una especificación mas familiar a sus conocimientos; así

mismo con los instrumentistas que tienden a dejar al ultimo el tipo y localización del instrumento , como el tipo de de

conexión.

Comúnmente las listas de materiales constan de mínimo tres hileras:

Numero. Se puede indicar también como un artículo (Item) o clave de reconocimiento.

Diámetro nominal. Se indica comúnmente en pulgadas y sus fracciones en México, aunque por razones legales se puede

exigir en unidades internacionales SI (mm), pero tiene las mismas dimensiones que el diámetro nominal

2”=51mm.

Cantidad. Muestra la magnitud en forma numérica de los accesorios.

Unidad. Debe definirse si es en sistema ingles(pies),internacional(metros),coloquial (tramos) en este caso es sumamente

importante la magnitud de esas unidades coloquiales( tramos de 3m, 6m,1 yarda, 5 palmos).

Descripción. Un texto acucioso y pormenorizado de cada uno de los artículos.


80

Como ejemplo especificaré tuberías, accesorios, válvulas y equipos comunes de tubería. Estos serán de acero al carbón y seguirán los

códigos comunes americanos.

TUBERIA Numero.- TAC-23

Diam. Nom. 2”

Cantidad.- 233

Unidad.- m (metros)

Descripción.- Tubo ( recordar si es tubo estándar o calibrado).

De acero al carbón.

Con costura o sin costura.

Con terminales al corte plano , biseladas, roscadas.

ASTM – A53 el cual en forma legal refrendará las anteriores partes de la especificación.

En un listado quedaría como:

Clave Diam Cant Unidad Descripción

TAC-23 2” 333 m Tubo de acero al carbón sin costura biselado ASTM – A53

CODO Clave.- CAC-103

Diam. Nom. 1 ½”

Cantidad.- 17

Unidad.- pza (pieza)

Descripción.- Codo

De 45°, 90° o se puede pedir un codo común cortado a un ángulo definido.

RC (radio corto) una vez el diámetro nominal, radio largo 1.5 veces el diámetro nominal

Soldable, roscado, bridado, etc.

ASTM –A234 GR WPB

En un listado quedaría como:


CAC-103 2” 3 pza Codo de acero al carbón soldable de 90 ° radio largo ASTM – A234 GR WPB

Los codos pueden ser hechos desde tuberia recta, dependiendo el método de 3R a 5R el radio nominal; también pueden ser

realizados por segmentos y después soldados: En todo caso sugiero se realicen estos codos con planos de detalle.

CODO Clave.- CRAC-201

REDUCTOR Diam. Nom. 3” x 2” ( En orden de diámetro mayor a menor).

Cantidad.- 1

Unidad. Pza (pieza)

Descripción.- Codo reductor.

De 90 ° son regularmente de 1 ½ R o sea de radio largo.

Soldable, roscado, etc.

ASTM –A234 GR WPB


81


CRAC-103 3”x 2” 1 pza Codo reductor de acero al carbón soldable de 90 ° radio largo ASTM – A234 GR WPB

En el cado de codos reductores roscados tanto machos como hembras se recomienda localizarlos primero con los folletos de

proveedores, verificar su existencia y luego definirlos por numero de catalogo.

TE RECTA Clave.- TAC-305

Diam. Nom. 5”

Cantidad.- 10

Descripción.- Te recta soldable.

Acero al carbón ASTM – A 234 GR WPB


TAC-103 5 ” 10 pza Te recta soldable de acero al carbón soldable ASTM – A234 GR WPB

TE Clave.- TRAC-235

REDUCTORA Diam entrada 6”

Diam salida 6”

Diam ramal 4”

Descripción .- Te reductora soldable 6” x 6” x 4”.


Como especificar Te Entrada en línea Salida en línea Ramal Ejemplo

Reducción en ramal 6” 6” 4” Te reductora soldable 6” x 6” x 4”

Reducción en línea 6” 4” 6” Te reductora soldable 6” x 4” x 6”

Es obvio que no se puede especificar empezando por el diámetro menor, no importa la dirección de flujo. En el caso de tés

reductoras roscadas tanto machos como hembras se recomienda localizarlos primero con los folletos de proveedores, verificar su

existencia y luego definirlos por numero de catalogo.

REDUCCION Clave.- REAI- 626

CONCENTRICA Diam entrada 6”

Diam salida 3”

Descripción .- Reducción concéntrica soldable 6” x 3”.



REAI-626 6 ” x 3” 10 pza Reducción concéntrica soldable de acero inoxidable tipo 316 l ASTM – A 312


82

REDUCCION Clave.- REAI- 626

EXCENTRICA Diam entrada 6”

Diam salida 3”

Descripción.- Reducción excéntrica soldable 6” x 3”.



REAI-626 6 ” x 3” 10 pza Reducción concéntrica soldable de acero inoxidable tipo 316 l ASTM – A 312

Es obvio que no se puede especificar empezando por el diámetro menor, no importa la dirección de flujo. En el caso de reducciones

roscadas tanto machos como hembras ( o combinadas ) se recomienda localizarlos primero con los folletos de proveedores, verificar

su existencia y luego definirlos por numero de catalogo.

BRIDA Clave.- BD-101

DESLIZABLE Diam. Nom 2”

Presión Nom. 150 #

Tipo de cara. CR Cara realzada.

Descripción.- Brida deslizable 2” 150 # Cara realzada de acero inoxidable tipo 304 ASTM- A 312


BD - 101 2” 3 pza Brida deslizable 2” 150 # Cara realzada de acero inoxidable tipo 304 ASTM- A 312

BRIDA Clave.- BD-101

LOCA Diam. Nom 3”

Presión Nom. 300 #

Tipo de cara. CP Cara plana.

Descripción.- Brida loca 3” 300 # Cara plana de acero al carbón ASTM- A 105


BD - 101 3” 3 pza Brida deslizable 3” 300 # Cara realzada de acero al carbón ASTM- A 105

BRIDA CUELLO Clave.- BD-101

SOLDABLE Diam. Nom 6”

Presión Nom. 600 #

Tipo de cara. CR Cara realzada.

Descripción.- Brida cuello soldable 3” 300 # Cara realzada de acero al carbón ASTM- A 105


BD - 101 6” 5 pza Brida cuello soldable 6” 300 # Cara realzada de acero al carbón ASTM- A 105


83

Existe la posibilidad de necesitar bridas reductoras o ampliadoras de diámetro, pero se debe tomar en cuenta la opción concéntrica y

excéntrica. En este caso sugiero que no se usen, y dado el caso de su estricta necesidad se recomienda localizarlos primero con los

folletos de proveedores, verificar su existencia y luego definirlos por numero de catalogo.

Yo recomiendo en el caso de las siguientes tipos de conexiones y en válvulas apoyarse en catálogos de fabricante y especificarlas

según se indique en el folleto:

a) Conexiones enchufables (socket Weld)

b) Weldolet, elbolet, latrolet, sweepolet, sockolet, nipolet.

c) Yes laterales, yes centradas, tapones y cruces, coples y medios coples, y tuercas unión; tanto soldables como

roscadas.

d) Swages

10.4. Formas de revisión.

Las formas de revisión que se deben de realizar según mi experiencia son las siguientes:

A. La revisión acuciosa que realiza el propio dibujante y su diseñador que yo solia realizar siguiendo los siguientes

puntos:

1.- Obtener el DTI actualizado con la ultima revisión.

2.- Obtener la localización de equipos actualizada ultima revisión.

3.- Obtener la última revisión de los equipos involucrados en la revisión.

4.- Se marcará con color amarillo los datos que sean reales.

5.- Se tachará con color verde los datos falsos.

6.- Se escribirá o dibujara con lápiz rojo las líneas o textos que sean los acertados.

7.- Revisar el titulo del plano.

8.- Revisar número de plano y número de revisión (actualizando los datos del cuadro de revisiones).

9.- Revisar el pie de plano actualizando los datos.

10.- Actualizar el cuadro de planos de referencia.

11.- Actualizar el cuadro de notas, simbología y nomenclatura.

12.- Verificar que la información este bien localizada en sus capas de autocad, y que estas estén bien

colocadas en el ambiente modelo o papel.

13.- Que aparezcan en los planos los círculos de ejes.

14.- Que aparezcan las claves de equipos.

15.- Que los equipos principales estén acotados contra los ejes.

16.- Que los equipos secundarios o auxiliares a uno grande se acoten con referencia al equipo, así como

se deben acotar con respecto a si mismo sus boquillas principales.

17.- La clave o identificación correcta de una línea debe aparecer por lo menos una vez en el plano, y

repetirla según se considere adecuado para mayor entendimiento.


84

18.- Las tuberías de ½”Ø, ¾”Ø y 1”Ø se dibujarán con línea gruesa.

19.- Las tuberías de 1½”Ø y de mayor diámetro se dibujarán a doble línea.

20.- Se deberá poner especial atención y deberá indicarse los cambios de especificación de materiales

de las líneas.

21.- Los equipos o accesorios no estándar deberán mostrar sus dimensiones necesarias y suficientes, así

como sus rangos de operación.

22.- Poner especial atención en la debida localización ( según sus especificaciones )e identificación de

las conexiones de los instrumentos en línea o en tanques.

23.- Revisar que los arreglos tengan venteos, drenes, salidas condensado, recirculaciones y bypass, sean

adecuados a los estándares normales.

24.- Las piernas de condensado tanto para vapor como para aire comprimido deberán ser dibujadas y

detalladas así como los arreglos de trampas.

25.- Que las claves de las válvulas así como su diámetro nominal se indiquen en el dibujo.

26.- Que el aislamiento haya sido mostrado tanto en los DTI`S como en las tuberías, indicando cuando

menos su diámetro nominal, diámetro exterior, grosor, tipo de acabado e iniciales de especificación.

27.- Que se especifiquen numeren y localicen los soportes de tuberías, para enviar la información a los

encargados del área civil.

28.- Que las soldaduras de campo sean indicadas.

29.- Verificar que los arreglos de tuberías estén de acuerdo a los DTI’S y hojas de datos.

30.- Verificar que todos los equipos anexos a otro mayor sean dibujados ( agitadores, motoreductores,

motores, actuadores, volantes, barandales, cadenas, etc.)

31.- Verificar posibles interferencias.

32.- Verificar adecuadas distancias de tuberías a: Estructuras, puertas, ventanas y soportes, ductos y aparatos

eléctricos; incluyendo centros de control de motores y equipo contra incendio.

33.- Revisar accesibilidad para operación y mantenimiento.

34.- Indicar en los planos las penetraciones en paredes o pisos, indicando sus niveles o cotas.

35.- Poner atención en áreas adecuadas para entradas de hombre, salidas de agitadores, sustitución de

cartuchos de filtros, etc.

36.- Que las líneas limite estén bien indicadas y con su debido grosor, así como los textos que indiquen

los planos de referencia.

37.- Indicar con las debidas flechas y referencias los cortes y detalles.

38.- Se deberán enlistar los pendientes en el plano afectado y marcar en este el área afectada con una nube (

con un número y clave de referencia para que se pueda llevar a término ).

39.- Marcar con detalle las conexiones a bridas pad de tanques.

40.- Dejar preparadas las salidas y conexiones, así como los detalles , de las áreas donde están los típicos de

instrumentación.

41.- Indicar pendientes según se soliciten en los DTI’S.


85

42.- Indicar en un detalle cuando la brida de la boquilla de un tanque sea rígida y tenga algún giro diferente

al de horcajadas ( stradle center lines ).

43.- Se deberán indicar y tomar en cuenta los patines de deslizamiento de las tuberías calientes así como su

aislamiento.

44.- Se deberá poner especial atención a la localización del símbolo del norte, según procedimiento.

B. La revisión de proveedores de equipos que se consideren críticos enviándole detalles finales de diseño.

C. Revisión cruzada que hace un diseñador sobre el trabajo de su compañero.

D. Revisión con el departamento de instrumentación y control para que no quede en el limbo la localización de

sensores de instrumentos en tuberías, equipos y recipientes.

E. Revisión con el departamento eléctrico para verificar que no existan interferencias y se respeten las cavidades de

ruta.

F. Revisión del departamentos de flexibilidad y solicitudes mecánicas de las tuberías.

G. Revisión aleatoria del jefe de grupo de tuberías de algunas líneas que según su experiencia le parezcan apropiadas

de revisar.

H. Revisión del ingeniero, gerente y director del proyecto, revisando que las normas y directrices que se definieron

en el contrato se hayan realizado satisfaciendo las normas técnicas, legales y principalmente las necesidades del

cliente.


86

10 Flexibilidad.

Dentro del desarrollo del diseño de tuberías se establecen los sistemas estándar aplicables, las condiciones de diseño , los materiales

apropiados (Presión, temperatura, tipo), grosores de tuberia, válvulas y accesorios; se establece una localización general de equipos

y tuberías preliminar, y una configuración de Soporteria, para realizar un acucioso análisis de flexibilidad. En este análisis de

flexibilidad trataremos de proveer un adecuado soporte, suficiente flexibilidad y prevenir a la tuberia ejercer reacciones excesivas;

todo esto para que los soportes resistan las cargas de presión, peso, terremoto y viento; que la flexibilidad acomode los cambios de

longitud debidos a las variaciones de temperatura, y que se proporcione soporte y flexibilidad para prevenir que las tuberías ejerzan

excesivas reacciones sobre los equipos y restricciones. Con esto impediremos que se colapsen las tuberías, haya fugas debido a

cortes por fatiga o fuerzas excesivas, y prevenir la falla o malfuncion de equipos conectados a la tuberia.

Este análisis se puede realizar en dos etapas:

1. Verificar el apropiado soporte en las cargas de peso y presión , y checar sus reacciones.

2. Verificar la adecuada flexibilidad debida a la expansión térmica, y checar sus reacciones.

Análisis de flexibilidad es entonces el proceso de cálculo de las deformaciones, que causan esfuerzos y fuerzas resultantes en

un sistema de tuberia, para determinar si el soporte tiene:

a) Soporte adecuado.

b) Suficiente flexibilidad para acomodar los cambios de longitud debidos a las variaciones de temperatura.

c) Que se ejerzan lo suficientemente bajas fuerzas de reacción sobre las restricciones y los equipos.

Antes de entrar mas profundo en el tema sugiero se realice la lectura de los siguientes libros en donde se hace un estudio mas

profundo del tema:

“Introducción al análisis de esfuerzos de tuberías” Sam Kannapan. Traducción al español de Benjamín Serratos.

“Pipe stress engineering” Peng & Peng.

“Piping design and engineering” Grinell ITT.

“Piping engineering” Tube turns.

“Process Piping in according with-B313” Frikken.

“Design of piping systems” mw Kellogg .

El objetivo de los temas diversos que vamos a ver es hacer de su conocimiento los principios básicos de un tema que en ciertos

casos críticos es materia de doctores en ingeniería mecánica; Estas lecciones involucran los procedimientos para un análisis simple

de esfuerzo requerido cuando se esta hacienda un estudio de localización de tuberías. Se debe tomar en cuenta que estos

procedimientos son solo lecciones que sirve como guía, y que estas lecciones pueden ser muy diferentes que los trabajos que usted

ha realizado en el pasado; la mayoría de compañías tienen sus propios estándares.

Se tratará de proveer un adiestramiento auto dirigido de localización de tuberías para diseñadores los cuales tiene una formación

previa de diseño. Esta enseñanza puede ser aplicada a aplicaciones manuales o electrónicas. Los objetivos son los siguientes:

• Familiarizarte con los requerimientos de esfuerzos cuando estas haciendo una localización de equipos y tuberías.

• Conocer los diferentes materiales y terminología usados cuando se hace un análisis de esfuerzos (por ejemplo el

nomograma).

• Conocer las consideraciones de esfuerzo cuando se localizan puentes de tubería, bombas, recipientes verticales, etc.,

evitando errores mayores y cambios costosos y mostrándote algunas trampas que las causan.

• Familiarizarte con los estándares que aunque son algo diferentes son comunes en las diferentes compañías.


87

Tomate tiempo para familiarizarte con los temas.

Hasta este capitulo habíamos adquirido conocimientos de materiales, dibujo y diseño de tuberías a temperatura

ambiente; ahora debemos adquirir conocimientos de localizacíon, diseño de equipos y tuberías que están

sujetas a cambios mas amplios o críticos de: temperatura, presión, vibración, cargas físicas y de viento, golpe

de ariete, tuberia bajo piso, etc. Por lo cual sugiero realicen una lectura preliminar de los anexos C, para saber

que conocimientos nos puede proporcionar. A continuación se enlistan:

Anexo C-1 Referencias de asociaciones americanas (USA),

Anexo C-2 Propiedades mecánicas de tuberías.

Anexo C-3 Expansión térmica lineal de metales.

Anexo C-4 Localización de intercambiadores de calor y tuberías.

Anexo C-5 Espaciado permisible de tuberías entre soportes.

Anexo C-6 Procedimiento de boceteo para el análisis de flexibilidad.

Anexo C-7 Información contenida en boceto de flexibilidad.

Anexo C-8 Sugerencias y ayudas para la localizacíon de equipos rotatorios.

Anexo C-9 Arreglo típico de equipos en una unidad de producción.


Anexo C-11 Arreglo de enfriadores de aire de tiro forzado e inducido.

Anexo C-12 Principios de diseño para localización de turbinas de vapor y bombas reciprocantes.

Anexo C-13 Estándares de ingeniería para análisis de flexibilidad.

11.1. EXPANSION TERMICA.

Responsabilidades del diseñador de tuberías.

El diseñador es responsable de la localización, diseño, y soporte de todos los sistemas de tubería. Por lo tanto es responsable de

localizar soportes, guías, anclas, restrictores de compresores y varillas colgantes.

Proveyendo pretensado, resorte frio y los claros requeridos para la expansión de la tubería y flexibilidad adicional a la línea.

Enviando y dibujando bocetos de esfuerzos en complete acuerdo con los procedimientos remarcados en las practicas de ingeniería

de tuberías.

El diseñador de tuberías no es responsable de los cálculos de flexibilidad o la validez de los cálculos realizados por el ingeniero de

esfuerzos; pero si es responsable cuando los realizo sin la aprobación de este.

Notas importantes acerca del Resorte frio.

Resorte frio es la deformación intencional anticipada de una tuberia durante la construcción, de manera tal que cuando ya este

caliente o sujeta a esfuerzos, muestre la misma figura que cuando se hubiera construido antes de estar sujeta a los esfuerzos

mecánicos.

La realización del resorte en frio: no cambia los rangos de esfuerzos, no cambia el rango de la reacción, y no ayuda a la

reducción de los rangos de reacción en equipos fabricados; puede ser útil para reducir reacciones rotativas de equipos y soporte;

puede ser usado para control de desplazamientos.


88

A causa de que el resorteo en frio es dificil de alcanzar con exactitud en la practica, el codigo B31.3 le otorga solo credito parcial en

el calculo de fuerzas de reaccion.

Para dos sistemas de anclaje con ninguna restriccion intermedia, B31.3 nos da ecuaciones para la estimacion de reacciones dando

2/3 del credito para el resorte frio (319.5.1).

Para otros sistemas, B31.3 requiere que cada caso sea estudiado para estimar las reacciones(319.5.2).

Note que un resorte frio no intencional (desalineamiento) tiene el mismo efecto que un resorte frio intencional.

El codigo dice “ cualquier distorcion de la tuberia para llevarla al alineamiento con una junta que introduzca una distorsion en

detrimento del equipo o componentes detuberia esta prohibida “ (335.1.1)

Algunas compañías son mas restrictivas que el código acerca del desalineamiento.

11.1.A.. Como buscar la expansión de tubería.

Figura 11.1.A..1

En busca de revisar el espacio con la línea de la derecha, se necesita conocer la expansión térmica. Y el claro debe permitir que la

expansión de la línea no crezca y dañe a la otra tubería.

ESPACIO ENTRE

LINEAS

NEUTRO NEUTRO

FRIO

FRIO

CALIENTE CALIENTE


89

Etapas de la solución:

11.1.A.1.a Escriba la formula para la expansión térmica ∆ = e L

Donde: e – se llama el coeficiente de expansión térmica lineal. Su valor cambia con el tipo de material y el cambio de

temperatura. Los valores de “e” están dados en las Tablas del código de tuberías de refinería y reproducidos en las

figuras11.2.1.1a hasta f, las unidades están en pulgadas por pie

L – es la longitud inicial de la tubería. En la mayoría de los casos esta parte de una temperatura de 70°F

aproximadamente. Ésta es la temperatura de instalación usada en los códigos par alas tablas de expansión. La

unidad de medida “L” es el pie.

∆ - Es la letra griega delta usada para representar los cambios de longitud, por ejemplo la expansión.

11.1.a.1.b. Desde las tablas del código de tuberías (Ver anexo C-1. para el coeficiente en las tablas de expansión ), dado que

"A" especificación del tubo es A53-B (esto es acero al carbón y la temperatura es de 600°F, e =4.6 pulg/100

pies = .0460 pulg/pie .

11.1.a.1.c. De la localización de tubería, L - 110 pies.

11.1.A.1.d. Sustituir “e” y “L”. Tu calculo se volverá :

∆ = e L @ 600°F

∆ = .046 X 110

∆ = 5.06 inches

Para mayor información refiérase al anexo C-2 (Propiedades de tubería).

11.2. Elementos de restricción. Los elementos de restricción se clasifican de acuerdo al grado de contención que proporciona

a la tuberia..

Soporte

Simple

Solo provee restricción vertical.

Guía Restringe movimiento lateral ( algunas veces también el vertical).

Restricción

longitudinal

Restringe los movimientos axiales ( algunas veces también el

vertical).

Anclaje Restringe el movimiento en todas las direcciones (soldado a una

estructura de acero).


90

Selección del elemento de soporte.

Se debe evitar descansar tuberías sobre el acero estructural cuando:

La tuberia de acero al carbón se encuentre en un lugar húmedo y no se admita la falla por corrosión.

La tuberia de acero inoxidable este en contacto con acero galvanizado y no se puede permitir en un incendio que el zinc

licuado manche el inoxidable.

Los elementos de apoyo en las tuberías exteriores con aislamiento deben penetrar en el aislamiento en la parte inferior de

la tubería.

Algunas soluciones: Usar zapatas. Usar soporte exterior.

En medio ambiente externo agresivo corrosivo, el soporte debe hacerse por vía estructural debajo de la tuberia, en vez de varillas

colgantes con múltiples conexiones roscadas que pueden fallar en pocos años.


91

11.2.1. Anclaje Definición: Un anclaje es una conexión mecánica (soldada y/o atornillada entre una tubería (o intercambiador,

etc.) y una estructura. La estructura debe ser lo suficientemente fuerte, para no doblarse excesivamente bajo

grandes fuerzas.

11.2.1.a. Anclajes completos.

Definición: Un anclaje completo no permitirá que la tubería se mueva o balancee en cualquier dirección desde el punto donde esta

anclada.

Figura 11.2.1.a. Anclaje completo.

Los tipos de anclaje completo5A1, 5A2 para 2" y tuberías mas pequeñas. 5DA1, 5DA2 o 5DA3 serán usados como guía para tamaños

mas grandes. Terminales atornilladas de intercambiadores de tubo y coraza.

11.2.1.b. Anclajes direccionales.

Definición: Un anclaje direccional detiene el movimiento paralelo al centro de línea de la tubería, pero permite movimientos

laterales de esta.

Figura 11.2.1.b. Anclajes direccionales.

Tipos de anclaje direccional:

5DA1, 5DA2, and 5DA3.

11.2.2. Guías

Definición: Una guía detiene los movimientos laterales de la tubería, pero permite el movimiento paralelo a la línea de centro de la

tubería.

Se permite movimiento lateral


92

Figura 11.2.2. Guías.

11.2.3. Soportes

Un soporte de tubería previene el movimiento descendente de un tubo. Si el peso de la tubería tira hacia abajo sobre un soporte

Y este es bastante rígido el movimiento hacia arriba de la tubería no puede ser posible.

Figura 11.2.3.a. Soporte

MOVIMIENTO PERMITIDO

NINGUN

MOVIMIENTO


93

Figura 11.2.3.a. Soporte simples

Amortiguador oscilante. Se usa para prevenir movimiento

Horizontal.

Amortiguador hidráulico. Se usa para prevenir movimiento repentino

horizontal pero lo aplica lentamente el desplazamiento.

FIgura 11.2.3.a. Soportes de propósitos especiales.


94

Problema.

Figura 11.2.3.a. Problema de expansión

Hallar la expansión térmica de cada uno de los cabezales en las tuberías de interconexión de arriba.

Linea ∆ = e L

Contestación:

FH - 4" = 68' X .088 = 5.98"

R - 8" = 81.5 X .0362 = 2.95"

S - 6" = 83' X .0617 = 5.12"

L -10" = 80' X .0061 = .49"

Estas expansiones serán usadas de acuerdo con las notas que están en el volumen 2 de separación entre líneas de tuberías. Los

problemas de espaciamiento se cubrirán en mayor detalle cuando se discutan las distancias entre líneas de un puente de tuberías.

Definición: Flexibilidad de un sistema de tuberías es una medida de la cantidad de expansión térmica que puede absorber

seguramente el sistema.

Los puntos a recordar:

1. La cantidad de expansión a ser absorbida debe ser conocida antes que la flexibilidad pueda ser checada.

2. La cantidad de expansión que es considerada segura depende de la situación.

Como las tuberías se flexionan cuando absorben expansión térmica.

Figura 11.2.3.b Como se flexionan las tuberías.


95

La línea solida es la posición de la tubería cuando esta fría.

La línea punteada es la posición de la tubería cuando esta caliente.

La expansión a ser absorbida esta dada por el movimiento de la línea.

11.2.4 Conceptos de la expansión térmica libre.

1. La expansión térmica libre generalmente no es la misma que se indica en la línea en movimiento. (Este es un ejemplo

simple)

2. La mas grande ventaja de este método esta en arreglos complejos de tubería.

3. Cuando el movimiento, peso y fricción “supuestos” no existen.

4. Este concepto es la mejor herramienta para prevenir problemas de flexibilidad, especialmente en el desarrollo y

localización de soportes sólidos.

Calculando la expansión térmica libre.

Para hallar “la expansión térmica libre” se pretende que solamente una de las terminales esta anclada, se busca el movimiento de la

otra terminal, asumiendo que no hay guías ni fricción.

Figura 11.2.4 a Conceptos de la expansión térmica libre.

El movimiento real en una esquina no se halla fácilmente si no hay anclaje. El ingeniero de esfuerzos debe ser consultado para

determinar la expansión de la línea en casos críticos.

Figura 11.2.4 b Conceptos de la expansión térmica libre.

SE PRETENDE QUE ESTA TERMINAL ESTA LIBRE


96

Figura 11.2.4 c Conceptos de la expansión térmica libre.

* La expansión térmica real en esta dirección solo puede ser determinada por el ingeniero de esfuerzos. La expansión se halla por la

adición de longitudes en la dirección siendo computada.

Figura 11.2.4 d Conceptos de la expansión térmica libre.

Cuando la tubería se regresa las longitudes de las tuberías se sustraen.

Figura 11.2.4 e Conceptos de la expansión térmica libre.

* La expansión térmica real en esta dirección solo puede ser determinada por el ingeniero de esfuerzos.

Usando coordenadas para encontrar la expansión libre:

EXPANSION TERMICA LIBRE


97

Figura 11.2.4 f Conceptos de la expansión térmica libre.

Figura 11.2.4 g Conceptos de la expansión térmica libre.

La combinación algebraica de todas las dimensiones en una dirección es la misma que la diferencia entre sus coordenadas de

anclaje. (En todas las dimensiones, por ejem, norte, sur y elevación).

El camino mas rápido para encontrar la expansión térmica libre es multiplicar la diferencia entre las coordenadas de anclaje contra

el coeficiente de expansión. Este paso es donde el método tiene su mas grande ventaja.

(Acero al carbón @ 300 °F e =.0182).

Figura 11.2.4 h Conceptos de la expansión térmica libre.


98

Norte ∆ = 190' X .0182 = 3.46"

Este ∆ = 65' X .0182 = 1.18"

La expansión puede estar radialmente desde el centro de línea o axialmente a lo largo del centro de línea del mismo ”punto de

anclaje”.

Las caídas verticales tiene poco efecto sobre el movimiento horizontal; ignórelo en este problema.

Figura 11.2.4 j Conceptos de la expansión térmica libre.

Contestación.

En la dirección N-S la expansión a ser absorbida es: = e L ( Coeficiente de expansión longitud X ) = .046 x 30' = 1.38"

En la dirección E-W es: = e L = .046 x 20' = .92"

La localización de los anclajes necesita ser considerada en relación a los sistemas de tuberías mayores ( tuberías de mayor diámetro,

tuberías viniendo del subsuelo, etc.) cuando se finalice la localización de equipos y tuberías.

La relación de requerimientos expansión y flexibilidad se resumen en el plano de localización, dado que solo se usaron las

diferencias para hallar la expansión. El ingeniero de esfuerzos debe ser consultado en casos críticos.

Ahora tomemos 5 minutos para calcular como antes, excepto el cambio de la terminal de anclaje en el tanque:

Figura 11.2.4 k Conceptos de la expansión térmica libre.

LA COLUMNA, TUBERIA Y TANQUE

SON TODAS DE ACERO AL CARBON A

600°F

ANCLAJE TERMINAL

LA COLUMNA, TUBERIA Y TANQUE SON

TODAS DE ACERO AL CARBON A 600°F

ANCLAJE TERMINAL


99

Contestación.

En la dirección N-S la expansión a ser absorbida es:

= e L ( Coeficiente de expansión longitud X ) = .046 x 10' = 0.46"

En la dirección E-W es:

= e L = .046 x 20' = .92"

La expansión E-W no cambia del ejemplo previo. La expansión N-S fue reducida considerablemente solo ajustando la terminal de

anclaje en el tanque. Note también que la expansión térmica libre no depende de el arreglo de tuberías. La expansión térmica libre

solo depende de la localización relativa de lo puntos de anclaje. Esta es la lección mas grande de aprendizaje sobre el concepto de

expansión térmica libre, especialmente para el hombre encargado de la localización de equipos y tuberías.

El Segundo arreglo requiere menos flexibilidad ( dado que hay menos expansión a ser absorbida) y tiene el potencial de ahorro de

tubería y accesorios.

Revision de expansion

Todas las expansiones térmicas se hallan usando la misma ecuación:

∆ = e L

Las expansiones reales son medidas desde el anclaje completo o anclaje direccional a el punto donde es necesario conocer la

expansión. Cuando se encuentra la expansión térmica, las longitudes que se usan en la formula de expansión son las diferencias

entre las coordenadas de anclaje.

11.3. Nomografías de fuerzas y esfuerzos.

Las tuberías que fueron ruteadas en línea recta cuestan menos; Normalmente, las tuberías no pueden ser ruteadas en línea recta

debido a la expansión o contracción térmica, ya que entre mas larga es su longitud pueden adquirir o perder calor, y en

consecuencia cambiar su temperatura.

La dilatación de un tubo por poco que sea requiere una fuerza muy grande. Prevenir a la tubería de expanderse térmicamente toma

igualmente una fuerza grande.

(Nota : Usted no debe hacerse responsable del conocimiento de las siguientes fórmulas formulas).

ESFUERZO = — CARGA / AREA = P / A

Los esfuerzos permisibles varían con respecto al material y temperatura, pero están en un orden de magnitud de :

(a) Presión = 1,000 a 10,000 psi

(b) Carga muerta = 1,000 a 10,000 psi

(c) Térmica = hasta 20,000 psi


100

El ingeniero de materiales checa los esfuerzos de presión cuando calcula el grosor de pared.

Los esfuerzos de carga muerta son controlados por el uso apropiado de las cartas de separación de soportes (span) y checado por el

ingeniero de esfuerzos cuando se requiere.

Los esfuerzos de expansión térmica son determinados en manera gruesa por los tuberos durante el estudio de tubería y finalmente

checados por el ingeniero de esfuerzos.

Esfuerzos de tensión y compresión.

Figura 11.3. a. Esfuerzos de tension y compresion.

Experimentos sobre diferentes materiales a diferentes temperaturas determinan los esfuerzos seguros. Estos valores se dan en los

códigos de tubería.

Deformación (alargamiento).

∈ es la "unidad de deformación" y se encuentra por la división del alargamiento total entre la longitud total siendo alargada.

Ejemplo:

∈ = * 0.1 pulg. / * 100 pulg =0 .001 * Se deben usar las mismas unidades de longitud.

Figura 11.3. b. Deformacion.

pulgadas Fuerza de jale

Pulg alargamiento


101

11.3.1. Módulo de Young.

E (módulo de Young) relaciona la cantidad de deformación ( alargamiento ) entre la cantidad de esfuerzo ( carga). Está definida

como:

E = S / ∈

El valor de E cambia con el material y la temperatura. El esfuerzo y la deformación son medidos experimentalmente. E es calculada y

esta tabulada en los códigos de tubería.

E = 30,000,000 P.S.I. Para acero frio.

Normalmente los anclajes diseñados no soportan fuerzas grandes porque la estructura se doblaría primero y los anclajes no serian

efectivos en la cubierta de los equipos que se perforarían antes de que los anclajes actuaran.

Las expansiones son absorbidas por las curvas de los codos en los sistemas de tubería mas bien que comprimirla.

11.3.2. Fuerzas térmicas entre dos anclajes.

Expansion libre ∆ = e L

La fuerza requerida para prevenir, es la misma que la requerida para alargarla en igual cantidad.

Dado que S = P / A y E = S / ∈ Y ∈ = ∆ / 12 L (pies convertidos a pulgadas)

Para hallar P (la fuerza),

P = SA = E ∈ A = E ∆ A / 12L = E e L A / 12L

P = e A E / 12

Ejemplo :

Para un tubo 6" ced. 40 a 300 °F

P = .0182 x 5.58 sq.in. x 30,000,000 psi / 12 P = 253,890 # (psi)

TUBO ACERO

AREA METALICA


102

Nomografía A:

Ver figura a continuación.

Esta carta esta basada en la formula (modificada) P =

Esta formula no será usada en esta lección.

El momento de inercia es la rigidez del objeto siendo doblado basado sobre su perfil transversal. Esta formula muestra que la fuerza

es directamente proporcional a la deflexión e inversamente proporcional a la pierna de flexión al cubo.

El tamaño y cedula se relacionan al momento de inercia. Las longitudes a ser adicionadas son aproximadas. La fuerza se encuentra

en esta forma puede variar mucho de una salida de la computadora, pero es lo suficientemente bueno para tuberías con fines de

estudio. La expansión libre total entre los dos dispositivos de retención (guía y anclaje) está tratando de crecer hacia el exterior en

cualquier dirección simultáneamente, puesto que en realidad no puede moverse en cualquier extremo.

11.3.3. Usando el nomografo de la Fuerza.

Ver Adendum Flexibilidad.

Ejemplo 1

Figura 11.3.3.a Usando l nomografo de fuerza, ejemplo 1.

Etapas:

1. Alinee el borde recto con el tamaño nominal de la tubería (6 pulgadas), longitud de la tubería en la flexión (20 pies) y el

punto de marca en la línea pivote.

2. Alinear punto de la línea de pivote con la expansión térmica total (3,62 pulgadas) y leer la fuerza térmica (1500 #). La

fuerza contra el ancla (indicada por la flecha de puntos) es igual a, pero se empuja en la dirección opuesta.

ENCONTRAR LA FUERZA

CONTRA LA GUIA

PIERNA FLEXION


103


104

Ejemplo 2.

Figura 11.3.3.b Usando el nomografo de fuerza, ejemplo 2.

Dirección Expansión Pierna Fuerza

A 35 x 0.046 = 1.61 25 Cerca de 380 Libras

B 25 x 0.046 = 1.15 35 Menos de 200 Libras

La pierna de flexión para T.F. (Fuerza térmica) B es la suma de las longitudes en ángulo recto a la expansión en el dirección de B.

Ejemplo 3.

Figura 11.3.3.c Usando el nomografo de fuerza, ejemplo 3.

EXTREMO RANURADO

ESTREMO ANCLADO


105

Expansion térmica libre.

∆ A = 15 x .0182 = .27 L = 15 T.F.A = 700# (libras)

∆ B = 20 x .0182 = .36 L = 27 T.F.B = menos de 200# (libras)

Fuerza vertical no se requiere en este ejemplo. Tanto el recipiente y la tubería de acero al carbón a 300°F 8 " ∅ced 40.

La expansión radial se debe añadir para recipiente vertical.

Extremo de anclaje del recipiente horizontal debe ser tomada en cuenta. Si el extremo de anclaje y el extremo ranurado se invierte,

entonces TFA sería:

∆ A = (12 + 15) X 0.0182 =0.49

La reversión de extremo de anclaje del recipiente horizontal provoca un aumento de la fuerza de anclaje.

Los movimientos de anclaje están bien para incorporar esta manera dado que el material de pared y la temperatura son los mismos

que la tubería.

Ejemplo 4.

Figura 11.3.3.d. Usando l nomografo de fuerza, ejemplo 4.

∆ A = 70 x .0321 = 2.25 L = 25 T.F.A = 2100#

∆ B = 25 x .0321 = .80 L = 45 T.F.B = menos de 200#

La guía actúa como un ancla para las fuerzas en dirección "B", pero no en dirección "A".

Si la flexión de la pierna es más larga que los que se enumeran en la tabla, no existe un problema de la flexibilidad.


106

Ejemplo 5.

Figura 11.3.3.e. Usando l nomografo de fuerza, ejemplo 5.

8" ∅ced 40 ∆ A = 5 L = 60 T.F.A = 200# (libras)

Encuentra el T.F horizontal y vertical.

Ejemplo 6.

Figura 11.3.3.f. Usando l nomografo de fuerza, ejemplo 6.

Los cálculos de la Fuerza y la expansión son los mismos en planta o la elevación.

1. Boquilla de la bomba no se utiliza para la flexibilidad.

2. La expansión de la bomba está incluido en la expansión total.

FLECHA


107

3. Mover el extremo de anclaje es obligatorio.

4. Las proyecciones de la boquilla no se utilizan para la flexibilidad aquí. El ingeniero de esfuerzos puede incluirlos.

5. Las tuberías en el ejemplo se dimensiona siguiendo arreglos típicos de equipo.

6. Los espacios libres para el acceso de mantenimiento y las regulaciones seguridad, generalmente establecen las

dimensiones de las tuberías.

El estrés y la fuerza se comprueban después, y se incrementa la flexibilidad sólo si es necesario.

7. Seguir las normas comunes es generalmente una buena guía para los problemas de esfuerzos debido a que el grupo de

esfuerzos ya ha revisado las normas.

Respuesta:

Horizontal ∆ = .0182 x 25 = .46 L = 16.5 T.F. = 350# (libras)

Vertical ∆ = .0182 x 19 = .35 L = 13 T.F. = 540# (libras)

Si el extremo de anclaje fue hacia el puente de tuberías:

Horizontal ∆ = 15 x .0182 = .27 L = 16.5 T.F. = 220# (libras)

Obviamente es mejor para la bomba si el anclaje es movido

11.3.3.1.1 Añadir todas las patas de flexión, en ángulos rectos a la expansión.

11.3.3.1.2 La fuerza térmica se calcula en una sola dirección, ya que las piernas de flexión en el otro direcciones son tanto más

grandes estos cálculos son innecesarias.

Ejemplo 7 12"∅ ced 30 acero inoxidable @ 400 ° F.

Figura 11.3.3.g. Usando el nomografo de fuerza, ejemplo 7.

LA FUERZA EN ESTA DIRECCION NO

REQUIERE CÁLCULO DEBIDO A QUE

OBVIAMENTE SERÁ PEQUEÑA


108

Respuesta:

∆ = 55 x .038 = 2.09 L = 30 I - 249 T.F. = 2100# (Libras)

Aunque las fuerzas paralelas al intercambiador no se calcularon, deben tenerse en cuenta, si una guía se añade a lo largo de la

tubería los cálculos podrían ser necesarios. (Los cálculos para esfuerzos puede ser necesario debido a las fuerzas limitadas en las

boquillas de equipos.)

11.3.3.4. Movimiento de anclaje.

Tomando la diferencia entre las coordenadas de anclaje no funciona cuando las partes del sistema están a diferentes temperaturas /o

son de materiales con diferentes coeficientes de dilatación. Las condiciones reales de temperatura las determina el ingeniero de

esfuerzos usando la lista de líneas, el diagrama de flujo mecánico y condiciones especiales anotadas en el boceto de esfuerzos.

Cuando al equipo esta anclada una tubería de un material diferente o a una temperatura diferente, la expansión térmica libre se

calcula sumando o restando “ movimiento de anclaje “ a la libre expansión de la tubería.

Ejemplo 1:

Figura 11.3.3.4.a. Movimiento de anclaje, ejemplo 1.

Expansión libre E –W.

Expansión libre de tubería = 0.0624 x 20 = 1.248"

Movimiento de anclaje del recipiente 0.0617 x 10 = .617" = 1.865"

Expansion libre N – S.

Expansión libre de tubería = 0.0624 x 30 = 1.872"

Movimiento de anclaje del recipiente = cero

Problema movimiento de anclaje:

TERMINAL DE ANCLAJE

TANQUE ACERO AL CARBON

750°F


109

Encuentra la fuerza térmica N-S y E-W.

Caídas cortas en puente de tuberías (generalmente alrededor de 2 '6 ") tienen muy poco efecto en la flexibilidad y se pasan por

alto con seguridad. En situaciones difíciles (cálculos de la bomba) puede ser considerado. La fuerza vertical no debe ser calculado.

Figura 11.3.3.4.b. Movimiento de anclaje, ejemplo 2.

Respuesta:

Expansion N - S = 20 x .0182 = .364"

L = 20 + 25 + 5 = 50 T.F. = menos de 200# (libras)

Expansion E - W = 70 x .0182 = 1.274"

Movimiento anclaje calentador = 0.0362x15 = 0.543"

Diferencia = 0.731"

L = 20 + 5 = 25

T.F. = Menos de 200#

Explicación de esfuerzo de flexión.

Figura 11.3.3.4.b. Diagrama del esfuerzo de tensión.

CALENTADOR

5’ CAIDA

LAS FLECHAS REPRESENTAN ESTIRAMIENTO EN

ESTE PUNTO. LA LONGITUD LA DA LA CANTIDAD

RELATIVA DE ESFUERZO

ESFUERZO UNIFORMEMENTE DISTRIBUIDO


110

Figura 11.3.3.4.c. Diagrama del esfuerzo de flexión.

Los esfuerzos se incrementan del centro hacia afuera. Por lo tanto el esfuerzo es proporcional al diámetro exterior de la tubería para

una determinada cantidad de curvatura.

Ejemplo 3.

Figura 11.3.3.4.d. Ejemplo 3.

La formula para calcular el esfuerzos es:

Donde:

S = Esfuerzo en PSI.

E = Modulo de elasticidad.

∆ = Dilatación térmica.

D = Diámetro tubo.

L = Longitud de la pierna de flexiona.

LADO ESTIRADO

LADO

COMPRIMIDO


111

Guías y anclajes tienen el mismo efecto que en los cálculos de fuerza. Tubería de diámetro pequeño se convierte en sobresfuerzo

antes de que fuerzas grandes se desarrollen. Tuberías de gran diámetro crean fuerzas excesivas antes de que la tubería sea

sobrextresada.

11.4. Estudio Puente de tuberías.

11.4.1 Localizacíon básica en Puente de tuberías.

1. El control positivo de la expansión térmica para establecer el espaciado de línea y la apariencia.

2. Reducir al mínimo las fuerzas estructurales para la economía del diseño de acero y hacer los anclajes más eficaces.

3. Conservación del espacio de atraque para el uso de bucles de expansión, cuando sea necesario.

Figura 11.4.1.a Localizacíon tubos sobre Puente tuberías.

LOS ANCLAJES DAN UN PUNTO

DESDE DONDE CALCULAR

EXPANSION

LAS GUIAS PREVIENEN QUE LA LINEA SERPENTEE

Y SE PEGUE A LAS LINEAS ADYACENTES

MINIMIZAR FUERZAS ESTRUCTURALES

SITUAR LAS LINEAS PESADAS CERCA DE LAS COLUMNAS NO

CERCA DEL CENTRO EN UN ESPACIADO AMPLIO

MANTENGA BALANCEADAS LAS

FUERZAS EN EL ANCLAJE

EL DOBLEZ DEL SOPORTE DE UNA

TUBERIA GRANDE CAUSA QUE EST PEGUE

CON LA LINEA ADYACENTE AL GIRAR

CONTROL EXPANSION


112

Figura 11.4.1.b Localizacíon tubos sobre Puente tuberías.

Etapas de localizacíon en puentes de tuberías.

1. Determinar la longitud aproximada de puente de tuberías del plano del terreno.

2. Establecer líneas con tamaños y temperaturas.

3. Establecer atraque preliminar.

4. Ancle todas las líneas cerca del centro del puente de tuberías.

5. Calcular el espaciado de línea en las esquinas.

6. Si el espacio entre líneas esta perdiendo espacio de atraque en las curvas, determinar qué líneas están

dando más problemas.

7. Mover las anclas de estas líneas (una línea a la vez) más cerca de las esquinas. (La línea tendrá ahora dos

anclajes).

8. Coloque uno o más bucles entre estos dos anclajes.

9. Tamaño de los bucles se ajustan al espacio disponible.

10. Finalizar el atraque.

11. Revise las fuerzas de anclaje.

12. Enviar la localización terminada a esfuerzos para los cálculos de las fuerzas exactas que deben

transmitirse a la estructura, y checar el diseño del bucle.

MEJOR ARREGLO

ARREGLO POBRE

SE NECESITAN VIGAS MAS PESADAS

PARA ESPACIADO AMPLIO

LIMITES DE EXPANSION EN LAS ESQUINAS

ANCHURA CORTA

ANCHURA LARGA REQUERIDA


113

Las líneas que se requieren los mayores bucles deben agruparse cerca del exterior, con líneas que requieren más pequeños bucles

avanzando hacia el centro. Se debe considerar la colocación de líneas de diámetros pequeños, donde pueden conseguir el apoyo

adicional de las líneas más grandes, más frías.

Si una cabezal de alivio necesita un bucle, este debe ser atracado a fin de no interferir con las otras líneas, ya que el cabezal de

alivio no puede tener encharcamientos (podría formar golpe de ariete) y debe tener pendiente.

Espaciado entre líneas sin bridas cerca de las esquinas.

Figura 11.4.1.c Localizacíon tubos sin bridas en interconexiones.

Cuando no existen bridas entre la esquina y la primera guía o anclaje en dos líneas adyacentes, el espaciado de línea puede estar

basada en el diámetro exterior del aislamiento, más un claro adicional de 1 ".

Cuando bridas están cerca de las intersecciones de tubería el espaciamiento se basa en el diámetro de la brida en lugar del diámetro

exterior del tubo. Por lo general, el espaciamiento se calcula con una línea caliente (en funcionamiento) y una línea fría (no

operativa).

El arqueo de siluetas “ L “

Figura 11.4.1.d. Arqueo de siluetas “ L “

PUENTE DE TUBERIAS

INTERCONECTADO POSICION CALIENTE

UNIDAD

PUENTE

TUBERIAS

ESPACIO ENTRE LINEAS

ARQUEO


114

Arqueo:

El arqueo puede ser mucho mayor que el movimiento real (Δ) en la esquina.

Las distancias entre las guías y anclajes alrededor de las esquinas limitará la inclinación a no más de la Δ en la curva, eliminando

cálculos.

Para líneas críticas ver al ingeniero de esfuerzos para los movimientos y arqueos calculados por el ordenador.

Problema de arqueo.

Suponiendo que no hay más espacio disponible para la expansión térmica, determinar qué líneas requieren bucles, basados en el

espaciado de línea en el extremo este del puente de tuberías bajo consideración.

Figura 11.4.1.e. Problema de arqueo.

1. Establecer el espaciado estándar.

2. Revise el espacio libre para la expansión.

3. Decida cuales líneas requieren bucles.

¡No haga ningún dibujo a escala!

Realice un dibujo a mano alzada de la sección.

TERMINAL ESTE


115

11.4.2. Establezca espacio estándar:

Figura 11.4.2.a. Espaciado estándar.

A = 2 ¼” + 2" + 1" + 10 ½” = 15 ¾” 16” o 4 ½” + 1” +3” + 7” = 15 ½” 16”

B = 7" + 3" + 1" + 4 ½” = 15 ½” 16” o 10 ½” + 1” + 2 ¼” = 13 ¾” 14”

C = Ver hojas 168 a 171 del volumen 2 12" Note: always use the larger dimension

D = Ver hojas 168 a 171 del volumen 2 19"

Total = 63”

Según los diferentes estándares, de diferentes compañías de ingeniería, pueden cambiar estas dimensiones; se

selecciona según el criterio del diseñador. Ver hojas 168 a 171 del volumen 2.

2. Revisar el claro de expansión ( checar localizacíon de bridas ).

4" IH ∆ = .0501 x 375' = 18.79" WAS

A = 2 ¼” + 2” + 18.79” + 1” + 3” + 7” = 34.04” 35” 16”

8" IH ∆ = .0362 x 350' = 12.67"

B = 7" + 3" + 12.67" + 1" + 2 ¼” = 25.92” 26” 16”

4” ∆ = .0362 x 350' = 12.67"

C = 2 ¼” + 5.29" + 1" + 15 3/8” = 13.92 14” 12”

10" ∆ = .0061 x 350' = 2.135"

D = 5 3/8” + 2.135” + 1” + 11 ¾” = 20.26” 31” 19”

CHEQUE QUE ESTA LINEA NO

CAIGA FUERA DEL SOPORTE

EXPANSIONES

ESTAN AL ESTE


116

TOTAL 96” 63”

Si se requiere de 33” de espacio adicional es antieconómico, por lo tanto, las cuatro líneas de la izquierda requieren bucles.

11.4.3. Localización de anclajes de bucle. (Después de que la necesidad de un bucle se ha establecido)

La expansión permitida en el extremo derecho, sin incrementar espacio entre líneas = 16"−7"−3"−1"−2"−2 1 = 0.75"

La distancia máxima del anclaje puede ser desde la esquina, se encuentra dividiendo el movimiento permitido entre el coeficiente de

expansión.

Terminal izquierda de longitud = 6 ÷ .0501 = 120 Ft.

Terminal derecha de longitud = 0.75 ÷ .0501 = 15 Ft.

El bucle (s) tendrá que absorber al menos 565 pies. x 0.0501 = 28.31 "de la expansión.

Localización de bucles en puentes de tuberías.

Idealmente los bucles debieran centrarse entre anclajes con lados iguales a cada lado del ancla.

Figura 11.4.2.a. Localización ideal de bucle (espira) de expansión.

Cuando esto no es práctico, haga las piernas a cada lado del anclaje tan iguales como sea posible.

6” MAX ∆ PARA PERMANECER SOBRE EL SOPORTE

NINGUNA

BRIDA


117

Figura 11.4.2.a. Localización sugerida de bucle de expansión cuando no esta centrado.

Las fuerzas de fricción son determinadas por el número de soportes para tubos que cruzan una línea. Al hacer estos tramos iguales,

las fuerzas en el anclaje deben permanecer casi equilibradas.

Bucles multiples.

Más de un bucle puede ser necesario cuando:

(a) Es imposible hacer conexiones de ramales lo suficientemente flexibles.

(b) El espacio entre los ramales y las líneas vecinas o la estructura es limitado.

(c) Cuando el bucle se vuelve demasiado grande para apoyarse o adaptarse al espacio disponible.

(d) Las fuerzas de anclaje son demasiado desequilibrados y el acero de soporte no es económico.

Figura 11.4.3.b. Problema preliminar.

Si esta situación se encuentra, consulte con su supervisor. Se verificará con el ingeniero de esfuerzos y el estructural juntos una

solución, y esta se encontrará. Si se trata de múltiples bucles en lugar de añadirse arriostramiento, entonces a continuación:

Figura 11.4.3.c. Solución alternativa.

Se requieren pequeños bucles, pero más accesorios y soldaduras se utilizan.

IGUAL IGUAL

FRICCION FRICCION

FRICCION

FRICCION

FRICCION

FRICCION

FRICCION

FRICCION

FRICCION

FRICCION


118

Bucles multiples.

Más de un bucle puede ser necesaria cuando:

Las fuerzas requeridas para doblar el bucle son demasiado grandes, y los anclajes no se puede reforzar económicamente.

Figura 11.4.3.d. Arreglo pobre.

Figura 11.4.3.e. Mejor arreglo .

El máximo de cargas desbalanceadas no deben tener más de 2000 libras.

(TF1+FF1)

- (TF2+FF2)

= Total de cargas desbalanceadas menor de 2000 libras

Para asegurar que una fuerza térmica no esta balanceando una fuerza de fricción, ver por separado que la fricción y las fuerzas

térmicas de balance estén dentro de 2.000 libras.

Situando bucles.

1. Ancho de bucle debe estar siempre basado en la utilización de los soportes existentes.

2. La expansión térmica se debe permitir para cuando se espacian bucles adyacentes.

3. Anchura de bucle no tiene que estar cerca de 20 pies sólo porque los nomogramas de bucles sugieren utilizar ese número. El

ancho del bucle tiene sólo un efecto secundario en los resultados.


119

4. Altura mínima de bucle depende del atraque de la línea con respecto a la ubicación del soporte de bucle.

5. Bucles no puede extenderse mucho más allá de un apoyo existente o el exceso hará que el bucle "pierda su balance". Esto

establece la altura máxima permitida de bucle.

6. Los dos primeros puntos tienen más influencia en el diseño de bucle que las fórmulas de esfuerzo, desde el punto de vista de las

tuberías.

7. El problema práctico de dimensionamiento de los bucles en una bahía en particular es la búsqueda de cual tiene que ser el más

grande, y segundo más grande, etc.

Método para determinar el tamaño de bucles en un puente de tuberías,

11.4.3.1.a Líneas ancladas cerca de su centro. Determinar que líneas requieren bucles checando la expansión permisible en cada

uno de los extremos de la carrera. Si cada extremo va a absorber la expansión resultante, por lo general, ningún bucle se

requiere. Si el espaciado de línea no puede ser ajustado para absorber el movimiento, se requiere un bucle.

11.4.3.1.b Determinar cuáles de las líneas que requieren bucles , necesitan el mayor bucle, el segundo mayor, etc, según las

siguientes sugerencias:

11.4.3.1.b.1 Multiplique la expansión total de cada línea entre sus anclajes propuestos por el momento de inercia

(E). (La rigidez de una línea se mide por su "Momento de inercia".)

11.4.3.1.b.2 La línea con la mayor de estas cifras calculadas requiere el mayor bucle, el siguiente número uno más

pequeño, el siguiente uno más pequeño, etc

11.4.3.1.b.3 La regla anterior no checa los esfuerzos. Esto se comprueba después de que los lazos son más o menos

dimensionados.

11.4.3.1.c Checar el espacio disponible para los bucles. Asegurarse de que las líneas que requieren los mayores bucles estén

atracadas cerca del borde del puente de tuberías opuestas a la parte superior del bucle. Colocar los bucles entre los dos

soportes de tubería usando un espacio mínimo, más la asignación para la expansión de la línea y el encorvado.

Haga los bucles lo más anchos posible, pero mantenga la altura a un mínimo. Si el esfuerzo o la fuerza es

extremadamente alta, consulte con el ingeniero de estrés para la altura de bucle.

Nota: Generalmente las líneas con la mayor expansión se atracado en el borde del puente de tuberia de modo que la

expansión térmica crece lejos de los otros tubos en las esquinas, incluso si la línea no requiere el bucle mayor.

1.4.3.1.d Enviar puente de tuberías terminado a esfuerzos para el cálculo exacto de las fuerzas de anclaje ,para su remisión a la

evaluación estructural y precisa de las tensiones en la tubería.


120

Ejemplo de dimensionamiento de bucle. Nota: Todas las tuberías son de pared estándar.

Figura 11.4.3.e. Ejemplo dimensionamiento bucle.

Cálculos:

TUBO lp X ∆ SECUENCIA DEL BUCLE

10" 161.0 X 5 = 805 2

4" 7.23 X 11 = 80 4

2" .666 X 15 = 10 5

16" 562 X 4 = 2248 1

6" 28.1 X 6 = 169 3

Este cálculo también muestra que el 16 "de la línea debe ser atracado donde la línea de 6” está, la línea de 10 "debería estar donde

está la de 16”, y la línea de 6 " debería estar en donde está la de 2". Tenga en cuenta que este es también el mejor arreglo para la

viga para soportar el peso.

Los puentes de tubería pueden ser utilizado para absorber la expansión térmica, reduciendo el número de bucles necesarios.

Coloque los anclajes de la misma manera como los anclajes normales de bucle se colocan.

En espaciado mas largo que lo normal, el bucle puede causar que la tubería se levante del soporte intermedio causando

sobresfuerzos.

Pandeo de Puente de tuberías.

Los pandeos son muy rígidos y pueden ser ignorados (dependiendo del tamaño del tubo).

Los pandeos mas largos son flexibles y deben ser anclados para controlar la cantidad de expansión que absorben, para evitar

sobretensiones.

Estos requisitos varían con el tamaño de la tubería y la ubicación de los pandeos y los anclajes, por lo tanto, comprobar con

esfuerzos durante el diseño.

SOPORTE DE BUCLES

DIMENSIONES BASADAS SOBRE

EL ESPACIO ENTRE LINEAS Y EL

ENCORVAMIENTO

MINIMO

COLUMNAS PUENTE

COLUMNAS PUENTE

BAHIA DE BUCLES


121

11.5. Balance de Localizacíon de fricción.

Balance de la localizacíon de fricción de cabezales de líquidos que cambian de tamaño (diámetro).

Figura 11.5.a. Balance de localizacion de friccion.

El anclaje se coloca en el "centro de gravedad" de las lineas. Encontrar el peso total de la tubería y se divide por dos.

6" STD = 31.5#/ft. X 100 ft. = 3,150 lbs.

10" STD = 74.6#/ft. X 100 ft. = 7,460 lbs.

16" STD = 141.7#/ft. X 100 ft. = 14,170 lbs.

TOTAL = 24,780 lbs. dividido entre 2 = 12,390 lbs.

Este es el peso 12,390 lbs. / 141.7 lbs por pie = 87.4 ft. de tubo de 16" STD + agua.

141.7#/ft

BUCLE O

VUELTA

IGUAL IGUAL

BUCLE O

VUELTA

CUANDO LA LINEA NO CAMBIA DE TAMAÑO EL ANCLAJE ESTA

LOCALIZADO ENMEDIO

ANCLAJE LOCALIZADO APROPIADAMENTE

BUCLE O

VUELTA

BUCLE O

VUELTA

SERVICIO = SUMINISTRO AGUA ENFRIAMIENTO


122

Arreglos fuera de sitio en el Puente de tuberías.

Figura 11.5.b. Arreglos fuera de sitio.

Enrutamiento alternativo acorta cada carrera individual de modo que el número de bucles puede ser minimizado si el interlineado

se incrementa un poco.

Los bucles para cabezales de quemadores (flare) fuera de sitio se pueden evitar de la misma manera.

11.6. Cabezales de quemadores en puentes de tuberia.

Debido requisito de no encharcamientos en el diseño de cabezales de antorchas de quemadores, los lugares de atraque y otras

dificultades de, los cabezales de antorchas de quemadores no deben serle colocados bucles en puentes de tuberias.

Figura 11.6.a. Quemadores en puente de tuberia.

RUTA ALTERNATIVA

PARA RUTAS MUY LARGAS SE PUEDEN

REQUERIR BUCLES PARA CORRIDAS FRIAS

PIERNA DE PERRO ABSORBE LA EXPANSION,

NINGUN CABEZAL ICP O BUCLE

TEMPERATURAS VARIANDO

DETERMINADAS POR EL INGENIERO

DE INSTRUMENTACION

SOPORTE COLA DE COCHINO

CABEZAL ICP DE

ANTORCHAS

QUEMADORES

LOS RAMALES DEBEN ABSORBER

LA EXPANSION DEL CABEZAL


123

Si la expansión es demasiado grande, el anclaje puede tener que ser movido hacia atrás. Si es demasiado grande, la friccion

desbalanceada puede reducirse mediante el uso de zapatos de teflón en el lado más pesado.

11.7. ESPACIADO DE SOPORTES Y TUBERIAS.

11.7.1. Espaciado de tuberías permissible.

El espaciado de tuberías permisible es el siguiente:

1. Rigidez de la tubería

2. Peso de la tubería

3. Peso de los Contenidos

4. Peso del aislamiento

5. La esfuerzo admisible del material de tubería en la temperatura de diseño.

6. Hundimiento admisible para la apariencia, y un drenaje adecuado.

Cuando se utiliza la tabla del espaciado de tubería, la tolerancia debe hacerse para las desviaciones de las condiciones que

figuran en el gráfico. En el caso especial (tales como tubos de plástico), ver al ingeniero de esfuerzos informarse del

espaciado permitido.

Problema.

Figura 11.7.1.a. Ejemplo de espaciado permisible de tuberías.

Se puede usar la carta de espaciado de tuberías de la pagina siguiente, encuentre el máximo espaciado de soportes, si no se pueden

usar cargadores.

ESPACIADO MAXIMO


124

ESPACIADO DE TUBERIAS PERMISIBLE

Basado en el uso de tuberías de acero al carbón ASTM – A53, llena de agua.


125

Notas: 1.- El espaciado esta basado en tuberías aisladas y no aisladas debajo de 650 °F.

2.- Si los soportes están espaciados a mas de 25 pies, informe al ingeniero estructural de cargas adicionales.

Respuesta:

4" SCH 40 @ 600oF = 27'-0"

3" SCH 40 @ 200oF = 25'-0"

2" SCH 40 @ 200oF = 19'-0"

1" SCH 80 @ 150oF = 17'-0"

Respuesta = 17'-0"

Figura 11.7.1.b. Sugerencias de espaciado permisible de tuberías.

REGLAS DE ESPACIADO

CAIDA 3’ – O” O MENOS NO SE

CUENTA PARA ESPACIADO

A + B = 65 % DEL

ESPACIADO PERMISIBLE

EL ESPACIADO ADYACENTE DEBE SER LO BASTANTE LARGO PARA

PROVEER UN EFECTO DE BALANCE PARA AYUDAR A SOSTENER LA ESQUINA

REGLAS DE ESPACIADO

CHECAR FLEXIBILIDAD ANTES

DE LOCALIZARLO

SOBRE LINEAS PEQUEÑAS SE DEBE ADICIONAR UN

CARGADOR PARA REDUCIR EL ESPACIADO

SI EL ESPACIADO ESTA SOPRTADO CERCA DEL FONDO, LA PORCION SUPERIOR PUEDE ESTAR “ INESTABLE, Y OSCILAR

EXCESIVAMENTE DURANTE LOS PERIODOS DE VIENTO O PUEDE VIBRAR DEBIDO AL FLUJO DE FLUIDO

75 % DEL ESPACIADO

PERMISIBLE


126

11.6. Cálculos de carga muerta.

Como se calcula la carga muerta (aproximadamente).

Cargas uniformes:

Figura 11.6.a. Cargas uniformes.

W = Peso total entre soportes (libras)

w = Peso por pie de tubo (incluye agua para cargas de prueba) (incluye servicios y aislamiento para cargas de operación).

l = Distancia entre soportes (pies)

Para pesos de tubos con agua por pie, ver tablas de datos de tuberías.

Varios otros gráficos se pueden utilizar para el peso de aislamiento, válvulas y accesorios.

Los pesos de cada soporte se calculan utilizando la mitad del peso de cada lado del soporte. En general, los accesorios se puede

calcular como tubo recto a menos que sean especialmente pesados.

Como se calcula la carga muerta (aproximadamente).

Cargas concentradas:

Figura 11.6.b. Cargas concentradas.

W = Peso total del articulo en línea (libras)

Tales como: válvulas, bridas, artículos especiales en línea y filtros, el peso del ramal descansa en el cabezal.


127

Los pesos de las válvulas de control, válvulas de seguridad (PSV), otros instrumentos y artículos especiales pueden, a menudo, ser

obtenidos de dibujos de los proveedores. Las cargas deben añadirse a los bocetos de esfuerzos cuando estén disponibles.

Problema Ejemplo: Calculo de carga muerta.

Estimar la carga sobre la plataforma:

Figura 11.6.c. Ejemplo calculo carga muerta.

Cabezal = 6" ced 40

Producto = aceite

Gravedad especifica = .8

Aislamiento = 2" grueso silicato de calcio ( 4.57 libras/pie )

Ramal = 4" ced. 40

Producto = aceite

Gravedad especifica = .8

Aislamiento = 1.5" grueso silicato de calcio ( 2.55 libras/pie )

Brida 4"-300# = 29 libras

Los problemas sobre la carga muerta se trabajan desde arriba hacia abajo. A las cargas estimadas debería haber 20% de factor de

seguridad añadido.

VALV COMP (215 LIBRAS)


128

Respuesta:

Divida el problema en secciones simples y sume los resultados:

Ramal 4" Caso uniforme

4"ced 40 = 10.79 w / 2 = 10” x 17.75 / 2 = 89 libras

Agua x 0.8 = 4.41

Aislamiento 1.5" = 2.55

W ( peso ) = 17.75 Libras/pie

Plus: Caso concentrado

4"-300# compuerta = 215 #

(2)4"-300# brida cuello sold. = 58 #

w = 273 # (libras)

Solucionar para la carga al final del cabezal solamente: Wb / 10 = 273 x 8 / 10 = 218#

Plus: Caso concentrado

La carga total del cabezal debe soportarse por igual: 89# = Carga horizontal tubo.

HALLE LA CARGA TOTAL QUE EL

CABEZAL DEBE SOPORTAR


129

218# =Carga CV .

W = wl = 17.75#/ft. X 8' = 142# 142# =Carga vertical tubo.

449# =Carga total en la curva de la pierna

en el cabezal.

Cabezal 6" Caso uniforme

Mismo soporte

6" sch. 40 pipe = 18.98 336# W / 2 = 33.56 x 20' / 2 = 336 #

Agua x 0.8 = 10.01

Aislamiento 2" = 4.57

w = 33.56 w / 2 = 33.56 x 25' / 2 = 420#

Caso concentrado

Ramal = 449#

Carga en 5HR1-6 = W b / l = 449# x20' / 25 = 359#

Carga total en 5HR1-6 es: 336#

+420#

+359#

1115# mas 20% = 1338#


130

Soportes colgantes de resorte ( muelle ).

Los soportes colgantes de muelle se usan para proveer soporte de la tuberia, mientras permite su movimiento vertical causado por

las cargas de desplazamiento.

Tipo variable.

Proceso de selección:

1. Calcular el peso a ser soportado.

2. Calcular el movimiento de la línea en la localización del soporte.

3. Seleccionar el tamaño del soporte colgante basado en la carga.

4. Decida la variación de carga permisible.

Generalmente menos del 25 %.

Menos si es necesario para encontrar los esfuerzos de los requerimientos de reacción.

5. Seleccionar el soporte colgante de las tablas del manufacturero.

Taller del soporte colgante de resorte.

Seleccione un soporte que reduzca al mínimo la reacción de peso en la bomba.

F

U

E

R

Z

A

D E S P L A Z A M I E N T O

INDICADOR

CARGA

ESCALA

CARGA Y

NUMERO

PLACA

TAM VARILLA “ A “

NO INCLUYE VARILLA


131

Soporte tipo constante.

Instalación soporte de apoyo constante (Anvil International).

CUBRERESORTE

INDICADOR DE POSICION

Y PARO DE VIAJE

VARILLA

SOPORTE

ESCALA DE CARGA

PIVOTE DE CARGA

YUGO DE CARGA

COPLE DE CARGA

PIVOTE

PRINCIPAL

TORNILLO DE

AJUSTE CARGA

PIVOTE AJUSTE

RESORTE PLACA UNION

VARILLA TENSION

SOPORTE

RESORTE PIVOTE

AJUSTE

RESORTE

VARILLA INFERIOR


132

Los soportes colgantes del tipo constante se utilizan cuando la variación de la carga en un soporte tipo de resorte variable sería

demasiado alto.

La carga permisible para 5HR1-6 es 1500 #(libras), Ver figuras a continuación para verificar datos. Estándares para soportes

colgantes.

NOTAS:

1. Estos estándares se usarán para selección y aplicación solamente; los detalles específicos de los soportes se mostraran

en los dibujos de fabricación.

2. Se requiere aprobación de Ingeniería de esfuerzos y bajo las siguientes condiciones:

2.1. 32 °F o abajo.

2.2. Presión de operación de 3 000 psi y arriba.

2.3. Desde y a bombas y compresores reciprocantes.

2.4. Aleaciones de cromo de 2 al 17.

2.5. Aleaciones estabilizadas de Columbium (tipo 347) mas delgadas que el peso estándar o excediendo ¼” de

espesor.

2.6. Líneas conduciendo hidrogeno ( 100 psi de presión parcial y arriba ). Oxigeno o servicios de productos

letales.

3. Cualquier desviación de este estándar debe ser revisada y aprobada por Ingeniería de esfuerzos y estar detallada, si se

requiere, con un isométrico de la tubería.

4. Soportes colgantes:

4.1 Cargas excediendo 500 libras en la superficie de apoyo requieren aprobación del ingeniero estructural.

4.2 Dimensión mínima “ X “ basada en un movimiento horizontal de 1”; cuando el movimiento excede 1”,

revisar con el ingeniero de esfuerzos.

4.3 El espaciado de los soportes colgantes no debe exceder del máximo espaciado de tuberías de los estándares.

Figura 11.5.2.d. 5HR1 - Diam nom tub

Soporte colgante

Tuberías de ¾” hasta 36”

SUPERFICIE DE APOYO

LONG

MAX

VARI

LLA


133

Figura 11.5.2.e. 5HR2

Soporte colgante

Trapecio.

Precaución: El uso de este soporte requiere la aprobación del ingeniero de esfuerzos.

Línea no aislada operando

a 200 °F o menos

Abrazadera superior

Long

Max

Vari

lla

Figura 11.5.2.f. 5HR3 - Diam nom sop inf – diam nom sop sup

Soporte colgante

Tuberías de 3/4” hasta 24”.

SUPERFICIE DE APOYO


134

11.9. Localizacíon de soportes.

Métodos de cálculo.

Generalmente se requiere por exactitud un revisión formal usando un análisis de esfuerzos por computadora. La preocupación por las posibilidades de malfuncion de los soporte son el colapso y la deformación excesiva.

Los códigos estructurales no reconocen la distinción entre desplazamiento y cargas sostenidas, por lo tanto solo la magnitud de las

cargas extremas necesitan ser consideradas, por lo tanto se debe usar el rango de temperatura de condición instalada a

condición de operación. Algunos códigos diferencian entre cargas normales y ocasionales.

Condiciones limite.

Las reacciones limite están determinadas por los esfuerzos máximos, o la estabilidad mínima de la estructura.

Figura 11.9.a. Pandeo entre soportes.

SUPERFICIE DE APOYO

Long

Max

Vari

lla

Detalle oreja

Figura 11.5.2.g. 5HR6 - Diam nom

Soporte colgante con orejas

Tuberías de 2 ” hasta 24”.


135

El pandeo entre soportes ampliamente espaciados puede causar que la tuberías serpentee inapropiadamente entre los soportes

localizados.

Tratar de igualar el espaciado entre cada uno de los soportes, cuando sea possible, para balancear cargas.

Figura 11.9.b. Pandeo entre soportes.

Apoyo de bucle adecuado:

Figura 11.9.c. Apoyo adecuado de bucle.

Arqueo puede causar que

el bucle caiga del soporte

Se requiere

cimentación extra

ERRONEO

Sumar puntales entre las

columnas existentes baja costos

No puede sobresalir

demasiado o perderá balance

ACERTADO


136

Figura 11.9.d. Principios básicos de soporte.

Figura 11.9.e. Principios básicos de soporte.

Situar los soportes tan cerca como sea posible para cargas concentradas

pesadas ( o situar las cargas pesadas cerca de los soportes existentes )

Válvulas de 4” cerca una de

otra hace una carga pesada Un segundo soporte de pie

puede sumarse para esfuerzos

Soporte directamente sobre la carga

Caída vertical larga hace la carga pesada, especialmente

en prueba hidrostática en tuberías grandes

Caída vertical mas válvula y

bridas es una carga pesada

Puente tuberias

Durmiente Espacio tubería normal

No soportar aquí

Puede requerir compensación para flexibilidad o

resorte abajo debido a la diferencia de

temperaturas entre el recipiente y el tubo

Soportar aquí directamente arriba de la caída larga

Caída larga


137

11.10. EQUIPO.

El equipo debe ser considerado en el análisis de esfuerzos. Lugares de anclaje, la temperatura, material de cuerpo, proyección de la

boquilla y dimensiones físicas, todos, afectan los cálculos de esfuerzos y necesitan ser transmitidos a los esfuerzos.

El propósito principal es proveer suficiente soporte y flexibilidad para prevenir las reacciones excesivas sobre los soporte y equipos.

Los métodos de calculo son diferentes para equipos fabricados que para equipos o soportes; así mismo sus limites de reacción

difieren.

La mayoría de los equipos se anclan a la cimentación. Por esto las boquillas de equipo son también anclas. Generalmente son anclas

completas. Los anclajes son mecánicamente rígidos pero pueden tener expansión adicional cuando el equipo es caliente. Aun mas si

el equipo no esta atornillado abajo, el peso puede ser lo bastante grande para hacer del equipo un punto de anclaje.

Equipo fabricado.

Generalmente los métodos de cálculo requieren de la exactitud de un estudio formal usando un programa por computadora de

análisis de esfuerzos, se deben considerar las cargas sostenidas y las de desplazamiento. Los alcances de falla deben incluir

deformación mayor o colapso y fatiga.

Con el fin de evaluar fatiga deben ser considerados el rango entero de cargas, de manera tal que el rango de temperatura de este

calculo sea el mismo del calculo del rango de desplazamiento.

Las reacciones limite para boquillas son calculadas usando:

Welding Research Council Bulletin 107 “Local Stresses in …Shells due to External Loadings” ó análisis de elemento finito.

Limites de reaccion.

Los valores de esfuerzos permisibles usados en el calculo se toman de los codigos aplicables, y la evaluacion de esfuerzos es

generalmente hecha usando el criterio de evaluacion de esfuerzos descrito en “ASME B & PV Code Section VIII, Div 2, Reglas

alternas para recipientes a presion.

La ventaja es hacer cálculo uno mismo.

El ciclo de tiempo se reduce considerablemente.

Es mas fácil decidir entre reforzar la boquilla o reducir las reacciones.


138

Equipo rotatorio.

Generalmente los métodos de cálculo requieren de la exactitud de un estudio formal usando un programa por computadora de

análisis de esfuerzos, Los alcances de falla deben incluir: desajuste perjudicial e interferencia por rozamiento.

Con el fin de evaluar los modos de fallo, sólo la magnitud de las cargas durante la operación necesita ser

considerado, por lo tanto se debe usar el rango de temperatura desde la condición de instalado hasta la de operación.

Ejemplos de rangos de temperatura.

Línea exterior de agua de torre de enfriamiento:

Temperatura mínima del agua es 45 °F ( 7°C ).

Temperatura máxima del agua es 90 °F ( 32 °C ).

La tuberia es instalada durante febrero, lo cual indica que tiene una temperatura promedio de 53 °F ( 12 °C )

La temperatura mínima diaria promedio es de 30 °F ( -1 °C )

El rango de temperatura es de – 1 °C a 32 ° C.

Tuberia exterior de aire comprimido:

Temperatura mínima del aire comprimido es el ambiente.

Temperatura máxima del aire comprimido es 150 °F ( 65 °C ).

La tuberia esta instalada durante julio, lo cual indica que tiene una temperatura promedio de 64 °F ( 18 °C )

La temperatura mínima diaria promedio es de - 30 °F ( -35 °C )


Línea exterior de agua trazada con vapor:

Temperatura mínima del aire comprimido es 40 °F ( 4 °C )..

Temperatura máxima del aire comprimido es 60 °F ( 16 °C ).

La tuberia esta instalada durante septiembre, lo cual indica que tiene una temperatura promedio de 76 °F ( 24 °C )

La temperatura mínima diaria promedio es de - 30 °F ( - 1 °C ).

La temperatura máxima para la cual no hay condición de flujo con el trazado(venas) es 280°F ( 140 °C )


Limites de reacción.

Los limites de reacción los especifica el manufacturero del equipo. Los fabricantes de ciertos tipos de equipos deben cumplir con por

lo menos los requisitos de reacción permisibles en las normas aplicables de la industria. Muchos manufactureros consultan con el

usuario estos estándares.

Limites de reacción

EQUIPOS ESTANDARES INDUSTRIALES

Bombas centrifugas ASME B 73.1 API 610

Turbinas de vapor NEMA SM – 23 API 611 API 612

Compresores centrífugos API 617

Compresores desplazamiento positivo API 619


139

11.10.1. Recipientes horizontales.

Figura 11.10.1.a. Recipiente horizontal.

* Dar temperaturas de diseño y de operación del proceso, en las líneas de entrada y salida. No utilice la temperatura de diseño del

recipiente.

11.10.2 Intercambiadores de calor.

Temperatura promedio del recipiente del intercambiador.

Figura 11.10.2.a. Temperatura promedio intercambiador.

La temperatura promedio para hallar los movimientos de anclaje es: 800oF+400oF / 2 = 600 °F

El ingeniero de esfuerzos determinará las temperaturas promedio y la expansión resultante de la información sobre el boceto

esfuerzos. Los intercambiadores de coraza y tubos se usan para calentar y enfriar una corriente de producto, utilizando otro

producto por los tubos. Generalmente, el flujo a través de la coraza y el flujo a través de tubos fluirá en direcciones opuestas. Las

temperaturas y presiones varían en cada boquilla.

* 750 °F DISEÑO

500 °F OPERACION

* 750 °F DISEÑO

500 °F OPERACION

CERO MOVIMIENTO VERTICAL

INDICAR ANCLAJE

FLUJO


140

11.10.2.1. Localización de intercambiadores y tuberías.

Para mayor información acerca de la localización de intercambiadores en una planta, ver anexo C-4. Para mayor información sobre

nomenclatura ver páginas 87 a 89 del volumen 2. El propósito de los detalles de las figuras en dicho anexo es proporcionar

sugerencias probadas de localización de intercambiadores de calor y tuberías, que favorecen la flexibilidad. Se usan estos dibujos

solo como referencia, y deben ser utilizados con discreción.

11.10.3 Recipientes verticales.

Nota: Use temperaturas de operación de boquillas de salida solo para calcular la expansión. No use la temperatura de operación

del recipiente.

La expansión se produce tanto desde la línea tangente (hacia arriba o hacia abajo) y radialmente desde el centro del recipiente.

Las temperaturas pueden variar considerablemente de la parte inferior a la parte superior de un recipiente vertical alto.

Figura 11.10.3.a. Calculo expansión del recipiente .

En recipientes altos las tuberías generalmente estarán apoyadas y guiadas fuera del tanque. Temperaturas Diferentes entre el interior

del recipiente y el tubo pueden hacer que se expandan a ritmos diferentes.

SALIDA EXPANSION

SOBRESALE

EXPANSION TOTAL RECIPIENTE

EXPANSION

FALDON

NO SE

EXPANDE FONDOS

CHECAR INTERFERENCIA


141

Figura 11.10.3.b. Líneas de reflujo.

Se debe tener cuidado de colocar arreglos de tubería en la base de los recipientes; si deben estar situados en la base del recipiente,

el peso debe ser conducido por el soporte del recipiente y una guía base usada en lugar de un apoyo sobre el terreno.

Figura 11.10.3.c. Recipientes verticales.

PIERNA LARGA

PARA FLEXIBILIDAD

LA LINEA ES MAS FRIA QUE LA

TEMPERATURA PROMEDIO DEL

RECIPIENTE

LOS SOPORTES DE BASE LEVANTAN

Y NO SOPORTAN LA TUBERIA

PLATAFORMA

PARA ESFUERZOS

CUERPO

T

A

N

Q

U

E VAPOR

SOLUCION 1 USAR SOPORTES

COLGANTES DE RESORTE

SOLUCION 2 SUMAR FLEXIBILIDAD

Y SOPORTE EN PLATAFORMA

ELEVACION


142

11.10.4. Bombas ( fuerzas).

Los vendedores de bombas sólo aceptarán fuerzas y momentos limitados en su boquillas de succión y de descarga. Cuando más de

una bomba se alimenta de una sola fuente, una bomba puede estar en ejecución (en caliente), mientras que el otro está apagada (en

frío).

Figura 11.10.4.a. Descarga de bombas .

1.- LONGITUD EXPANSION VERTICAL

2.- LONGITUD DE FLEXIBILIDAD

3.- TF EMPUJA ABAJO

Figura 11.10.4.b. Fuerzas en bombas .

MOVER ANCLAJES CERCA DE

LAS BOMBAS PARA PREVENIR

EXCESIVOS REQUERIMIENTOS

DE FLEXIBILIDAD

Coinciden con los de la

fuerza de fricción excesiva SOPORTE DE PIE SE REQUIERE SI EL 65% DEL ESPACIADO

ES EXCEDIDO O SOBRE LINEAS MUY CALIENTES

PIERNA DE PERRO PUEDE SER REQUERIDA

SOPOR DE RESORTE TIP.

65% DE ESPACIADO

PERMISIBLE

BOMBAS AUXILIARES

LONG EXPANS

VERTICAL LA FLEXIBILIDAD DEL TUBO COMUN DE SUCCION SE

CONSIDERA SEPARADAMENTE

LA TEMPERATURA DE LA PIERNA ESTACIONARIA ESTA TOMADA A 70 °F Y COMIENZA AQUI

FLEXIBILIDAD IGUAL DE AMBAS BAJADAS SIGNIFICA QUE LA

MITAD DE LA EXPANSION HORIZONTAL VA A CADA LADO; ( NO

SUMAR AMBAS BAJADAS VERTICALES CUANDO SE INTRODUCE

LA PIERNA DE FLEXION SOBRE LA CARTA DE FUERZAS

LA EXPANSION VERTICAL ES ABSORBIDA

POR EL CORRIMIENTO HORIZONTAL

LADO

CALIENTE

LADO

FRIO

TF EMPUJA ABAJO

EL CUERPO DE LA BOMBA NO

CUENTA EN LA FLEXIBILIDAD

TF PERMISIBLE ES 200 * / TAMAÑO

NOMINAL DE LA BOQUILLA

PUNTO SOPORTE

DEBE SER INCLUIDA EN LA

EXPANSION VERTICAL

N

O

T

A

1

N

O

T

A

2

N

O

T

A

3

F

L

U

J

O


143

Nota:

No sólo las bombas, sino también todos los sistemas de tuberías de la válvula debe ser analizado para todas las combinaciones de

temperatura frío-calor que son posibles.

Figura 11.10.4.c. Fuerzas en bombas .Bombas auxiliares.

Para un tamaño de tubería y temperatura dadas, las fuerzas horizontales son dos veces mas grandes en servicio de espera una (frío-

calor). Si la operación caliente-frío es de vez en cuando posible, entonces también se debe tener en durante el diseño. La

información sobre el funcionamiento de la bomba se debe incluir en el esquema de estrés, si es otra, que frío-calor.

Figura 11.10.4.d. Fuerzas en bombas .Tubería del recipiente a las bombas.

LONGITUD EXPANSION HORIZONTAL NO HAY FLEXION EN LA CORRIDA

HORIZONTAL DADO QUE AMBAS CAIDAS

ESTAN CALIENTES SIMULTANEAMENTE

TODO EN LA HORIZONTAL ESTA

CALIENTE AL MISMO TIEMPO

F

L

U

J

O

F

L

U

J

O

LA DIFERENCIA ENTRE EL ASENTAMIENTO DEL

RECIPIENTE Y LAS BOMBAS DEBE SER SUMADO A

LA EXPANSION VERTICAL

LA EXPANSION N – S EMPUJA AMBAS TORRETAS

IGUALMENTE ( CALIENTE – FRIO NO IMPORTA DADO QUE

ESTA GENERALMENTE CALIENTE


144

La fuerza de NS, para una bomba (en caliente o frío) se encuentra usando la expansión total de NS con la pierna de flexión igual a A

+ B + D.

La fuerza vertical entre el recipiente y las bombas, no depende de frío-calor.

La fuerza vertical se encuentra usando la expansión total entre el soporte de la bomba y el soporte del recipiente, con la pierna de

flexión igual a C. Dado que la fuerza empuja hacia abajo a mitad de camino entre las bombas, se dividen entre dos para determinar

la fuerza en cada bomba. Añadir esta fuerza a la fuerza vertical frío-calor, la cual está ocurriendo simultáneamente.

Figura 11.10.4.e. Fuerzas en bombas .Tubería del recipiente a las bombas.

Buscar las fuerzas entre punto "O" y punto "E" de la manera habitual.

Las fuerzas calculadas se añaden a continuación a las cargas previamente determinadas en una bomba. (No dividir las fuerzas entre

las dos bombas, con excepción de las tuberías simétricas).

ABERTURA A TRAVES

DEL FALDON

CUALQUIER RUTA

POSIBLE RE-RUTEO SI LAS FUERZAS

FRIO-CALIENTE PREVIAMENTE

HALLADAS SON EXCESIVAS

ALTERNATIVA CUANDO TUBERIAS

SIMETRICAS NO SON REQUERIDAS

BOMBA

BOMBA

SUCCIONES DE BOMBA 6” ced 40 acero al carbón


145

Figura 11.10.4.f. Fuerzas en bombas .Succiones de bombas.

Ejemplo de cálculo: succiones de bombas simétricas.

Figura 11.10.4.g. Fuerzas en bombas .Succiones de bombas simétrico.

250 °F DISEÑO

FUERZA TERMICA PERMISIBLE:

800 # CUALQUIER DIRECCION

6” ced 40 a 250 °F acero al carbón

Boquilla 4” - 800 # permisibles

En espera


146

Fuerzas entre bombas Entre recipiente y bombas

Vertical Vertical

∆ = 8.5' x .0141 = .12" ∆ = 18' x .0141 = .254"

T.F. = Cerca de 390# T.F. = 250# 2 = 125# por bomba

Pierna de flexión = 10'-0" Pierna de flexión = 15'-0"

Este - Oeste Norte – Sur

∆ = 5' x .0141 2 = .035" ∆ = 15' x .0141 = .212"

Use 3 x .035 sobre la carta = .105" T.F. ‹ 200# por bomba

Fuerza en carta = 1100# Pierna de flexión = 19'-0"

T.F. = Fuerza en carta = 370#

Pierna de flexión= 7'-0"

Si el tamaño de la boquilla, en este ejemplo se reduce a 3 ", la fuerza térmica permitida se reduce de 800 (4" x 200 #) a 600 (3 "x

200 #).

Si la temperatura aumenta en el ejemplo anterior no funcionará. Pierna adicional se debe agregar entre las bombas.

If the nozzle size in this example decreases to 3" the allowable thermal force drops from 800 (4"x200#) to 600 (3"x200#).

If the temperature increases the previous example will not work. Additional leg must be added between the pumps.

Figura 11. 10.4.h. Fuerzas en bombas .Succiones de bombas simétrico.


147

Diseño 6" ced 40 Acero al carbón 600°F

Fuerzas verticales (En espera fría) Fuerzas Este - Oeste (En espera fría)

∆ = 8.5 X .046 = .39 ∆ = 5 X .046 = .23 2 = .12

T.F. = 480# T.F. = 530#

Pierna de flexión = 14' Pierna de flexión = 9'

La alineación apropiada de las tuberías en las bombas es crítico. Las cimentaciones pueden establecerse (en realidad, hundiéndose

en el suelo). Para evitar las fuerzas excesivas, los soportes para tubos generalmente serán afianzados en la cimentación de la bomba

o se utilizan resortes. A veces, varias bombas tienen cimentación común o tendrán pilas que limitaran su asentamiento.

Ver figura a continuación Principios básicos de soporte.

Figura 11.10.4.i. Bomba centrifuga horizontal carcasa bipartida..

Las bases son para soportar la estructura metálica de las bombas. La expansión térmica se produce entre este punto y las bridas de

succión y descarga.

COLADERA DE ARRANQUE

TEMPORAL

SOPORTE DE

CONCRETO

SUPERFICIE PULIDA

CIMENTACION COMUN ELIMINA PROBLEMAS DE

FLEXIBILIDAD DEBIDO A ASENTAMIENTOS

CHECAR CON EL INGENIERO DE ESFUERZOS ANTES DE

USAR ESTE TIPO DE SOPORTE


148

Figura 11.10.4.j. Bases de bomba.

Hay varios tipos de bombas centrífugas, la diferencia principal que la tubería efectos es la ubicación de la aspiración y las boquillas

de descarga.

Figura 11.10.4.k. Tipos de bomba .

FLECHA

BASE DE SOPORTE FLECHA

SUCCION Y DESCARGA ARRIBA

(SUCCION DE FRENTE DESCARGA ARRIBA)

BASE DE ANCLAJE FLECHA

SUCCION Y DESCARGA DE LADO

Soportes bomba tip

SUCCION Y DESCARGA ARRIBA

SUCCION ENFRENTE DESCARGA ARRIBA


149

Cuando las válvulas están situadas directamente encima de una boquilla, los resortes se utilizan a menudo para reducir las cargas en

las bombas. Las bombas deben estar situados donde pueden ser fácilmente soportadas, por lo general, bajo o cerca del borde de un

puente de tuberías.

Figura 11.10.4.l. Succión y descarga arriba.

11.10.5. Turbinas de vapor (fuerzas).

En las turbinas de vapor: Al igual que con las bombas asentamientos diferenciales pueden ocurrir, las cimentaciones para los

soportes de apoyo debe estar integrada con la base del equipo. El suministro y descarga de vapor debe ser apoyada

independientemente de la bola de la turbina de modo que los pernos de la brida puede ser retirado y la alineación de la brida no

cambie. Ver anexo “Turbinas de vapor y bombas reciprocantes”, para los arreglos de tuberías típicos.

11.10.6. Enfriadores de aire (ventiladores de aleta). Enfriadores de aire se encuentra generalmente por encima de puentes de tuberías para ganar espacio, pero pueden estar situados en

el piso.

Los enfriadores de aire deben estar agrupados, para compartir una estructura de apoyo común.

Enfriadores de aire utilizados arriba de recipientes para su servicio de condensación debe tener buen drenaje y la tubería a menudo

tiene que ser simétrica (véase el anexo “Arreglo de enfriadores de aire de tiro forzado e inducido”).

Figura 11.10.6.a Sugerencias para enfriadores de aire.

SOPORTE RESORTE

ALTERNAR P/REMOV CARGA

ALTERNATIVA

COLADERA ARRANQUE

TEMPORAL

ESTE TIPO DE SOPORTE NO REMUEVE LA

CARGA DE PESO

COLUMNA SOPORTE TUBO

BOMBA

ELEVACION


150

La temperatura de la superficie superior de la caja colectora es la misma temperatura que la del cabezal de entrada, y la temperatura

de la superficie inferior de la caja colectora es la misma temperatura que la del cabezal de salida.

1. El espacio de separación debe ser revisado. Si es insuficiente, los cabezales superior e inferior pueden realizárseles

resorte frio, o los huecos pueden aumentar. Los equipos de tuberías y esfuerzos deben revisar los dibujos.

2. Las cargas muertas deben ser checadas. Esto es critico, especialmente cuando las plataformas se utilizan para cualquier tipo

de apoyo adicional de elevadores, etc.

3. Consulte con el ingeniero de esfuerzos para el dimensionamiento mínimo en el diseño inicial

4. Cuatro diámetros nominales del ramal o 61 centímetros, lo que sea más largo ( a menos que se indique lo contrario un

ingeniero de la tensión). Esta longitud puede ser necesaria en campo para doblar y permitir a la brida el desajuste

debido a la tolerancia de fabricación.

5. Si los cuellos de refuerzo son necesarios para la presión, puede ser más económico aumentar el espesor de pared del

cabezal. Consulte con los ingenieros de esfuerzos y materiales.

Figura 11.10.6.b Sugerencias para enfriadores de aire.


151

1. Acero adicional puede ser requerido. Compruebe con el ingeniero de esfuerzos desde el principio en el diseño; si un

soporte de piso no puede ser usado, un soporte sólido puede ser necesaria con el nivel superior de la aleta de soporte del

ventilador. Un muelle puede ser necesario si es soportado en otro lugar.

2. La flexibilidad del soporte de pie ayuda a absorber la expansión vertical, el soporte de pie debe ser de tamaño adecuado

para soportar el peso.

3. Proveer flexibilidad para la expansión vertical, zapata en la columna de soporte de tuberia puede ser removido en casos

limitados.

4. Si esta dimensión se vuelve demasiado grande, la tubería puede perder el equilibrio y requerir apoyo adicional.

Problema de enfriador de aire. Ver figura anterior.

Preguntas:

1. Expansión del tubo ______________________

2. Movimiento total _____________________

3. Mínima pierna de flexibilidad @ 15,000 PSI de esfuerzo __________________________

4. Mínima pierna de flexibilidad @ 1600 # fuerza _______________________________

5. Máximo espaciado recomendado según la carta __________________________

6. Fuerza térmica _______________________

7. Encontrar dimensión mínima__________________

8. Mínima pierna muerta requerida______________________

9. Carga muerta @ boquilla________________________

10. Carga muerta @ boquilla________________________

Cálculos del Ejemplo.

1. Expansión del tubo = 70' x .014"/pie = 0.98 pulg

2. Movimiento total = 1.5" - 0.98" = 0.52" net.

3. Mínima pierna de flexibilidad @ 15,000 PSI de esfuerzo = 23 ft.

4. Mínima pierna de flexibilidad @ 1600 # fuerza = 30 ft.

5. Máximo espaciado recomendado según la carta 47'-0".

6. Fuerza térmica = 1600#.

7. Esta dimensión debe ser aproximadamente 28.3' =

8.- ∆ = 10 ft. (.014 - .0061) = .079" pierna requerida = 4 ft.

9. 5´/2 + 3´/2 = 4' x 182 lbs/pie2 = 728 lbs

4" –ced 40 (2' X 16.3# = 33 lbs)

4" - 150# W.N. Flg. = 17 lbs

728 + 33 + 17 = 778 lbs = Carga en boquillas

10. (30/2 + 5' (entre accesorios)) x 182 lbs/pie = 1820 lbs = carga adicional de la línea aérea.


152

La carga en las boquillas es 1820 lbs + 778 lbs = 2598#. Un vendedor aceptará esta carga (2598 lbs) si se negocia antes de obtener

el contrato.

11.11. Responsabilidades del diseñador de tuberías en esfuerzos.

1. Compruebe la flexibilidad y el apoyo de todas las líneas por la regla del método del pulgar y / o la inspección durante el

diseño.

2. Reconocimiento durante la presentación de los problemas de estrés que requieren la consulta con estos ingenieros de

esfuerzos.

3. Presentación de las líneas para el análisis de esfuerzos como se requiere en la lista de la líneas y de acuerdo con el anexo

“DISEÑO DE ESFUERZOS – PROCEDIMIENTO DE BOCETEO “ (ver anexo).

4. Presentación de líneas adicionales para el análisis, esas que fallaron la regla de los métodos de pulgar.

5. La presentación de información requerida en los bosquejos de esfuerzos.

6. Inicialmente, localizando:

(a) Anclas.

(b) Guías.

(c) Perchas o soporte colgante (consulte con el ingeniero de esfuerzos para los requisitos de muelles).

(d) Soporte (Marque con el Ingeniero de esfuerzos para los requisitos de muelles).

(e) Espiras (bucles).

(f) Espacios libres de expansión (incluyendo los efectos inclinación)

(g) Resorte frio para el espaciado de líneas.

11.11.1. Requerimientos de los bocetos de esfuerzos.

Figura 11.7.1.a. Boceto de esfuerzos (requerimientos).


153

1. localice anclaje de equipo y de información para el cálculo de la temperatura del recipiente. (Dibujar líneas en el boceto

de esfuerzos o presentar fotocopia de 8-1/2 "x 11" al proveedor).

2. Dar dimensión al pie más cercano (o mas exacto si se conoce).

3. Información de las dimensiones básicas como un dibujo MTO.

4. Añada ubicación del soporte en el arreglo de tubería (en rojo sobre la copia azul original).

5. Se utiliza para representar el apoyo tipo en un puente de tuberías.

6. Localice codificado de apoyos (según estándar de la compañía por ejem FSC) no se deben mostrar como un tipo de apoyo

del inciso anterior.

7. Localice los clips de apoyo (incluso para los carretes de acero al carbono).

11.11.2. Requerimientos de apoyo (del ANSI B31.3-1993 Pagina 41).

La distribución y el diseño de la tubería, incluyendo elementos de soporte, se encaminará hacia la prevención de lo siguiente:

1. Los esfuerzos en tubería por encima de los permitidos por este código.

2. Las fugas en las juntas.

3. El exceso de empujes y momentos en los equipos conectados (tales como bombas y turbinas).

4. Tensiones excesivas en los elementos de apoyo de tubería (o restricciones).

5. Resonancia impuesta por las vibraciones inducidas por el fluido.

6. Interferencia excesiva con la expansión y contracción térmica en la tubería, la cual por otro lado es adecuadamente

flexible.

7. Desconexión accidental de la tubería de los soportes.

8. El exceso de hundimiento en la tubería que requiere pendiente de drenaje.

9. La distorsión excesiva o hundimiento de la tubería (por ejemplo, termoplásticos) sujeto a la fluencia en condiciones de

ciclo térmico repetido.

10. El flujo de calor excesivo, la exposición de los elementos de apoyo a temperaturas extremas fuera de sus límites de

diseño.

11.12. Información miscelánea de diseño general.

Método recomendado de localización de puntos de apoyo de tubería.

El principal objetivo es obtener ubicaciones prácticas de puntos de apoyo compatibles con las estructuras normales de la planta,

permitiendo con ello terminar el enrutado de la tubería tan lejos como sea posible durante el estudio. El material aquí presentado es

principalmente como guía del diseñador de tuberías, proyectista o el revisor, y por lo tanto tiene un alcance limitado y sujeto a los

cambios que se producen cuando el sistema de tuberías se analiza para los esfuerzos de flexibilidad y la carga de peso muerto. Los

principales cambios se pueden evitar con la aplicación de las normas generales siguientes.

11.12.1. El espaciado de tuberías no debe exceder la separación mostrada en las guías de espaciado y sus notas. Las líneas a

temperaturas superiores a los indicados pueden requerir espaciado severamente corto y la tabla no se aplica a las líneas que pueden

vibrar por excitación mecánica, pulsación de la presión o el flujo de fase mixta (flasheo).

11.12.2. El crecimiento de temperatura o la contracción se debe calcular para determinar el tipo de apoyo requerido. Las

suposiciones de que una línea se apoya correctamente sobre soportes rígidos o no elásticos crean una mayor fuente de problemas.

Estos problemas generalmente serán eliminados si el comportamiento térmico de la línea está correctamente evaluado durante el

estudio. Una línea que crece fuera de un soporte no esta apropiadamente soportada, teniendo la necesidad de utilizar arriba un


154

soporte de tipo de resorte, o en casos limitados de la aplicación de pre muelleo podría ser suficiente.

11.12.3. Los puntos de soporte deben estar situado directamente encima o por debajo de las mayores concentraciones de peso que

se producen en las líneas verticales, y lo más cerca posible a concentraciones en peso en líneas horizontales con el fin de alcanzar lo

que se llama equilibrar momentos. Los soportes de pie rígidos se deben evitar si es razonablemente posible. Para los casos

individuales preferimos soportes localizados en una forma que tenga en cuenta, el tipo de equipo que se enumeran en los siguientes

grupos.

a) Tubos ascendentes de entrada y salida desde boquillas superiores de bombas.

b) Temperaturas ambiente con un peso muerto sobre las boquillas de menos de 200 lbs. / ∅con un máximo de

2.000 libras: 75% de la longitud del espaciado normal se permite sumando longitud al tubo ascendente y

carrera horizontal, de lo contrario requerirá apoyo adicional. Bombas de hierro fundido 50 # / ∅.

c) Líneas de 150 °F a 300 °F: Sujeto al análisis de flexibilidad, los efectos del peso y la expansión puede permitir

75% de espaciado arriba para un soporte no-elástico si el pre muelleo es eficaz. Para estar seguro, busque

apoyar el punto directamente sobre el elevador con 3'-6 "distancia mínima de claro desde la parte superior de

la línea a la parte inferior de la estructura de soporte.

d) Líneas de 300°F y mas: Localizar el punto de soporte directamente sobre el tubo ascendente con el mismo claro

mínimo hacia arriba. Donde los claros son menores puede ser posible emplear una abrazadera del tubo

ascendente directamente debajo de la soldadura del codo, mas dos soportes colgantes de muelle. La línea debe

ser revisada por el grupo de esfuerzos durante la localización de tuberías. La carga de peso muerto sera

severamente restringida.

e) Boquillas de lado de entrada y salida en bombas centrifugas o compresores.

Temperaturas ambiente: Tubos ascendentes serán soportados desde abajo con 75% del espaciado normal

permitido como en el inciso 11.8.3.1.1.

Líneas de 150 °F a 300 °F: El soporte de base es suficiente, pero un resorte puede ser requerido si la expansión

del equipo provoca grandes momentos de flexión sobre el equipo. Normalmente 75 % del espaciado es

permisible como en el inciso 11.8.3.1.1. para un punto de soporte no elástico de puente de tuberías. El análisis

de flexibilidad puede requerir que un punto de soporte de puente de tuberías sea un muelle superior,

particularmente en líneas de 10” y mayores. Los claros deberán estar basados en la tabla de claros de soportes

colgantes de resorte (muelle) de los estándares.

Líneas de 300°F y mas están generalmente sujetas a las mismas condiciones de 11.8.3.2.2 para líneas hasta e

incluyendo 6". Las líneas ruteadas deberán ser revisadas durante la localizacíon de tuberías con un

representante del grupo de esfuerzos de tuberías.

f) Tuberías de recipientes verticales.

Tuberías ascendentes incluso en recipientes a baja temperatura pueden causar problemas de soporte debido a las

condiciones de salida del vapor para mantenimiento e inspección. El crecimiento del recipiente vertical es

frecuentemente una cuestión de la sección de computación, ya que se debe tomar en cuenta que la temperatura

puede variar de 600° a 700° en la zona del rehervidor, a 200° o menos en la zona de vapor de la parte superior.

El recipiente puede ser en realidad dos o tres recipientes separados apilados y no siempre funcionan al mismo

tiempo. Puede ser una columna empacada sujeta a altas temperaturas durante la regeneración.

Disposición inteligente de la tubería requiere cierta familiaridad con las secuencias de operación, que se obtiene

por la experiencia o de consultar con los ingenieros de proceso o de instrumentos. Cuando las condiciones de

temperatura de operación se determinan y el tipo de flujo del producto tales como vapor, mezclas líquidas,


155

mixtas o intermitentes, entonces las líneas están listos para ser ruteadas para el soporte adecuado y flexibilidad.

Los siguientes consejos deberían ayudar a evitar problemas lo suficientemente graves como para causar cambios

en la reorientación o la tubería principal de diseño:

Líneas de alimentación del calentador al recipiente. Estas líneas suelen estar sujetas a lo que se llama flujo de fase

mixta o vaporizaciones parciales y por lo tanto sujetas a vibraciones. Se les debe dar prioridad máxima a un

estudio concienzudo debido a la prioridad de la planificación del calentador. La caída de presión es

generalmente crítico, lo cual junto con la frecuente necesidad de tubería de aleación a causa de la temperatura,

hace del óptimo enrutamiento una necesidad económica. Perchas (soportes colgantes) puede ser una necesidad

absoluta y requieren de una estructura superior. Cauchos hidráulicos puede ser necesaria si la línea es resonante

con el pulso del calentador, de modo que la línea de enrutamiento debe estar de manera tal que permite la

instalación mínima de amortiguador de impacto, ya sea inicialmente o posteriormente en campo si la vibración

se desarrolla. La predicción de resonancia en estas líneas es prácticamente imposible, y controlarlo después del

arranque, si, y cuando se desarrolla puede ser lo bastante expansiva, si la línea no se enruta razonablemente

cerca de las estructuras o equipos que se pueden utilizar.

Líneas encima de la cabeza del recipiente a los condensadores: Esta suele ser una de las mas grandes, si no la

más grande línea de unida al recipiente. La tendencia ha sido más aplicación de enfriadores de aire para realizar

la operación de condensación, lo que puede crear un mayor problema de soporte. La expansión vertical del

recipiente con frecuencia es grande, superando el crecimiento de compensación de la línea de tubería por más

de una pulgada. El enrutamiento de la línea por el lado adyacente al condensador puede no ser lo más

económico si longitudes de tubo y codos tienen que ser añadidos por motivos de flexibilidad, entonces, perchas

(soportes colgantes) tienen que ser añadidos para cargas desequilibradas y estabilidad de la línea. Para

complicar aún más el problema, las válvulas de alivio se agregan a veces en esta línea a un sistema de purga,

encadenando la flexibilidad de ambos sistemas y sumando una concentración en peso sin medios visibles de

apoyo, porque la línea es de diez pies o más por encima de la estructura más próxima disponible . La ruta que

aparece más corta, a veces resulta más larga a menos que los crecimientos diferenciales de temperatura sean

evaluados.

Líneas de reflujo al recipiente: Estas líneas son normalmente la líneas más pequeñas sobre el recipiente y en

consecuencia consideras bastante flexibles. El problema aquí se crea cuando un arreglo de válvula de control se

encuentra directamente debajo de la boquilla y al lado del recipiente en el grado. Debido a la relativamente baja

temperatura de estas líneas, la parte inferior del arreglo de la válvula de control se jala hasta 1-1/2 ", de modo

que las guías especiales y soportes de muelle debe ser detallado si el arreglo de la válvula de control se deja en

esta ubicación. La reubicación del arreglo de la válvula de control debajo de donde corre el puente de tuberías

evita este problema, o como alternativa, localizar el arreglo sobre la plataforma del recipiente cerrado a la

boquilla de reflujo. La ubicación alternativa sobre la plataforma puede o no ser aprobado por el ingeniero de

instrumentos o procesos, si el cree que la operación a mano de la válvula de derivación hace que sea necesario

localizarla en el piso debido a las operaciones fluctuantes. Es una cuestión de opinión y métodos de operación,

sin embargo, y vale la pena considerar, como diseño automatizado es cada vez más fiable.

11.12.3. BOMBAS, TURBINAS Y EQUIPOS DE COMPRESION.

11.12.3.A. Bombas.

Las bombas y equipo rotatorio en general deben ser considerados mas delicados que los recipientes,

intercambiadores y otras unidades que no están construidas con partes internas móviles. Las fuerzas y momentos

sobre estos artículos debe ser mantenidas dentro de limites razonables para asegurar su funcionamiento

apropiado.


156

Cualquier arrugamiento o distorsión en el cuerpo de la bomba o la base de soporte, puede causar que los impulsores se atasquen y

se requiera un paro de la planta con una amplia reparación de la bomba o sustitución completa.

1) Bombas- Requerimientos de soporte.

Con tuberías ascendentes verticales desde boquillas superiores (entrada o salida).

(a) En las bombas de acero fundido a temperatura ambiente hasta 150 ° F, limitar el peso muerto en las boquillas a la

menor de 200 lbs. / pulgadas nominales de tamaño de la boquilla o 2000 libras. Las bombas de hierro fundido o aluminio

limitar la carga de peso muerto para el menor de 50 lbs. / pulgadas nominales de tamaño de la boquilla o 500 libras.

También limite la longitud del tramo no soportado (incluyendo la longitud de la tubería de retorno) a 75% del espaciado

normal.

(b) A temperaturas de 150 °F a 300 °F los efectos de peso y expansión pueden permitir manipularlas como el inciso

anterior, sin embargo, es mejor planear un punto de soporte directamente sobre la tubería ascendente a 3'-6" mínimo de

claro desde el tope de la línea a la parte inferior de la estructura de soporte.

(c) Líneas a 300 °F y arriba: Localizar el punto de soporte directamente sobre la tuberías ascendente con el mismo claro

mínimo de la parte de arriba. Donde los claros son menores puede ser posible emplear una abrazadera a la tubería

ascendente directamente debajo de la soldadura del codo, mas dos soportes colgantes de resorte. La línea debe ser revisada

con el grupo de esfuerzos durante el estudio a la tubería. La carga de peso muerto será severamente restringida.

2) Bombas – Succión al frente o de lado – Descarga de lado – Soporteria.

(a) A temperatura ambiente de 150 °F: Un soporte de base se hará cargo de la carga de peso muerto, sin embargo, el

espaciado no soportado se debe limitar a 75% del espaciado normal.

(b) a temperaturas de 150 °F a 300 °F: Un soporte base generalmente es suficiente pero un muelle puede ser requerido, si

la expansión del equipo causa mas grandes momentos de flexiona impuestos sobre el equipo. Normalmente 75% de

espaciado es permisible a un punto de soporte no elástico de puente de tuberías . El análisis de flexibilidad puede requerir

un punto de soporte en el Puente de tuberías como uno superior de muelle, particularmente en tamaños de línea de 10" y

arriba. Los claros deberán estar basados en la tabla de claros de soportes colgantes de resorte.

(c) A temperaturas sobre 300 °F las mismas condiciones generales del inciso (b), se aplicarán. La ruta de la línea deberá

ser revisada con un analista durante su localización, especialmente, si el tamaño es 8" o mayor.

3) Puntos a tener en cuenta y los arreglos para evitarlo.

(a) Cuando el tamaño de boquilla de la bomba es dos o mas veces mas pequeña que la línea y la válvula, un muelle

probablemente será requerido para las líneas de descarga y succión del tope.

(b) Cuando la boquilla de la bomba es del mismo tamaño que la línea y el rango de presión de la tubería y válvula es de

300# o mas, un muelle probablemente será requerido para las líneas de descarga y succión del tope.

(c) Cuando las líneas ascendentes de tuberías de la bomba tengan un desplazamiento antes de las válvulas, y la instalación

de un soporte tipo 5BSS no sea practico, un soporte de muelle puede ser requerido..

(d) Cuando las boquillas de succión y descarga en la parte superior (tope) están sobrecargadas, un soporte de muelle

encima puede frecuentemente ser evitado, desplazando la línea a un lado de la bomba e instalando un soporte tipo 5BSS.

4) Limitaciones a las fuerzas térmicas sobre bombas.


157

(a) Para todos los propósitos prácticos la tuberías puede ser diseñada durante la etapa de estudio para una reacción

máxima de 200#/pulgadas nominales sobre boquillas de acero de bombas, y 50#/pulgadas nominales para boquillas de

bomba de fierro fundido y aluminio. El peso muerto debe ser sumado algebraicamente a las cargas térmicas, y en todos los

casos obtener la carga total vertical sobre las boquillas de la bomba.

5) Requerimientos de los bocetos de esfuerzos.

(a) Con fines de calcular la expansión térmica de la cara de la boquilla que se muestra en el croquis de esfuerzos, debe estar

relacionada dimensionalmente a las líneas de centro de los ejes vertical y horizontal de la flecha de la bomba. Las líneas de

succión debe tener una dimensión horizontal adicional en relación con la línea central del eje de la flecha de la bomba

tanto vertical como horizontalmente. Las líneas de succión deben tener una dimensión adicional horizontalmente en

relación a la línea central de la boquilla de descarga.

(b) Asegúrese de que el rango de presión de las bridas, tamaño y material, si no es acero el material que se usa.

(c) Recopile cualquier fuerza o limitaciones de momento que informe el proveedor.

11.12.3B Motores de turbina: Requerimientos de soporte.

1) Entrada de vapor.

Generalmente, la conexión de la turbina esta sujeta a las expansiones en tres direcciones. Los estándares de soportes de

tuberia en campo de las compañías solo se usaran cuando se muestran en estos estándares y forman parte de los

procedimientos de las compañías de ingeniería, en ese caso, se han tomado precauciones para neutralizar la expansión

vertical. Soportes adicionales se requerirán normalmente sobre el cambio de dirección horizontal en el tope del cabezal,

compatible con los requerimientos de expansión, y debe ser considerado en el dibujo del sistema de vapor.

2) Salida de vapor.

(a) A un cabezal de descarga. Generalmente se debe tener cuidado con la línea ascendente y la carrera horizontal para

soportarlo tomando en cuenta sus requerimientos de expansión.

(b) A un eliminador de líquidos (exhaust head). Un eliminador de líquidos puede requerir un anclaje a una chimenea

debido a sus requerimientos de una larga tuberia ascendente; donde es permisible una ascensión corta, localice la tuberia

ascendente junto a una columna de un soporte de tuberia para permitir una guía tan cercana como sea posible al nivel

eliminador de líquidos.

Son artefactos de acero con mamparas que

eliminan ruido y partículas de liquido cuando un

venteo se arroja a la atmosfera.


158

(c) A un condensador.

Un motor (no eléctrico ) del tipo de turbina de condensación, generalmente se encuentra en motores de grandes

compresores centrifugas. Cuando estos están montados muy cerca del piso con una boquilla vertical de desfogue, el soporte

y control de la expansión de la línea, de la línea de desfogue usualmente llega a ser un problema mayor.

La línea de desfogue es generalmente larga y llega ser necesario usar una junta de expansión sujeta a vacío y presión

positiva. Una estructura de soporte debe ser planeada durante el estudio de tuberia, y el analista de esfuerzos debe ser

consultado. Generalmente es mejor orientar la boquilla de desfogue hacia abajo y montar el condensador directamente

debajo de la turbina con solo una junta de expansión entre las bridas en el condensador y la turbina. No aprobar los

contornos de turbina con un tubo de escape vertical a menos que el último caso ha sido investigado a fondo.

3) . Limitaciones de fuerza térmica.

(a) La fuerza térmica normalmente puede ser considerado como estando en la misma categoría que la de las bombas. Esa

limitación es de 200 # /pulgada nominal para acero y 50 #/pulgada nominal de limitación para boquillas de hierro

fundido o aluminio.

(b) En cualquier caso en el que el proveedor limita las fuerzas y momentos al estándar NEMA SM 20, el analista de esfuerzos

y el supervisor de diseño deberán ser notificados de inmediato a fin de que se puedan tomar medidas para eliminar las

notas de dibujos del proveedor. En los casos en que el cumplimiento es obligatorio, considerablemente más tubería puede

ser requerida. La estimación de la cantidad de tubería adicional es casi imposible y será determinada por el analista de

esfuerzos. Notas sobre estas limitaciones se encuentran generalmente en la esquina superior izquierda o derecha del

bosquejo y generalmente se imprimen en minúsculas.

(c) Los requerimientos de los bocetos de esfuerzos son similares a los de las bombas.

11.12.3C Compresores centrífugos:

1. Con motores de turbina(no eléctricos)

Generalmente es una mejor practica orientar ambas boquillas (la succión y la descarga) hacia abajo. De nuevo, esto es por

razones de apoyo y control de las expansiones de línea. Por lo general, la ubicación de otros equipos auxiliares, tales como

consolas de aceites lubricantes y enfriadores, se benefician de este arreglo

2. Con motores eléctricos.

La orientación con las boquillas de succión y descarga hacia abajo, de nuevo es preferida. Si la orientación hacia arriba es

obligatoria, se debe tomar previsión durante la localizacíon para la estructura arriba de la cabeza. Consulte con el analista

de esfuerzos durante el diseño.

3. Las fuerzas térmicas y limitaciones son similares a las de las turbinas.

4. Los requerimientos de los bocetos de esfuerzos son similares a los de las turbinas.

11.13. Glosario de términos de esfuerzos.

ACERO AL CARBON Acero, el cual posee sus propiedades distintivas principalmente de los porcentajes variados del carbón

que contiene(a diferencia de los otros elementos).

ACERO AUSTENITICO Acero, el cual debido a su composición tiene una estructura estable a temperaturas normales (del cuarto);

como por ejemplo: los tipos 18-8. No son endurecidos por tratamiento térmico.

ACERO ALEADO Un acero que debe sus propiedades distintivas a otros elementos que no son el carbón.


159

COEFICIENTE DE EXPANSION Un numero indicando el grado de expansión o contracción de una sustancia. El coeficiente de

expansión no es una constante y varia con los cambios de temperatura. Para expansión lineal, es

expresado como el cambio de longitud, de una unidad de longitud de una sustancia teniendo un grado de

incremento de temperatura. Una tabla de expansión es generalmente usada para determinar una

expansión dentro de un sistema de tuberia.

CORROSION La destrucción o alteración gradual de un metal o aleación causada por ataque químico directo o por

reacción electroquímica.

DECAPADO Inmersión en ácido diluido u otros medios adecuados para la eliminación de las incrustaciones de óxido

de superficies laminadas en caliente u otras superficies selladas.

DEFORMACION Cambio de silueta (perfil) o tamaño de un cuerpo producido por la acción de un esfuerzo.

DUCTIBILIDAD La propiedad de elongación, arriba del limite elástico, pero debajo del esfuerzo de tensión. Una medida

de ductilidad es el porcentaje de elongación de la pieza fracturada sobre su longitud original.

DUREZA La resistencia a la penetración por balines estándar, diamantes, etc, bajo cargas estándar. También, el

grado de trabajo en frío.

DUREZA BRINELL Un numero de dureza determinado por la aplicación de una carga conocida a la superficie del material a

ser probado, a través de una bala de acero endurecido de diámetro conocido. Nota: no apropiado para la

medición de listones y laminas a causa de su grosor insuficiente.

DUREZA ROCKWELL Una medida de la profundidad de penetración de un penetrador tal como una pirámide de diamante (Rc)

o un balín endurecido (Rb) bajo una carga especifica.

ELEMENTOS DE ALEACION Elementos químicos que constituyen una aleación. En acero, generalmente los elementos sumados

modifican las propiedades del acero.

ELONGACION La cantidad de extensión permanente en la prueba de tensión, generalmente expresada como un

porcentaje de la longitud medida original, como "25 % en 2 pulgadas." También puede referirse a la

cantidad de extensión en cualquier etapa en cualquier proceso que continuamente elonga un cuerpo,

como en el rolado.

EROSION La destrucción gradual de metal u otro material por la acción abrasiva de líquidos, gases, solidos o

mezclas de los mismos.

ESFUERZO La intensidad de las fuerzas internas distribuidas, que se resisten al cambio en la forma de un cuerpo.

Cuando las fuerzas externas actúan sobre un cuerpo, este se resiste con reacciones en su interior, las

cuales se denominan esfuerzos.

ESFUERZO DE COMPRESION Es aquel que se resiste a una fuerza que tiende a aplastar su cuerpo.

ESFUERZO DE CORTE O CIZALLAMIENTO Es aquel que se resiste a una fuerza que tiende cortarlo en forma perpendicular a su eje.

ESFUERZOS DE ENFRIAMIENTO Esfuerzos causados por la contracción desigual, la restricción externa o deformación plástica

localizada durante el enfriamiento.

ESFUERZO DE TORSION Es aquel que se resiste a fuerzas que tienden a girar su cuerpo.

ESFUERZO DE TRACCION Es aquel que se resiste a una fuerza que tiende a jalar de un cuerpo hacia ambos extremos a la vez.

ESFUERZOS DE ENFRIAMIENTO Esfuerzos causados por la contracción desigual, la restricción externa o deformación plástica

localizada durante el enfriamiento.

FATIGA La tendencia del metal a fracturarse bajo condiciones de ciclos repetidos de tensión por debajo de la

resistencia a la tracción, pero por encima de la deformación.

FATIGA POR CORROSION La acción combinada de la corrosión y la fatiga en la cual las áreas corroídas actúan como concentradores

de tensión, causando falla en los puntos de concentración de tensión y exponiendo a las superficies

nuevas de metal a la corrosión. La falla es progresiva y rápida.

FRAGILIDAD Una tendencia a fracturarse sin deformación apreciable.


160

FRAGILIDAD DE HIDRÓGENO La fragilización algunas veces engendrada por el contacto con una solución acida de plateado o

decapado, la cual es debida a la absorción de hidrogeno por el metal. La fragilidad es más evidente en

piezas endurecidas, y se puede quitar por el envejecimiento o el calentamiento del acero durante un

período prescrito.

LEY DE HOOK La tensión es proporcional a la deformación en la región elástica.

LIMITE DE RESISTENCIA Un esfuerzos limite, bajo el cual soportara sin fractura; un especificado mayor numero de aplicaciones de

tales esfuerzos.

LIMITE ELASTICO El mas grande esfuerzos al cual un material puede soportar sin una deformación permanente después de

soportar un esfuerzo.

LIMITE PROPORCIONAL La mas alta deformación a la cual el material aun sigue la ley de Hooke. Es similar al limite elástico.

MOMENTO DE INERCIA Una medida de la rigidez o resistencia a la flexión, tracción, compresión o cizalladura (CORTE) de un

material con respecto a su forma geométrica.

PROPIEDADES FISICAS Estas propiedades familiarmente discutidas en Física, excluyendo de esas descritas como propiedades

mecánicas; por ejemplo, densidad, conductividad eléctrica, coeficiente de expansión térmica. Este

termino ha sido frecuentemente usado para describir propiedades mecánicas, pero su uso no es

recomendado.

PROPIEDADES MECANICAS Esas propiedades que revelan la reacción, elástica o plástica, de un material a un esfuerzo aplicado, o que

implica la relación entre esfuerzo y deformación, por ejemplo, el módulo de Young, resistencia a la

tracción, límite de fatiga. Estas propiedades han sido a menudo designado como sus propiedades físicas,

pero el término "propiedades mecánicas" es técnicamente más preciso y por lo tanto preferido.

PRUEBA DE PARTICULAS MAGNETICAS Este método de inspección consiste de una magnetización convenientemente del material y la

aplicación de un preparado magnético en polvo que se adhiere a lo largo de las líneas de flujo de las

fugas. En el material magnetizado correctamente, la pérdida de flujo se desarrolla a lo largo de la

superficies no uniformes. Este método no es aplicable a aceros al alto manganeso o aceros inoxidables

austeníticos y aleaciones no ferrosas que son no magnéticas.

RECOSIDO Una operación de calentamiento y enfriado controlado para impartir propiedades deseables especificas

generalmente concernientes con la fabricación subsecuente de la aleación, tales como suavidad y

ductilidad. Cuando al recocido sigue trabajo en frío para el propósito de la eliminación de esfuerzos, se

denomina tensión de recocido.

RELACION DE POISSON Porcentaje que expresa la relación de tensión normal a la carga aplicada, como una proporción de una

deformación directa dentro del límite elástico. También se relaciona al Modulo de Elasticidad y rigidez.

RELEVO DE ESFUERZOS Calentamiento y mantenimiento a una temperatura adecuada a un cuerpo, para el propósito de reducir las

tensiones residuales, seguido de enfriamiento a una velocidad tal y como para dejar que el material

quede en condiciones libres de esfuerzos.

REPTEO Flujo plástico de metal, usualmente ocurre a altas temperaturas, sujeto a esfuerzos apreciables menores

que su esfuerzo a la cedencia. Progresa a través de su primera, segunda, y tercera etapa para fracturar o

resultar en una relajación de tensión.

RESISTENCIA A LA TRACCION El máximo esfuerzo a la TRACCION que un material desarrollará. La resistencia a la tracción se

considera generalmente como la carga en libras por pulgada cuadrada a la cual se rompe una muestra de

ensayo.

SOLDADURA Un proceso de unión de materiales por calentamiento, hasta que estos se fusionan juntos, o por

calentamiento y aplicación de presión hasta que haya una acción de junta plástica. El material de relleno

puede o no ser usado.

SOLDADURA A TOPE Una soldadura circunferencial en tubo fusionando las paredes de tuberia, completamente desde adentro

hasta afuera.


161

TRATAMIENTO TERMICO Una combinación de operaciones tratamiento y enfriamiento temporizadas, aplicadas al metal o aleación

para producir las propiedades deseadas.

TURBULENCCIA Cualquier desviación de flujo paralelo en una tubería debido a paredes ásperas internas, obstrucciones o

cambios de dirección.

VELOCIDAD Relación de movimiento en una dirección dada y un sentido con respecto al tiempo, generalmente

expresada en metros por segundo.

ESFUERZO DE CEDENCIA El esfuerzo después del cual un material presenta deformaciones permanentes.

PESO DE AISLAMIENTO (LIBRAS POR PIE LINEAL)

1. Basado en silicato de calcio de 11 libras/ ft3

2. La carta debe ser ajustada para otros materiales.

3. La carta incluye el peso de las bandas y la cubierta.

1” 1 ½” 2” 2 ½” 3” 3 ½” 4” 4 ½” 5” 6”

1” 0.72 1.23 1.94 2.76 3.7

1 ½” 0.84 1.35 2.52 3.47 4.52

2” 1.01 1.71 2.53 3.48 4.42 5.59

3” 1.25 2.08 3.01 4.07 5.24 6.65

4” 1.62 2.55 3.61 4.66 6.07 7.48 9.10

6” 2.11 3.28 4.57 6.09 7.60 9.82 11.50

8” 4.13 5.64 7.85 9.48 11.50 13.80 16.00

10” 5.20 7.07 8.93 11.00 13.20 15.50 18.10

12” 6.04 8.13 10.5 12.7 15.10 17.40 20.40

14” 6.16 8.38 10.70 13.10 15.80 18.50 21.30

16” 6.90 9.33 12.00 14.60 17.50 20.50 23.60

18” 7.73 10.40 13.30 16.30 19.30 22.60 25.90

20” 8.45 11.60 14.60 17.70 21.10 24.60 28.10

24” 10.00 13.40 17.00 21.00 24.80 28.70 32.90

26” 10.40 14.10 18.00 21.90 26.00 30.20 34.60

28” 11.20 15.10 19.20 23.40 27.80 32.20 36.90 41.60 51.40

30” 11.90 16.10 20.50 25.00 29.50 34.30 39.10 44.10 54.40

32” 12.70 17.10 21.70 26.50 31.30 36.30 41.10 46.60 57.50

34” 13.40 18.20 23.00 28.00 33.10 38.30 43.70 49.10 60.50

36” 14.20 19.20 24.20 29.50 34.80 40.30 45.90 51.70 63.50

42” 16.50 22.20 28.00 34.00 40.10 46.40 52.20 59.20 72.60


162

ANEXOS:

Anexo C-1 Referencias de asociaciones americanas (USA),

Anexo C-2 Propiedades mecánicas de tuberías.

Anexo C-3 Expansión térmica lineal de metales.

Anexo C-4 Localización de intercambiadores de calor y tuberías.


Anexo C-6 Procedimiento de boceteo para el análisis de flexibilidad.

Anexo C-7 Información contenida en boceto de flexibilidad.

Anexo C-8 Sugerencias y ayudas para la localizacíon de equipos rotatorios.

Anexo C-9 Arreglo típico de equipos en una unidad de producción.


Anexo C-11 Arreglo de enfriadores de aire de tiro forzado e inducido.

Anexo C-12 Principios de diseño para localización de turbinas de vapor y bombas reciprocantes.

Anexo C-13 Estándares de ingeniería para análisis de flexibilidad.


163

ANEXO C-1 REFERENCIAS ASOCIACIONES AMERICANAS

10.1.1 API AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE.

API Spec 5B. Specification for Threading, Gauging and Thread Inspection of Casing, Tubing and Line Pipe Threads,

14th edition, 1996.

API Spec 5L. Specification for Line Pipe, 42nd edition, 2000.

API Spec 6A. Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment, 18th edition, 2002.

API Bull 6AF. Bulletin on Capabilities of API Flanges under Combinations of Load, 2nd edition, 1995.

API TR 6AF1. Temperature Derating of API Flanges under Combination of Loading, 2nd edition, 1998.

API TR 6AF2. Bulletin on Capabilities of API Integral Flanges under Combination of Loading, 2nd edition, 1999.

API Spec 6D. Specification for Pipeline Valves, 22nd edition, 2002.

API Spec 6FA. Specification for Fire Test Valves, 3rd edition, 1999.

ANSI/API Spec 6FB. Fire Test for End Connections, 3rd edition, 1998.

API Spec 6FC. Fire Test for Valve with Automatic Backseats, 3rd edition, 1999.

API Spec 6FD. Specification for Fire Test For Check Valves, 1995.

ANSI/API RP 574. Inspection Practices for Piping System Components, 2nd edition, 1998.

ANSI/API Std 589. Fire Test for Evaluation of Valve Stem Packing, 2nd edition, 1998.

ANSI/API RP 591. Use Acceptance of Refinery Valves, 2nd edition, 1998.

API Std 594. Check Valves—Water and Wafer-Lug and Double Flanged Type, 5th edition, 1997.

API Std 598. Valve Inspection and Testing, 7th edition, 1996.

API Std 599. Metal Plug Valves Flanged and Welding Ends, 5th edition, 2002.

API Std 600. Bolted Bonnet Steel Gate Valves for Petroleum and Natural Gas Industries, 11th edition, 2001.

API Std 602. Compact Steel Gate Valves Flanged Threaded Welding and Extended Body Ends, 7th edition, 1998.

API Std 603. Corrosion Resistant, Bolted Bonnet Gate Valves Flanged and Butt Welding Ends, 6th edition, 2001.

ANSI/API Std 607. Fire Test for Soft-Seated Quarter-Turn Valves, 4th edition, 1993.

API Std 608. Metal Ball Valves Flange Threaded and Welding Ends, 3rd edition, 2002.

ANSI/API Std 609. Butterfly Valves Double Flanged, Lug and Wafer Type, 5th edition, 1997.

ANSI/API Std 1104. Welding of Pipelines and Related Facilities, 19th edition, 1999.

ANSI/API RP 1110. Pressure Testing of Liquid Petroleum Pipelines, 4th edition, 1997.

API RP 520, Part I. Sizing, Selection and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries, 7th edition, 2000.

API RP 520, Part II. Sizing, Selection and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries, 4th edition, 1994.

ANSI/API RP 521. Guide for Pressure-Relieving and Depressuring Systems, 4th edition, 1997.

API Std 526. Flanged Steel Safety-Relief Valves, 4th edition, 1995.

ANSI/API Std 527. Seat Tightness of Pressure Relief Valves, 3rd edition, 1991.

API RP 941. Steels for Hydrogen Service at Elevated Temperatures and Pressures in Petroleum Refineries and

Petrochemical Plants, 5th edition, 1996.

10.1.2 ASME AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS.

B31.1 (2001). Power piping (piping for industrial plants and marine applications).

B31.2 (1968). Fuel Gas Piping.

B31.3 (2002). Process Piping.

B31.4 (2002). Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids.


164

B31.5 (2001). Refrigeration Piping and Heat Transfer Components.

B31.8 (1999). Gas Transmission and Distribution Piping Systems.

B31.8S (2001–2002). Managing System Integrity of Gas Pipelines.

B31.9 (1996). Building Services Piping.

B31.11 (2002). Slurry Transportation Piping Systems.

B31G (1991) Manual for Determining Remaining Strength of Corroded Pipelines.

10.1.3. ASTM ESPECIFICACIONES COMUNMENTE USADAS.

A53/A53M-02. Standard specification for pipe—steel, black and hot dipped, zinc-coated, welded, and seamless.

A105/A105M-02. Standard specification for carbon steel forgings for piping applications.

A106-02a. Standard specification for seamless carbon steel pipe for high temperature service.

A134-96(2001). Standard specification for pipe—steel, electric-fusion (arc)-welded (sizes NPS 16 and over).

A135-01. Standard specification for electric-resistance-welded steel pipe.

A139-00. Standard specification for electric-fusion (arc)-welded steel pipe (NPS 4 and over).

A179/A179M-90a(2001). Standard specification for seamless cold-drawn low-carbon steel heat-exchanger and condenser

tubes.

A181/A181M-01. Standard specification for carbon steel forgings, for general-purpose piping.

A182/A182M-02. Standard specification for forged or rolled alloy-steel pipe flanges, forged fittings, and valves

and parts for high-temperature service.

A193/A193M-03. Standard specification for alloy-steel and stainless steel bolting materials for high-temperature

service.

A194/A194M-03b. Standard specification for carbon and alloy steel nuts for bolts for high-pressure or high-

temperature service or both.

A210/A210M-02. Standard specification for seamless medium-carbon steel boiler and superheater tubes.

A234/A234M-03. Standard specification for piping fittings of wrought carbon steel and alloy steel for moderate-

and high-temperature service.

A268/A268M-03. Standard specification for seamless and welded ferritic and martensitic stainless steel tubing for

general service.

A269-02a. Standard specification for seamless and welded austenitic stainless steel tubing for general

service.

A312/A312M-03. Standard specification for seamless and welded austenitic stainless steel pipes.

A320/A320M-03. Standard specification for alloy-steel bolting materials for low-temperature service.

A333/A333M-99. Standard specification for seamless and welded steel pipe for low-temperature service.

A334/A334M-99. Standard specification for seamless and welded carbon and alloy-steel tubes for low-temperature

service.

A335/A335M-03. Standard specification for seamless ferritic alloy-steel pipe for high-temperature service.

A350/A350M-02b. Standard specification for carbon and low-alloy steel forgings, requiring notch toughness testing

for piping components.

A358/A358M-01. Standard specification for electric-fusion-welded austenitic chromium-nickel alloy steel pipe for

high-temperature service.

A369/A369M-02. Standard specification for carbon and ferritic alloy steel forged and bored pipe for high-

temperature service.


165

A376/A376M-02a. Standard specification for seamless austenitic steel pipe for high-temperature central-station

service.

A381-96(2001). Standard specification for metal-arc-welded steel pipe for use with high-pressure transmission

systems.

A403/A403M-03a. Standard specification for wrought austenitic stainless steel piping fittings.

A409/A409M-01. Standard specification for welded large-diameter austenitic steel pipe for corrosive or high-


A420/A420M-02. Standard specification for piping fittings of wrought carbon steel and alloy steel for low-


A437/A437M-01a. Standard specification for alloy-steel turbine-type bolting material specially heat treated for

high-temperature service.

A453/A453M-02. Standard specification for high-temperature bolting materials, with expansion coefficients comparable to

austenitic stainless steels.

A524-96(2001). Standard specification for seamless carbon steel pipe for atmospheric and lower temperatures.

A530/A530M-03. Standard specification for general requirements for specialized carbon and alloy steel pipe.

A587-96(2001). Standard specification for electric-resistance-welded lowcarbon steel pipe for the chemical industry.

A671-96(2001). Standard specification for electric-fusion-welded steel pipe for atmospheric and lower temperatures.

A672-96(2001). Standard specification for electric-fusion-welded steel pipe for high-pressure service at moderate

temperatures.

A691-98(2002). Standard specification for carbon and alloy steel pipe, electric-fusion-welded for high-pressure service at

high temperatures.

A789/A789M-02a. Standard specification for seamless and welded ferritic/austenitic stainless steel tubing for general service.

A790/A790M-03. Standard specification for seamless and welded ferritic/austenitic stainless steel pipe.

A815/A815M-01a. Standard specification for wrought ferritic, ferritic/austenitic, and martensitic stainless steel piping

fittings.

Fundiciones ferrosas y ferroaleaciones

A47/A47M-99. Standard specification for ferritic malleable iron castings. A48/A48M-00. Standard specification for gray

iron castings.

Tuberías.

A126-95(2001). Standard specification for gray iron castings for valves, flanges, and pipe fittings.

A216/A216M-93(2003). Standard specification for steel castings, carbon, suitable for fusion welding, for high-


A217/A217M-02. Standard specification for steel castings, martensitic stainless and alloy, for pressure-containing parts,

suitable for high temperature service.

A278/A278M-01. Standard specification for gray iron castings for pressure containing parts for temperatures up to 6508F

(3508C).

A351/A351M-03. Standard specification for castings, austenitic, austenitic ferritic (duplex), for pressure-containing parts.

A352/A352M-03. Standard specification for steel castings, ferritic and martensitic, for pressure-containing parts, suitable for

low-temperature service.

A395/A395M-99. Standard specification for ferritic ductile iron pressure retaining castings for use at elevated temperatures.

A426/A426M-02. Standard specification for centrifugally cast ferritic alloy steel pipe for high-temperature service.


166

A451/A451M-02. Standard specification for centrifugally cast austenitic steel pipe for high-temperature service.

A487/A487M-93(2003). Standard specification for steel castings suitable for pressure service.

A494/A494M-03a. Standard specification for castings, nickel and nickel alloy.

A571/A571M-01. Standard specification for austenitic ductile iron castings for pressure-containing parts suitable for low-


MATERIALES NO FERROSOS.

Cobre y sus Aleaciones.

B21/B21M-01e1. Standard specification for naval brass rod, bar, and shapes.

B42-02. Standard specification for seamless copper pipe, standard sizes.

B43-98. Standard specification for seamless red brass pipe, standard sizes.

B61-02. Standard specification for steam or valve bronze castings.

B62-02. Standard specification or composition bronze or ounce metal castings.

B68-02. Standard specification for seamless copper tube, bright annealed.

B68M-99. Standard specification for seamless copper tube, bright annealed (metric).

B75M-99. Standard specification for seamless copper tube (metric).

B75-02. Standard specification for seamless copper tube.

B88-02. Standard specification for seamless copper water tube.

B88M-99. tandard specification for seamless copper water tube (metric).

B96/B96M-01. Standard specification for copper-silicon alloy plate, sheet, strip, and rolled bar for general purposes and

pressure vessels.

Para industria de proceso.

B98/B98M-03. Standard specification for copper-silicon alloy rod, bar, and shapes.

B148-97(2003). Standard specification for aluminum-bronze sand castings.

B150/B150M-03. Standard specification for aluminum bronze rod, bar, and shapes.

B152/B152M-00. Standard specification for copper sheet, strip, plate, and rolled bar.

B169/B169M-01. Standard specification for aluminum bronze sheet, strip, and rolled bar.

B171/B171M-99e2. Standard specification for copper-alloy plate and sheet for pressure vessels, condensers, and heat

exchangers.

B187/B187M-03. Standard specification for copper, bus bar, rod, and shapes and general-purpose rod, bar, and shapes.

B280-02. Standard specification for seamless copper tube for air conditioning and refrigeration field service.

B283-99a. Standard specification for copper and copper-alloy die forgings (hot pressed).

B466/B466M-98 Standard specification for seamless copper-nickel pipe and tube.

B467-88(2003) Standard specification for welded copper-nickel pipe.

B584-00 Standard specification for copper alloy sand castings for general applications.

Aluminio y sus aleaciones.

B26/B26M-03. Standard specification for aluminum-alloy sand castings.

B209-02a. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy sheet and plate.

B209M-03. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy sheet and plate (metric).

B210-02. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy drawn seamless tubes.

B210M-02. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy drawn seamless tubes (metric).


167

B211-02. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy bar, rod, and wire.

B211M-02. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy bar, rod, and wire (metric).

B221M-02. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy extruded bars, rods, wire, profiles, and tubes

(metric).

Materiales de tuberia.

B221-02. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy extruded bars, rods, wire, profiles, and tubes.

B241/B241M-02. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy seamless pipe and seamless extruded tube.

B247-02a. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy die forgings, hand forgings, and rolled ring

forgings.

B247M-02a. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy die forgings, hand forgings, and rolled ring

forgings (metric).

B345/B345M-02. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy seamless pipe and seamless extruded tube for gas

and oil transmission and

Materiales de tuberías de distribución.

B361-02. Standard specification for factory-made wrought aluminum and aluminum-alloy welding fittings.

B491/B491M-00. Standard specification for aluminum and aluminum-alloy extruded round tubes for general-purpose

applications.

Níquel, Cobalto, Plomo, Estaño, Zinc, Cadmio. Metales preciosos, Reactivos, Metales refractarios y abrasivos, etc.

B127-98. Standard specification for nickel-copper alloy (UNS N04400) plate, sheet, and strip.

B160-99. Standard specification for nickel rod and bar.

B161-03. Standard specification for nickel seamless pipe and tube.

B162-99. Standard specification for nickel plate, sheet, and strip.

B164-03. Standard specification for nickel-copper alloy rod, bar, and wire.

B165-93. Standard specification for nickel-copper alloy (UNS N04400)*seamless pipe and tube.

B166-01. Standard specification nickel-chromium-iron alloys (UNS N06600, N06601, N06603, N06690, N06693,

N06025, and N06045) and nickelchromium-cobalt-molybdenum alloy (UNS N06617) rod, bar, and wire.

B167-01. Standard specification for nickel-chromium-iron alloys (UNS N06600, N06601, N06603, N06690, N06693,

N06025, and N06045) and nickel-chromium-cobalt-molybdenum alloy (UNS N06617) seamless pipe and

tube.

B168-01. Standard specification for nickel-chromium-iron alloys (UNS N06600, N06601, N06603, N06690, N06693,

N06025, and N06045) and Process Industry Codes and Standards 27 nickel-chromium-cobalt-molybdenum

alloy (UNS N06617) plate, sheet, and strip.

B265-02. Standard specification for titanium and titanium-alloy strip, sheet, and plate.

B333-03. Standard specification for nickel-molybdenum alloy plate, sheet, and strip.

B335-03. Standard specification for nickel-molybdenum alloy rod. B338-02. Standard specification for seamless and

welded titanium and titanium-alloy tubes for condensers and heat exchangers.

B363-03. Standard specification for seamless and welded unalloyed titanium and titanium-alloy welding fittings.

B381-02. Standard specification for titanium and titanium-alloy forgings.

B407-01. Standard specification for nickel-iron-chromium alloy seamless pipe and tube.

B409-01. Standard Specification for nickel-iron-chromium alloy plate, sheet, and strip.

B435-03. Standard specification for UNS N06002, UNS N06230, UNS N12160, and UNS R30556 plate, sheet, and strip.


168

B443-00e1. Standard specification for nickel-chromium-molybdenumcolumbium alloy (UNS N06625) and nickel-

chromium-molybdenumsilicon alloy (UNS N06219) plate, sheet, and strip.

B444-03. Standard specification for nickel-chromium-molybdenum-columbium alloys (UNS N06625) and nickel-

chromium-molybdenum-silicon alloy (UNS N06219) pipe and tube.

B446-03. Standard specification for nickel-chromium-molybdenum-columbium alloy (UNS N06625), nickel-

chromium-molybdenum-silicon alloy (UNS N06219), and nickel-chromium-molybdenum-tungsten alloy

(UNS N06650) rod and bar.

B462-02. Specification for forged or rolled UNS N06030, UNS N06022, UNS N06200, UNS N08020, UNS N08024, UNS

N08026, UNS N08367, UNS N10276, UNS N10665, UNS N10675, and UNS R20033 alloy pipe flanges, forged

fittings and valves and parts for corrosive hightemperature service.

B463-99. Standard specification for UNS N08020, UNS N08026, and UNS N08024 alloy plate, sheet, and strip.

B464-99. Standard specification for welded UNS N08020, UNS N08024, and UNS N08026 alloy pipe.

B493-01(2003). Standard specification for zirconium and zirconium alloy forgings.

Materiales de tuberia.

B514-95(2002)e1. Standard specification for welded nickel-iron-chromium alloy pipe.

B517-03. Standard specification for welded nickel-chromium-ironalloy (UNS N06600, UNS N06603, UNS N06025, and

UNS N06045) pipe.

B523/B523M-02. Standard specification for seamless and welded zirconium and zirconium alloy tubes.

B550/B550M-02. Standard specification for zirconium and zirconium alloy bar and wire.

B551/B551M-02. Standard specification for zirconium and zirconium alloy strip, sheet, and plate.

B564-00a. Standard specification for nickel alloy forgings.

B574-99a. Specification for low-carbon nickel-molybdenum-chromium, low-carbon nickel-chromium-molybdenum,

low-carbon nickel-molybdenum-chromium-tantalum, low-carbon nickel-chromium-molybdenumcopper,

low-carbon nickel-chromium-molybdenum-tungsten alloy rod.

B575-99a. Specification for low-carbon nickel-molydbdenum-chromium, low-carbon nickel-chromium-molybdenum,

low-carbon nickel-chromium-molybdenum-copper, low-carbon nickel-chromium-molybdenumtantalum,

low-carbon nickel-chromium-molybdenum-tungsten alloy plate, sheet and strip.

B619-00. Standard specification for welded nickel and nickel-cobalt alloy pipe.

B620-03. Standard specification for nickel-iron-chromium-molybdenum alloy (UNS N08320) plate, sheet, and strip.

B621-02. Standard specification for nickel-iron-chromium-molybdenum alloy (UNS N08320) rod.

B622-00. Standard specification for seamless nickel and nickel-cobalt alloy pipe and tube.

B625-99. Standard specification for UNS N08904, UNS N08925, UNS N08031, UNS N08932, UNS N08926, and UNS

R20033 plate, sheet, and strip.

B658/B658M-02. Standard specification for seamless and welded zirconium and zirconium-alloy pipe.

B675-02. Standard specification for UNS N08367 welded pipe.

B688-96. Standard specification for chromium-nickel-molybdenum-iron (UNS N08366 and UNS N08367) plate, sheet,

and strip.

B690-02. Standard specification for iron-nickel-chromium-molybdenum alloys (UNS N08366 and UNS N08367)

seamless pipe and tube.

B705-00. Standard specification for nickel-alloy (UNS N06625, UNS N06219 and UNS N08825) welded pipe.

B725-93. Standard specification for welded nickel (UNS N02200/UNS N02201) and nickel-copper alloy (UNS N04400)

pipe.


169

B729-00. Standard specification for seamless UNS N08020, UNS N08026, and UNS N08024 nickel-alloy pipe and tube.

10.1.4 AWS AMERICAN WELDING SOCIETY

A3.0: 2001. Standard welding terms and definitions, including terms for adhesive bonding, brazing, soldering, thermal

cutting, and thermal spraying.

A5.01-93R. Filler metal procurement guidelines.

A5-ALL. Filler metal specifications series plus filler metal procurement guide.

10.1.5 AWWS AMERICAN WATER WORKS ASSOCIATION

Tuberia de fierro dúctil y accesorios.

C110/A21.10-03. ANSI standard for ductile-iron and gray-iron fittings, 3–48 in. (76–1219 mm), for water.

C111/A21.11-00. ANSI standard for rubber-gasket joints for ductile-iron pressure pipe and fittings.

C115/A21.15-99. ANSI standard for flanged ductile-iron pipe with ductile iron or gray-iron threaded flanges.

C150/A21.50-02. ANSI standard for thickness design of ductile-iron pipe.

C151/A21.51-02. ANSI standard for ductile-iron pipe, centrifugally cast, for water.

Tubo de acero.

C200-97. Steel water pipe—6 in. (150 mm) and larger.

C207-01. Steel pipe flanges for waterworks service—sizes 4–144 in. (100–3600 mm).

C208-01. Dimensions for fabricated steel water pipe fittings. Concrete Pipe

C300-97. Reinforced concrete pressure pipe, steel-cylinder type.

C301-99. Prestressed concrete pressure pipe, steel-cylinder type.

C302-95. Reinforced concrete pressure pipe, no cylinder type. Process Industry Codes and Standards 31

Válvulas e hidrantes.

C500-02. Metal-Seated gate valves for water supply service (includes addendumC500a-95).

C504-00. Rubber-seated butterfly valves.

C507-99. Ball valves, 6–48 in. (150–1200 mm).

Tuberia plástica.

C900-97. Polyvinyl chloride (PVC) pressure pipe, and fabricated fittings, 4–12 in. (100–300 mm), for water

distribution.

C950-01. Fiberglass pressure pipe.

10.1.6 MANUFACTURERS STANDARDIZATION SOCIETY

SP-6 (2001). Standard finishes for contact faces of pipe flanges and connecting-end flanges of valves and fittings.

SP-9 (2001). Spot facing for bronze, iron, and steel flanges.

SP-25 (1998). Standard marking system for valves, fittings, flanges, and unions.

SP-421 (1999). Class 150 corrosion resistant gate, globe, angle, and check valves with flanged and butt weld ends.

SP-43 (1991; R2001). Wrought stainless steel butt-welding fittings.


170

SP-44 (1996; R2001). Steel pipeline flanges.

SP-45 (2003). Bypass and drain connections.

SP-51 (2003). Class 150LW corrosion-resistant cast flanges and flanged fittings.

SP-53 (1999). Quality standard for steel castings and forgings for valves, flanges, and fittings and other piping

components, magnetic particle exam method.

SP-54 (1999; R2002). Quality standard for steel castings for valves, flanges, and fittings and other piping components,

radiographic examination method.

SP-55 (2001). Quality standard for steel castings for valves, flanges, fittings, and other piping components, visual method

for evaluation of surface irregularities.

SP-58 (2002). Pipe hangers and supports—materials, design, and manufacture.

SP-60 (1999). Connecting flange joint between tapping sleeves and tapping valves.

SP-61 (2003). Pressure testing of steel valves.

SP-65 (1999). High-pressure chemical industry flanges and threaded stubs for use with lens gaskets.

SP-67 (2002). Butterfly valves.

SP-68 (1997). High-pressure butterfly valves with offset design.

SP-69 (2002). Pipe hangers and supports—selection and application.

SP-70 (1998). Cast-iron gate valves, flanged and threaded ends.

SP-71 (1997). Gray-iron swing check valves, flanged and threaded ends.

SP-72 (1999). Ball valves with flanged or butt-welding ends for general service.

SP-73 (2003). Brazing joints for copper and copper-alloy pressure fittings.

SP-75 (1998). Specification for high-test wrought butt-welding fittings.

SP-77 (1995; R2000). Guidelines for pipe support contractual relationships.

SP-78 (1998). Cast-iron plug valves, flanged and threaded ends.

SP-79 (1999a). Socket-welding reducer inserts.

SP-80 (2003). Bronze gate, globe, angle, and check valves.

SP-81 (2001). Stainless Steel, Bonnetless, Flanged Knife Gate Valves.

SP-82 (1992). Valve-pressure testing methods.

SP-83 (2001). Class 3000 steel pipe unions, socket welding and threaded.

SP-85 (2002). Cast-iron globe and angle valves, flanged and threaded ends.

SP-86 (2002). Guidelines for metric data in standards for valves, flanges, fittings and actuators.

SP-88 (1993; R2001). Diaphragm valves.

SP-89 (1998). Pipe hangers and supports—fabrication and installation practices.

SP-90 (2000). Guidelines on terminology for pipe hangers and supports.

SP-91 (1992; R1996). Guidelines for manual operation of valves.

SP-92 (1999). MSS valve user guide.

SP-93 (1999). Quality standard for steel castings and forgings for valves, flanges, and fittings and other piping

components, liquid-penetrant exam method.

SP-94 (1999). Quality standard for ferritic and martensitic steel castings for valves, flanges, and fittings and other piping

components, ultrasonic exam method.

SP-95 (2000). Swage (d) nipples and bull plugs.

SP-96 (2001). Guidelines on terminology for valves and fittings. Process Industry Codes and Standards 33

SP-97 (2001). Integrally reinforced forged branch outlet fittings—socket welding, threaded, and butt welding ends.


171

SP-98 (2001). Protective coatings for the interior of valves, hydrants, and fittings.

SP-99 (1994; R2001). Instrument valves.

SP-100 (2002). Qualification requirements for elastomer diaphragms for nuclear service diaphragm-type valves.

SP-101 (1989; R2001). Part-turn valve actuator attachment—flange and driving component dimensions and

performance characteristics.

SP-102 (1989; R2001). Multiturn valve actuator attachment—flange and driving component dimensions and

performance characteristics.

SP-103 (1995; R2000). Wrought copper and copper-alloy insert fittings for polybutylene systems.

SP-104 (2003). Wrought copper solder joint pressure fittings.

SP-105 (1996; R2001). Instrument valves for code applications.

SP-106 (2003). Cast copper-alloy flanges and flanged fittings, Class 125, 150 and 300.

SP-107 (1991; R2000). Transition union fittings for joining metal and plastic products.

SP-108 (2002). Resilient-seated cast iron-eccentric plug valves.

SP-109 (1997). Welded fabricated copper solder joint pressure fittings.

SP-110 (1996). Ball Valves threaded, socket-welding, solder joint, grooved and flared ends.

SP-111 (2001). Gray-iron and ductile-iron tapping sleeves.

SP-112 (1999). Quality standard for evaluation of cast surface finishes—visual and tactile method (this SP must be sold

with a 10-surface, three dimensional cast surface comparator, which is a necessary part of the standard).

SP-113 (2001). Connecting joint between tapping machines and tapping valves.

SP-114 (2001). Corrosion resistant pipe fittings threaded and socket welding, Class 150 and 1000.

SP-115 (1999). Excess flow valves for natural gas service.

SP-116 (2003). Service line valves and fittings for drinking water systems.

SP-117 (2002). Bellows seals for globe and gate valves.

SP-118 (2002). Compact steel globe and check valves—flanged, flangeless, threaded and welding ends (chemical and

petroleum refinery service).

SP-119 (2003). Factory-made wrought belled-end socket-welding fittings.

SP-120 (2002). Flexible graphite packing system for rising-stem steel valves (design requirements).

SP-121 (1997; R2002). Qualification testing methods for stem packing for rising-stem steel valves.

SP-122 (1997). Plastic industrial ball valves.

SP-123 (1998). Nonferrous threaded and solder-joint unions for use with copper water tube.

SP-124 (2001). Fabricated tapping sleeves.

SP-125 (2000). Gray-iron and ductile-iron in-line, spring-loaded, center guided check valves.

SP-126 (2000). Steel in-line spring-assisted center guided check valves.

SP-127 (2001). Bracing for piping systems seismic-wind-dynamic design, selection, application.

SP-129 (2003). Copper-nickel socket-welding fittings and unions.

SP-130 (2003). Bellows seals for instrument valve.


172

ANEXO C-2 PROPIEDADES MECANICAS DE TUBERIAS.

Figura C-2_ a Propiedades tubería.


173

Figura C-2_ b Propiedades tubería.


174

Figura C-2_ c Propiedades tubería.


175

Figura C-2_ d Propiedades tubería.


176

Figura C-2_ e Propiedades tubería.


177

Figura C-2_ f Propiedades tubería.


178

Figura C-2_g Propiedades tubería.


179

Figura C-2_ h Propiedades tubería.


180

Figura C-2_ j Propiedades tubería.


181

ANEXO C-3 EXPANSION TERMICA LINEAL DE METALES.

Figuras C-3_a Expansión térmica lineal de metales.


182

Figuras C-3_b Expansión térmica lineal de metales.


183

Figuras C-3_c Expansión térmica lineal de metales.


184

Figuras C-3_d Expansión térmica lineal de metales.


185

Figuras C-3_e Expansión térmica lineal de metales


186

Figuras C-3_f Expansión térmica lineal de metales.


187

ANEXO C-4 LOCALIZACION DE INTERCAMBIADORES Y TUBERIAS. 000.250.2601

Continuacion en figura “b”

Figura C-4_a. Localizacíon general intercambiadores.

Continuación en figura “a”

PIEZA

CARRETE

TUBERIA

REMOVIBLE

PUENTE

TUBERIAS

ELEVACION

B

ELEVACION

C


188

Figura C-4_b. Localizacíon general intercambiadores.

PASILLO

OPERACION

AREA

MANTENIMIENTO

ELEVACION

B

ELEVACION

A

PUENTE

TUBERIAS


189

Figura C-4_c. Elevación “ A “ Localizacíon general intercambiadores.

UNIDAD SENCILLA CON

DERIVACION

RUTA ALTERNA

DERIVACION

UNIDADES MULTIPLES

PARALEO – SERIE,

AGUA ENFRIAMIENTO

DESDE EL SUBSUELO

UNIDAD SENCILLA

CALDERA DEL

REHERVIDOR

UNIDAD SENCILLA

TERMOSIFON

NINGUNA PLATAFORMA

INTERCAMBIADORES EN

ESTRUCTURAS


190

Figura C-4_d. Elevación “ B “ Localizacíon general intercambiadores.

UNIDAD MULTIPLE

FLUJO EN SERIE

AMBOS PRODUCTOS DESDE

PUENTE DE TUBERIAS

UNIDAD MULTIPLE

PARALELO – SERIE

AGUA ENFRIAMIENTO

DESDE

PUENTE TUBERIAS

PIEZA CARRETE

TUBERIA REMOVIBLE

UNIDAD MULTIPLE

TERMOSIFON

CON PLATAFORMA

2.7


191

Figura C-4_e. Elevación “ C “ Localizacíon general intercambiadores.

NOTAS EN LAS FIGURAS:

CONDENSADOR

SOBRE

ACUMULADOR

CONDENSADOR

SOBRE

ACUMULADOR

CALDERA DEL

REHERVIDOR

UNIDAD

MULTIPLE


192

1.0. CONDICIONES DE PROCESO.

1.1. Los intercambiadores serán localizados cerca de los equipos o recipientes relacionados en la secuencia de flujo de

proceso, manteniendo los diámetros mayores y tubería de aleación con longitud mínima y satisfaciendo los

requerimientos económicos, de flexibilidad de tubería como se indican en los diagramas de flujo.

1.2. Los intercambiadores estarán elevados para favorecer lo siguiente:

1.2.1. Flujo por gravedad del producto e un equipo al otro.

1.2.2. NPSH requerida para la bomba.

1.2.3. Otros requerimientos mecánicos o de proceso.

1.3 Los requerimientos mínimos serán como se muestran en el diagrama de flujo mecánico. Las desviaciones de las

elevaciones mínimas deberán ser aprobadas por el ingeniero de proceso.

1.4 Los intercambiadores que deban estar elevados deben ser agrupados juntos siempre que sea practico en una

misma estructura con otros equipos teniendo requerimientos de proceso similares. Las escaleras marinas y

escaleras deberán ser construidas de acuerdo con las especificaciones del contratista.

1.5 Los patrones de flujo están establecidos en los diagramas de flujo; sin embargo, para la determinación de

localización básica de tuberías, antes de recibir los comentarios de los proveedores de equipos, se puede usar

como se muestra.

1.6 La línea de retorno de vapor debe ser orientada de manera tal que el liquido no sea arrancado del sello de las

charolas; revisar con procesos antes de la realización de la orientación del recipiente para la salida del recipiente.

1.7 El método preferido es mantener la línea de vapor tan corta como sea posible por requerimientos de flexibilidad.

Minimizar la carrera de la tubería y codos.

1.8 Los arreglos paralelos de tubería deberán ser revisados por procesos.

2.0. MANTENIMIENTO.

2.1. Todas las tapas de intercambiadores deben alinearse para dejar libre un camino del pasillo de mantenimiento,

excepto cuando lineas de aguas de enfriamiento subterraneas estan ruteadas debajo de las boquillas del

canal.Cuando esto suceda, alinee el canal con las boquillas; el final del canal debera ser dirigido hacia la calzada

de acceso o area de mantenimiento.

2.2. Los rehervidores se arreglarán con el lado posterior del recipiente ( lado del recipiente de espaldas al puente de

tuberias ). deja espacio para abrir las bridas y dejar caer la cabeza del rehervidor.

2.3. Todas las extracciones de tubos se realizarán con gruas moviles según requieran los procedimientos y

especificaciones de los contratistas.

2.4. Los claros entre bridas de intercambiadores y todos los equipos con conexiones atornilladas, las cuales necesiten

servicio o mantenimiento, se deberan mantener tan libres como sea posible.

2.5. El claro para el brazo de la grua movil para la extraccion de tubos, y area de acceso al piso para equipos de

manipulacion moviles debe estar reservado, sujeto a los requerimientos del cliente.

2.6. Investigue la carga sobre la plataforma, si el canal del intercambiador o la tapa descansaran sobre la plataforma

durante el mantenimiento. Prever un barandal removible donde se requiera para el movimiento del haz de tubos.

2.7. Bridas divididas y piezas de carretes removibles se pueden pedir en las especificaciones del contrato para

incrementar el acceso de mantenimiento y remocion de tubos. Normalmente, las bridas requeridas en valvulas de

bloqueo o bridas de orificio pueden calificar para ser bipartidas.


193

3.0. SOPORTE Y ANCLAJE.

3.1. Los intercambiadores que tengan agua de enfriamiento desde el piso a la tapa de entrada, tendrán el anclaje en la

tapa terminal.

3.2. Las localizaciones de anclaje para intercambiadores sin conexiones de tuberias subterraneas, serán determinados

por la flexibilidad de tuberia.

3.3. La localizacion de anclajes para rehervidores horizontales depende de la relacion del anclaje del recipiente de una

sola terminal.

3.4. Los rehervidores de termosifon pueden ser soportados desde el recipiente adyacente o desde estructuras

independientes desde el piso; en cada uno de los casos, el metodo y localizacion de los soportes será determinado

por los esfuerzos de tuberia. La localizacion de los soportes se determinara sobre la base del minimo movimiento

diferencial entre el rehervidor y el recipiente.Si el vapor va a ser circulado a traves del rehervidor antes de

arrancarlo o si hay unaza diferencia apreciable en la temperatura del rehervidor y el recipiente, el rehervidor

puede necesitar soportes de resorte.

3.5. Cuando sea posible soporte los rehervidores de termosifon independientes de la plataforma para incrementar la

accesibilidad para mantenimiento y operación.

4.0. LOCALIZACION DE TUBERIAS.

4.1. La localizacion preferida para arreglos de valvulas de control de tuberias, desvios y trampas se muestra

cuadriculada.

4.2. Revisar el aislamiento del intercambiador para claros.

4.3. Hasta donde sea posible el vastago de las valvulas debera ser retirado de los pasillos y elevaciones que se cruzen

con la cabeza y ojos. Las valvulas estarán de acuerdo con el diagrama de flujo y la especificacion de tuberia

aplicable.

4.4. La tuberia se arreglará para proveer acceso claro de operación y mantenimiento.

4.5. Mantener libre los pasillos es necesario, pero no necesariamente en linea recta.

4.6. La especificacion de diseño del contrato regira altura libre minima y requerimientos de acceso para pasajes.

4.7. Las lineas se soportarán de manera tal que minimicen cargas y fuerzas sobre las boquillas de equipo.

4.8. Rutas alternas para flexibilidad adicional. Localizar valvulas de control o trampas sobre el lado opuesto.

4.9. Este metodo puede ser usado como una alternativa para construir una estructura; sin embargo, costos adicionales

estan envueltos en suplir codos a las boquillas en ambos, recipiente e intercambiador.

4.10. Los intercambiadores apilados se limitarán a 4 corazas de alto en servicios similares, y no exceder una elevacion

maxima de 18’ -0”, arriba de punto mas alto de superficie terminada.


194

Personal de campo anclará al intercambiador a la columna apropiada por medio de placas soldadas al anclaje terminal localizado

sobre la cimentacion y de acuerdo a las normas de ensambles de deslizamiento de baja frccion.

Instrucciones de localizacion de anclajes. Intercambiadores horizontales de coraza y tubos.

Todos los intercambiadores horizontales de coraza y tubos, y los rehervidores tipo calderin son comprados con barrenos ranurados

para anclaje atornillado en cada silleta. Esto agiliza la compra de equipo, previene cambios en los equipos y dibujos del proveedor,

cuando la localizacion requiere un desplazamiento del anclaje de una silleta a la otra.

El punto de anclaje puede estar en la columna “ A “ o “ B “; la localizacion de tuberia y analisis de esfuerzos determinará.

Columna “ A “ = Columna mas cercana a la tapa terminal.

Columna “ B “ = Columna mas lejana de la tapa terminal.

Una vez que el anclaje esta seleccionado, marqe una “X” sobre esa columna sobre el dibujo de control de localizacion de equipos, e

indique las coordenadas de la columna de anclaje.

Nota: Dimensiones del manufacturero de un intercambiador al centro de la ranura.

Ejemplo.

El intercambiador esta correctamente localizado cuando:

TAPA

TERMINAL HOYOS RANURADOS, PERNOS

Y PILARES(COLUMNAS) (TIP)

EXPANSION

ANCLAJE EN

COLUMNA “A”

PLACA ¼” CON HOYO DE 1/16”

MAS GRANDE QUE EL BARRENO

ANCLAJE EN

COLUMNA “B”

EXPANSION

Boceto del

proveedor

Boceto anclaje

cliente

PILAR PILAR


195

a) El equipo esta numerado y la coordenada del centro de linea esta dada.

b) La columna de anclaje esta marcada ( X ) y la coordenada del centro de linea esta dada.

El anclaje en uno de los extremos como se desea sea obtenido y mostrado en un detalle como se mostró en el detalle anterior.

Requerimientos de claros minimos.

O

B

S

T

R

U

C

HAZ DE TUBOS

LONGITUD

DETRAS DE

LA BRIDA

DETRAS DE LA

BRIDA

PLANTA

PASILLO

MIN

ELEVACION

PISO O SUPERFICIE DEL PUNTO

ALTO FINAL

MINIMO 9” DEBAJO DEL DREN TAPONADO

MINIMO 12” DEBAJO DEL DREN CON VALVULA

MIN

MIN


196

Tuberia temperizada para invierno.

Cuando el intercambiador este bloqueado en la entrada proveer:

a) Desvio temperizado de invierno.

b) Drenes en etrada y salida.

c) Valvula de alivio

Requerimientos de esfuerzos de intercambiadores de coraza y tubos.

LOCALIZAR PSV EN EL PUNTO MAS ALTO Y USARLO

COMO PUNTO MAS ALTO DE VENTEO

ALTERNO

USAR VALVULAS PEQUEÑAS EN EL CUERPO

DE VALVULAS PARA DRENAR Y DESVIAR

CONEXIONES SI LAS ESPECIFICACIONES DE

TRABAJO LO PERMITEN, BARRENAR Y

MACHUELEAR EN CAMPO. EL TAMAÑO

MAXIMO DE CONEXIONES NO DEBE EXCEDER

RECOMENDACIÓN DEL PROVEEDOR

SUMINISTRO AGUA ENFRIAMIENTO

RETORNO AGUA ENFRIAMIENTO

ENTRADA CORAZA

SALIDA CARRETE

ENTRADA CARRETE

INDICAR BORDE DE

ANCLAJE

SALIDA CORAZA


197

Requerimientos de esfuerzos.

1. Material de coraza.

2. Ambas temperaturas ( diseño y operación ).

3. Tipo de flujo a través del intercambiador (numero de pasos ambos fluidos)

4. Las dimensiones mostradas en la figura anterior.


198

ANEXO C-5 Espaciado permisible de tuberías entre soportes.

Puente de tuberías.

P-1 Refuerzos.- Deberán ser localizados de manera tal que no interfieran con vías de paso o áreas libres para equipo.

P-2 Líneas calientes.- Generalmente deben ser agrupadas juntas cercad de la parte exterior del puente para que el bucle de

expansión se pueda colocar y doblar libremente (ver P-3)

P-3 En las juntas de expansión la tuberia deberá normalmente girar hacia arriba y luego la omega ( Bucle o espira ) sobre el puente

de tuberías.

P-4 Las piernas de goteo deberán ser localizadas de manera que se evite su crecimiento dentro de los soportes de tubos u otras

obstrucciones; considérese que estos son parte de cabezales los cuales tienen movimiento debido a la expansión y

contracción térmica.

P-5 Conexiones a cabezal:

P-5.1. Conexiones a cabezal de gas.- Conexiones a ramales para gases de servicio y proceso, aire y vapor, se conectan

por norma general en la parte superior del cabezal, para evitar que se puedan arrastrar los condensados que podrían estar

en el fondo.

P-5.2. Conexiones a cabezales de líquidos.- Conexiones a ramales para líquidos, se conectan generalmente en la parte

inferior de la tuberia, para evitar los paquetes de gases que se podrían llegar a acumular en la parte alta de los tubos y

causar cavitación. No seria apropiado seguir esta regla si el liquido pudiese arrastrar lodos o sustancias no apropiadas al

proceso.

P-6 Para el arreglo en planta de equipos adyacentes al puente de tuberías, VER ANEXO C X.

P-7 Cambio de dirección en un mismo plano o en diagonal, se pueden realizar, cuando sea practico o sea requerido por las

condiciones de proceso.

P-8 Los cabezales de alivio o de desfogue deberán ser localizados según el anexo 250 2750.

P-9 Para el espaciado entre tuberías ver anexo 250 9815.

P-10 La distancia entre centros de soportes de tuberia, debe ser maximizada, usando los limites de espaciado entre tubos y la

localización de equipos debajo y arriba de los soportes de tuberia.

P-10.1 Generalmente los cambios de direccion de un puente de tuberias usa 25 pies ( esta consideracion debe tomar en

cuenta los requerimientos de soporte de intercambiadores enfriados por aire y las charolas electricas) la distancia

sugerida estará basada en el diseño optimo y el apoyo del ingeniero estructural.

P-10.2 El espaciado de tuberias puede ser acortado o alargado, para obtener el mejo intervalo en la planta de localizacion.

P-10.3 El espacio de cambio de direccion de un puente de tuberias puede ser incrementado cuando hay multiples lineas

de 6” y mas grandes ( Ver carta para obtener espaciado permisible).

P-10.4 Para lineas pequeñas se pueden colocar soportes intermedios apoyados en las lineas mayores.

P-11 ELEVACION DE LAS CAMAS DE TUBERIAS. Se deben tomar en cuenta los siguientes parámetros:

P-11.1 La dimensión de accesorio a accesorio de un codo de 90° de radio largo y un codo de 45°, de la línea de mayor

diámetro en la cama de tuberías, o 2´-0” mínimo.


199

P11.2 La longitud mínima de una tobera( stub end) y la dimensión de manufactura de un codo de 45°del ramal mas

grande del cabezal mas grande puede requerir el incremento del espacio entre líneas.

P11.3 Claro sobre tuberías adyacentes.

P11.4 Se debe tomar en consideración los requerimientos de aislamientos y sus zapatas de elevación.

P-12 Montantes de apoyo.- Las lineas deben ser investigadas para el soporte desde otras lineas o acercar las lineas a las

columnas de soporte del puente, antes de sumar montantes entre las columnas de soporte de tuberias; proveer montantes

donde se necesita para adaptarse a los requerimientos estructurales.

P-13 Tuberia de servicios.-La ruta preferida es el nivel superior cunado es un puente de tuberias de dos camas.


200

ESPACIADO PERMISIBLE DE TUBERIAS

BASADO EN TUBERIA DE ACERO AL CARBON ASTM- A53 GRADO B

NOM

DIAM

TUBO

CED

TUBO

GROSOR

PARED

ESPACIADO

PERMISIBLE

DEFLECCION

¾” 80 0.154 10´- 0” 3/8” 6´-0” 8´-0”

1” 80 0.179 13´- 0” ½” 7´-0” 10´-0”

1 ½” 80 0.200 17´- 0” ¾” 11´-0” 13´-0”

2” 40 0.154 19´- 0” I” 12´-0” 14´-0”

2” 80 0.218 20´- 0” I” 13´-0” 15´-0”

3” 40 0.216 25´- 0” 1” 16´-0” 18´-0”

4” 40 0.237 27´- 0” 1” 18´-0” 20´-0”

6” 40 0.230 33´- 0” 1” 22´-0” 25´-0”

8” 30 0.277 36´- 0” 1” 24´-0” 27´-0”

10” 20 0.250 38´- 0” 1” 25´-0” 29´-0”

10” 40 0.365 41´- 0” 1” 27´-0” 31´-0”

12” 20 0.250 40´- 0” 1” 26´-0” 30´-0”

12” STD 0.375 44¨-0” 1” 29´-0” 33´-0”

NOTAS. 1. Espaciado basado en líneas de tuberia aislada y no aislada debajo de 650 °F.

2. Si los soportes están espaciado mas allá de 25´, informar al ing estructural para cargas adicionales.


201

ESPACIADO PERMISIBLE DE TUBERIAS

BASADO EN TUBERIA DE ACERO AL CARBON ASTM- A53 GRADO B

NOM

DIAM

TUBO

CED

TUBO

GROSOR

PARED

ESPACIADO

PERMISIBLE

DEFLECCION

14” 10 0.250 42´ 1” 27´ 31´

14” STD O.375 46´ 1” 30´ 34´

16” 10 0.250 44´ 1” 28´ 33´

16” STD 0.375 48´ 1” 31´ 36´

18” 10 0.250 45´ 1” 29´ 34´

18” STD 0.375 50´ 1” 33´ 38´

20” 10 0.250 47´ 1” 31´ 36´

20” 20 0.375 52´ 1” 34´ 39´

24” 10 0.250 49´ 1” 32´ 37´

24” 20 0.275 55´ 1” 36´ 41´

NOTAS. 1. Espaciado basado en líneas de tuberia aislada y no aislada debajo de 650 °F.

2. Si los soportes están espaciado mas allá de 25´, informar al ing. estructural para cargas adicionales.


202

C-6 DISEÑO DE ESFUERZOS – PROCEDIMIENTO DE BOCETEO. 250.2220

PROPOSITO.

Esta practica establece la guía para la preparación y envió de los bocetos de tubería para el análisis, y asegurara que estos bocetos

estén completos y contengan la información necesaria.

Esta practica elimina el boceteo de líneas que pueden ser aprobadas por otros medios tales como la inspección en el modelo o

estudio del equipo, y provee al supervisor de tuberías con un método para verificar que el revisor de isométricos haya revisado el

boceto de esfuerzos.

ALCANCE.

Esta practica provee una directriz para la interface entre el diseño de tubería y los esfuerzos en tubería , durante el desarrollo del

boceteo de esfuerzos y la fase de autorización de isométricos en el contrato.

APLICACION.

Esta practica será implementada durante la fase de localización de tuberías en el contrato. El supervisor de diseño de tubería y el

ingeniero de esfuerzos en tubería usarán esta practica para asegurar que los requerimientos relacionados a esfuerzos sean

apropiadamente integrados dentro del diseño de tubería.

ACTIVIDADES / RESPONSABILIDADES

Las actividades etapa por etapa y las partes responsables envueltas en el proceso son descritas a continuación.

SECUENCIA RESPONSABILIDAD DESCRIPCION DE LA ACTIVIDAD

1 Ingeniero lider de esfuerzos. El ingeniero revisa la lista de líneas usando las especificaciones del contrato y diagramas de

flujo, para determinar inicialmente cuales líneas requieren bocetos ( envío de opinión formal) y

marca en la lista de líneas bajo la columna de esfuerzos las que lo necesiten.

2 Supervisor de la unidad de tubería Toma como referencia la lista de líneas e inicia en el log de flexibilidad los números de líneas a

ser boceteadas. Refiérase a la practica de ingeniería de tuberías 000.250.2250: Diseño de

esfuerzos-log de flexibilidad de tuberías.

3 Supervisor unidad tuberías /

Ingeniero esfuerzos

Hombro a hombre revisar la localización de tuberías como progrese el trabajo. Antes de dibujar

un boceto, verificar si se requiere un análisis formal realmente para las líneas que se encuentran

en la lista. Revisar acuciosamente por cualquier área problema o leneas adicionales las cuales

puedan requerir análisis formal. Qué la lista de líneas este al día y de acuerdo con el log de

flexibilidad.

4 Diseñador localizacíon tuberías Iniciar un boceto / dibujo para cada línea enlistada en el blog de flexibilidad. La tentativa es

para proveer al ingeniero de esfuerzos con un sistema completo, mostrando todas la líneas que

afectan la flexibilidad de tuberías de todo el sistema. Sistemas grandes o complejos pueden

requerir mas de un boceto o el sistema puede ser dibujado en una hoja enrollada.

5 Diseño de la localización de

tuberías

La firma del diseño y la fecha son colocadas en los espacios previstos después de asegurarse que

todos los datos requeridos han sido colocados. se envía el boceto de opinión al supervisor para

su revisión.

6 Supervisor unidad tuberías El supervisor revisa el boceto para conclusión; lo firma lo envía a que siga su proceso.

7 Supervisor o Diseñador unidad

tuberías (asistente tuberías o

administrador del contrato)

Pedir dos copias del boceto, colocar una en el registro de esfuerzos para referencia hasta que el

,original sea regresado. Enviar original del boceto de esfuerzos y una copia (copia de trabajo) al

ingeniero de esfuerzos. Registrar fecha de envío "a" esfuerzos en el log de flexibilidad. Para

revisiones, borrar fechas “a” y “desde” esfuerzos en el log de flexibilidad y registrar el envío a


203

esfuerzos para revisión.

8 Ingeniero de esfuerzos Inspeccionar la línea, y aprobarla para inspección, comenzar cálculos de prueba o comenzar

cálculos formales. Si el boceto esta incompleto o su ruta de acceso es inaceptable, enviar de

regreso a la unidad del supervisor para que se vuelva a trabajar. Haga recomendaciones para

asegurar la solución pronta del problema.

9 Ingeniero de esfuerzos Adicionar todos los comentarios y notas de esfuerzos directamente sobre el original en rojo. Si es

necesario, encerrar en un circulo los comentarios en rojo para que se realcen. Complete con la

aprobación y sello de esfuerzos e indique si el boceto esta aprobado, no aprobado o aprobado

con comentarios.

10 Ingeniero de esfuerzos Firme en el espacio previsto, guarde una copia para el registro de esfuerzos, y regrese el original

al supervisor de la unidad tuberías.


Diseñador tuberías

Revisa los comentarios de esfuerzos con el Diseñador de localizacíon de tuberías. Trasmite las

cargas y otros datos relevantes que afecten otras disciplinas. Envía el original al archivo. Para el

checador se inician los cambios y revisión, y se revisan los comentarios de esfuerzos.

12 Supervisor unidad tuberías o

Asistente tuberías / administrador

contrato

Se sitúa el original de los bocetos de esfuerzos en el registro encuadernado. Sé remueven y

destruyen copias de este file. Se envía por correo la fecha “desde” esfuerzo en el log de

flexibilidad.

13 Supervisor unidad tuberías Continuamente monitoree los registros de esfuerzos para asegurar que el isométrico y el modelo

incluyen los requerimientos de esfuerzos.

14 Diseñadores asignados Continuamente monitoree los registros de esfuerzos para asegurar que el isométrico y el modelo

incluyen los requerimientos de esfuerzos.

CHEQUEO 15 Checador de tuberías Revise la lista de líneas y el log de flexibilidad para determinar que bocetos pertenecen al área.

Compare los isométricos terminados con el boceto de esfuerzos. Asegúrese que todos los

requerimientos de esfuerzos se encontraron. Negociar las diferencias menores con el ingeniero

de esfuerzos.

16 Checador de tuberías Para cambios iniciados por el checador, consulte con el Ingeniero de esfuerzos y determine si un

renvió es requerido, y si es necesario, revise el original del boceto de esfuerzos y retire su

firma en el espacio previsto. Cambie revisión del boceto de esfuerzos. Borre las firmas del

supervisor de la unidad tuberías y el analista de esfuerzos sobre el boceto. Seguir al supervisor

de la unidad. Regrese a la secuencia 6. Mantenga la copia de chequeo hasta que el Ingeniero de

esfuerzos regrese el boceto de esfuerzos. Incorpore los comentarios de esfuerzos.

17 Checador de tuberías El checador colocará "si" sobre la línea de aprobación de esfuerzos, en el bloque de revisión

del isométrico, si el boceto de esfuerzos esta marcado "renviar isométrica checado" si el boceto

de esfuerzos es marcado “aprobado” o la línea no requiere análisis de esfuerzos dibujar una

línea a través de “esfuerzos".

REVISIONES DE ISOMETRICOS

18 Checador de tuberías Antes de enviar cualquier isométrico revisado, revisar el boceto de esfuerzos y analizar si la

flexibilidad esta afectada.

Nota !!! si hay cualquier duda que pueda afectar los esfuerzos. El checador debe consultar con

el Ingeniero de esfuerzos y el supervisor de tuberías.

19 Checador de tuberías Si la flexibilidad esta afectada, consultar con el Ingeniero de esfuerzos y determine si se requiere

de un renvió , y si sucede eso, revise el original del boceto de esfuerzos para estar de acuerdo

con el isométrico revisado, retirar firma en el espacio previsto y cambiar revisión, coloque

iniciales sobre el original del boceto de esfuerzos bajo el espacio de revisión posesionado y el

numero de hoja de isométrico. Borre las firmas del supervisor de la unidad tuberías y el analista


204

de esfuerzos sobre el boceto. Seguir al supervisor de la unidad. Regrese a la secuencia 6.

Mantenga la copia de chequeo hasta que el Ingeniero de esfuerzos regrese el boceto de esfuerzos.

Incorpore los comentarios de esfuerzos.

Nota !!! Si el isométrico enviado ha sido no firmado por esfuerzos , El Ingeniero de esfuerzos

revisará y aprobará los cambios.

Firmas de revisión esfuerzos sobre isométricos

20 Supervisor unidad tuberías o

Asistente tuberías

Anote las hojas de isométricos que deben ser enviadas a esfuerzos para firma. Cheque el registro

de isométricos de tubería e isométricos checados para determinar que isométricos requieren

firmas de aprobación de esfuerzos. Entregar personalmente al ingeniero de esfuerzos. Esperar

para aprobación o salida con el Ingeniero de esfuerzos, recibir isométricos firmados del

Ingeniero de esfuerzos.

21 Ingeniero de esfuerzos (si el

modelo de diseño es usado en el

proyecto)

En adición a la firma de isométricos, revise el modelo antes y después de la revisión del cliente,

para asegurarse que las líneas aprobadas tempranamente para inspección solamente, estén aun

aceptables.

Monitoreo de la unidad de supervisión

22 Supervisor de ingeniería de

esfuerzos

El supervisor de ingenieros de esfuerzos debe revisar su carga de trabajo y tomar acción para

encontrar su calendario.


Diseñador localizacíon tuberías

Periódicamente consultar con el Ingeniero de esfuerzos para obtener asistencia en la resolución

de problemas de flexibilidad, para revisiones informales en el modelo o el restirador, para

eliminar flujo innecesario de papel. Juntos, decidir sobre lo siguiente:

a. La adiciona de líneas para un envió de revisión formal.

b. La eliminación de líneas o porción de leneas las cuales fueron requeridas para una revisión

formal.

Actualizar lista de líneas y log de flexibilidad si es necesario.

24 Supervisor unidad tuberías Periódicamente revisar el registro de bocetos de esfuerzos durante la fase de chequeo, para

verificar que los checadores de isométricos hayan introducido sus iniciales sobre los bocetos de

esfuerzos, indicando que los isométricos finales estén de acuerdo con los bocetos de esfuerzos.


205

C-7 DISEÑO DE ESFUERZOS – INFORMACION EN EL BOCETO. 250.2221

PROPOSITO

Esta práctica establece guía para resaltar la información proporcionada en la manufactura de bocetos de esfuerzos para diseño de

tuberías, esfuerzos en tuberías, e ingeniería de proceso.

ALCANCE

Esta practica incluye las siguientes secciones mayores:

LIMITE DEL SISTEMA

DATOS DEL BLOQUE DE TITULOS

SECCION GRAFICA

SOPORTE COLGANTE DE RESORTE

ISOMETRICOS DE QUEMADOR

REFERENCIAS

AGREGADOS

APLICACION

Esta practica será implementada durante la ase de análisis de de esfuerzos en el contrato, y será usado cuando se requiera en un

análisis del sistema de tubería. La ingeniería de esfuerzos de tubería y proceso usaran esta practica para enviar información para

diseño de tuberías para usarse en el desarrollo de la configuración del sistema, condiciones de proceso y soportes de tuberia.

LIMITE DEL SISTEMA

Una línea o sistema que requiere análisis de esfuerzos será emitida en un boceto o dibujo en isométrico, desde un anclaje o equipo,

a otros anclajes o equipos. El original, que coincidirá con la copia del registro del grupo de esfuerzos, regresará al supervisor de

diseño responsable.

DATOS DEL BLOQUE DE TITULOS

Los datos que afectan la flexibilidad y análisis de soporte serán llenados sobre cada uno de los bocetos de esfuerzos. Los datos que

no se auto-expliquen se explicarán subrayando y explicando debajo. Las temperaturas máximas de diseño y operación para

condiciones aplicables tales como las siguientes:

- Arranque

- Regeneración

- Funciones de ramales fríos y calientes (bomba con auxiliares, una operando, una apagada; desvíos alternos, sistemas con codos

basculantes; y sistemas con reactores basculantes)

- Paro

- Falta de vapor (se define en el proceso)

- Condiciones de flujo normales

- Falta combustible

- Trastornos


206

Condiciones inusuales tales como productos fluyendo en la línea peligrosos o letales, o requerimientos de código de calentadores

ASME (American Society of Mechanical Engineers). La ingeniería de esfuerzos de tubería proveerá instrucciones especificas de

acuerdo con la configuración del sistema cuando se especifica tuberías enchaquetada o en proyectos farmacéuticos se especifican

conexiones de acero inoxidable ferrula-abrazadera (tri-clover).

SECCION GRAFICA

La línea se puede dibujar a una sola línea y a mano libre. Los puntos de soldadura se indicarán para identificar su tipo. Las

dimensiones indicarán distancia de centro de línea del ramal o “L” al soporte. Se redondearán las dimensiones mas cercanas a 15

cm.

La siguiente información se incluirá en el boceto:

Localización de puntos de soporte propuestos y su tipo, como los siguientes:

- Soportes tubería

- Muñones

- Soportes colgantes de resorte

- Pastillas (pickups)

- Varillas colgantes

- Soportes pedestal

- Soportes de campo

- Amortiguadores

La localizacíon y orientación de los puntos de control propuestos o actuales, tales como los siguientes:

- Anclajes

- Equipo

- Guidas

- Claros críticos

- Anclaje direccional

- Puntos de ramal

- Calces de resorte

- Soportes de bajada

Instalación de cimentación

SOPORTES COLGANTES DE RESORTE

La siguiente información debe ser indicada como una parte integral del boceto de esfuerzos tan pronto como la información de

esfuerzos se haya establecido. Renviar el boceto revisado a esfuerzos cuando sea asequible la información.

La localizacíon del soporte colgante de resorte; altura del punto de soporte en relación al centro de línea de la tuberías, o el punto

sobre la tuberías donde el soporte será colocado.

Tipo de viga o estructura usado como punto de soporte y su orientación.

ISOMETRICOS QUEMADOR (FLARE)

El isométrico del quemador proveerá a la ingeniería de esfuerzos y proceso con información adecuada para analizar el sistema

complete sobre la base de una sola unidad. Refiérase al agregado 2 para ver un ejemplo de isométrico de quemador. Los isométricos

de quemador deberán cumplir lo siguiente:

El isométrico deberá dibujarse en el tamaño adecuado de papel

El cabezal sea indicado como un sistema complete a través de la unidad para la interconexión del cabezal principal del puente de

tuberías o tanque de desfogue.

Ramales de 2 pulgadas o mas serán indicadas desde la válvula de alivio de presión al cabezal del quemador.

La porción corriente arriba de la válvula de alivio de presión será enviada por correo con el isométrico del quemador como un

paquete con los siguientes documentos:


207

- Ingeniería de esfuerzos: Bocetos de esfuerzos

- Ingeniería de proceso: Bocetos o isométricos de esfuerzos

AGREGADOS:

Agregado 1 Ejemplo de boceto de esfuerzos.


208

Agregado 2 Ejemplo de isometrico de quemador (Flare)


209


210

C-8 SUGERENCIA Y AYUDAS PARA LOCALIZACION DE EQUIPOS ROTATORIOS. 250.2230

PROPOSITO

Esta práctica se entiende como una ayuda para el diseñador de tubería en la determinación de los efectos de la expansión o

contracción térmica de una tubería sobre las boquillas de equipos.

ALCANCE

Esta practica provee un método, el cual puede ser usado por el diseñador de tuberías para determinar la aceptabilidad de rutas de

tubería a equipos rotativos. Se incluyen en esta practica instrucciones sobre como determinar lo siguiente:

La localización del anclaje del equipo rotatorio.

Las cargas permisibles en las boquillas del equipo rotatorio.

Las cargas ejercidas por la tubería sobre el equipo rotatorio.

Métodos para adicionar flexibilidad si las fuerzas reales ejercidas exceden las fuerzas permisibles.

APLICACION

Durante las etapas iníciales de localización de tuberías, El diseñador de tuberías necesita examinar los efectos que la expansión o

contracción térmica tendrían sobre el equipo rotatorio para el cual el sistema dado esta localizado. Se puede alcanzar la localización

de equipo optima, orientación de boquillas y ruta de ellas, vía la implementación de las técnicas suministradas en esta practica.

La ruta de tubería resultante esta aun sujeta a la revisión y aprobación del ingeniero de esfuerzos que conduce el proyecto. Sin

embargo, basado en la aplicación correcta del diseñador de estas practicas, las modificaciones que satisfagan los esfuerzos serian

minimizadas.

NOTA!!! Tome como referencia los anexos 01 a 04, que se indican a continuación para determinar la localización de los anclajes de

equipo y por lo tanto, los movimientos térmicos de boquillas, sobre varios tipos de equipos rotatorios.

BOMBAS, CASO NORMAL

Para realizar un estudio efectivo de tubería, el diseñador debe considerar la expansión térmica total en el sistema de tubería,

incluyendo los movimientos térmicos del equipo al cual esta conectado. Lo siguiente indica el origen de la expansión para varios

tipos de equipo rotatorio.

Bombas con succión o terminal arriba.

Las bombas funcionando a 350 °F o mas alto deben tener un soporte de centro de línea para cumplir con el estándar API 610; el

punto de anclaje esta como se indica abajo. Las bombas operando a menor temperatura pueden tener soportes integrales fundidos

sobre el fondo de la carcasa.


211

BOMBAS, VARIACION DEL CASO.

Succión y descarga de lado, o succión y descarga en el tope – con 4 soportes de pedestal. Los pedestales mas cerca al cople del

motor están acoplados o tecleados para minimizar expansión dentro del acoplamiento. Las bombas funcionando a 350 °F o mas alto

deben tener un soporte de centro de línea para cumplir con el estándar API 610; el punto de anclaje esta como se indica abajo. Las

bombas operando a menor temperatura pueden tener soportes integrales fundidos sobre el fondo de la carcasa.

TURBINAS, CASO NORMAL

PUNTO ANCLAJE

FLECHA PUNTO ANCLAJE

PEDESTAL SOPORTE

FLECHA

EXPANSION TERMICA

• ILUSTRA EL PUNTO DE ANCLAJE EN EL FONDO PARA BOMBAS CON EL

SOPORTE FUNDIDO SOBRE EL FONDO DE LA CARCASA

0” o ∆

PUNTO ANCLAJE

FLECHA

PEDESTRAL DE ANCLAJE

EXPANSION TERMICA

FLECHA

• ILUSTRA EL PUNTO DE ANCLAJE EN EL FONDO PARA BOMBAS CON EL SOPORTE FUNDIDO

SOBRE EL FONDO DE LA CARCASA LA EXPANSION TERMICA ∆ ESTA ENTONCES ARRIBA


212

La expansión horizontal esta computada desde el plano de intersección del desfogue de la turbina y la flecha. La expansión vertical

esta computada desde el desfogue en la temperatura de la corriente de entrada para la tubería de entrada.

TURBINAS, VARIACION COMUN.

El anclaje es normalmente el pie de soporte mas cercano al motor.

NOTA ¡¡¡ Turbinas para propósitos especiales y turbinas de condensación deben tener puntos de anclaje con localización destacada.

Para propósitos de estimación de expansión, use el pie posterior mas cercano al motor y la flecha como puntos fijos y mas tarde

verificar las expansiones con el proveedor.

DESFOGUE

ENTRADA

TOPE DE ANCLAJE

DESFOGUE

FLECHA

FLECHA

PUNTO ANCLAJE

∆ = EXPANSION TERMICA

DESFOGUE

MOTOR

FLECHA

FLECHA

ENTRADA



213

COMPRESOR CENTRIFUGO

El compresor mostrado es una maquina de dos Etapas para instalación en mezzanine (preferido para usar con motor de turbina de

condensación). El caso alternativo seria montado en un basamento con boquillas arriba. En uno u otro caso, la carcasa del

compresor estaría centrada por crecimiento axial, con una cuña de corte cercana al cople final. La expansión horizontal y vertical a

90° desde la flecha seria computada a temperaturas de operación o líneas dentro o fuera. La expansión axial horizontal seria

computada a temperaturas medias, excepto la descarga de la segunda etapa, la cual requiere el uso de temperaturas de operación. El

punto de anclaje efectivo para una instalación arriba o abajo, es considerado como la intersección entre el soporte acuñado y el

centro de línea de la flecha.

CARGAS PERMISIBLES

La fuerza máxima permisible sobre una boquilla de acero de un equipo es 200 libras veces el tamaño de boquilla nominal, pero no

debe de exceder de 2000 libras.

Ejemplos:

2-pulgadas, 300 libras, cara realzada, boquilla acero al carbón, 200 por 2 = 400 libras

18-pulgadas, 150 libras, cara realzada, boquilla acero al carbón, 200 por 18 = 3,600 libras

La ultima excede el limite; por lo tanto, se usan 2 000 libras como fuerza limite.

La máxima fuerza permisible sobre boquillas de equipos de fierro fundido es 50 veces el tamaño de boquilla nominal, pero no debe

exceder de 500 libras.

Ejemplos:

4 pulgadas, 125 libras, cara plana, boquilla fierro fundido, 50 por 12 = 600 libras

La ultima excede el limite; por lo tanto, se usa 500 libras como fuerza limite.

PUNTO ANCLAJE

SOPORTE

ACUÑADO

SOPORTE

ACUÑADO PUNTO ANCLAJE AXIAL

TERMINAL

PARA COPLE

MOTOR



214

Ejemplo

Refiérase al anexo 5, como determinar la longitud requerida de tuberías para una localización de bomba flexible.

Fuerza permisible sobre boquilla de bomba.

Boquilla 8 “ veces 200 libras = 1,600 libras fuerza máxima permisible.

Dirección de la expansión norte – sur

La pierna de 15'-6" esta corre solo en la dirección norte -sur.

15'-6" veces 0.0362 = 0.5611" de expansion.

Piernas de absorción

Las dos piernas a 90 grados, para la pierna de 15'-6" y (11'-0") están en la este -oeste mas la pierna vertical (7'-3").

Pierna doblada total asequible = 11'-0" mas 7'-3" = 18'-3".


215

Aplicación del nomografo.

Refiérase al agregado 06, Aplicación del nomografo – Expansión norte- sur.

(Nota!!! Tome como referencia los números en círculos del nomograma del agregado 09)

Etapa 1 Sobre la escala de fuerza, localizar la fuerza máxima permisible sobre la boquilla de la bomba. 1,600 libras (Punto

1).

Etapa 2 Sobre la escala de expansión térmica total, localizar la expansión en pulgadas. 0.5611" (Punto 2).

Etapa 3 Dibujar una línea del punto 1 al punto 2. Donde esta línea cruza la línea pivote , localizar punto 3.

Etapa 4 Sobre la escala de diámetro nominal de tubo, localizar tamaño de línea 12" (Punto 4). Cuando la cedula de tubería

es otra que la de peso estándar, use la escala del momento de inercia del tubo. Este localiza el punto 5sobre la

escala de longitud de tubo.

Etapa 5 Dibujar una línea desde el punto 3 sobre la línea pivote al punto 4 sobre la escala de diámetro nominal de tubo,

esto localiza el punto 5 sobre la escala de longitud de tubo. Se lee 23'-0" sobre la escala de longitud de tubo

como la longitud mínima de tubería absorbente requerida.

Etapa 6 La pierna doblada asequible es 18'-3" (referirse a pagina 182) esta es menor de 23'-0". Por lo tanto, un mínimo

de 5'-0" debe ser sumado a la vertical o dirección Este –Oeste, Para estar dentro de la fuerza máxima permisible

sobre la boquilla de la bomba.

Etapa 7 Dado que las elevaciones de equipo no pueden ser cambiadas fácilmente (las ingenierías estructural y proceso

deben estar involucradas), el método mas simple para sumar la pierna doblada requerida es sumar pierna doblada

Este –oeste como se muestra en el isométrico de la pagina 20 con línea punteada.

Dirección de expansión Este – Oeste.

Asumiendo que la una bomba esta caliente y una fría, la pierna de 11'-0" es la única que corre, expandiéndose en la dirección Este

-Oeste.

11'-0" veces 3.62"/pie = 11 /100 x 3.62 = 0.3982" de expansión


Las piernas a 90 grados que corren Este – Oeste son las 2 piernas verticales (6'-8" y 7'-3") y la pierna Norte - Sur (15'-6").

Pierna doblada total asequible = (6'-8") + (7'-3") + (15'-6") = 29'-5"


Refiérase al agregado 07, Aplicación del nomografo – Expansión Este -Oeste.

(Nota!!! Refiérase a los números en círculos sobre el nomografo del agregado 09)

Etapa 1 Sobre la escala de fuerza, localizar la fuerza máxima permisible sobre la boquilla de la bomba. 1,600 Libras (Punto

1).

Etapa 2 Sobre la escala de expansión térmica total, localizar la expansión en pulgadas. - 0.3982" (Punto 6).

Etapa 3 Dibujar una línea del punto 1 al punto 6. Donde esta línea cruza la línea pivote , localizar punto 7.

Etapa 4 Sobre la escala de diámetro nominal de tubo, localizar tamaño de línea 12" (Punto 4).

Etapa 5 Dibujar una línea del punto 7 al punto 4. Este localiza el punto 8 sobre la escala de longitud de tubo.

Nota!!! La longitud mínima de tubería absorbente requerida es 20'-0".


216

Etapa 6 La pierna doblada asequible es 29'-5" la cual es mayor que la pierna requerida de 20'-0". En consecuencia, no

necesita flexibilidad adicional para acomodar la expansión Este – Oeste.

DIRECCION DE LA EXPANSION VERTICAL

El peor caso de expansión térmica vertical ocurre entre el punto de anclaje en la bomba asumida caliente y el soporte o anclaje

sobre el recipiente vertical.

La pierna de expansión vertical total es:

(1'-4") + (7'-3") + (6'-8") + (2'-9") = 18'-0"

18'-0" veces 0.0362 "/' = 0.6515" de expansion


Las piernas a 90 grados para la vertical corren y caen a lo largo de una línea directa desde la boquilla del recipiente a la boquilla de

la bomba que se asume caliente, son la pierna 11'-0" Norte – Sur y la pierna 15'-6" Este -Oeste.

Pierna doblada total asequible = (11'-0") + (15'-6") = 26'-6".


Refiérase al agregado 08, Aplicación del nomografo – Expansión Vertical.

(Nota!!! Refiérase a los números en círculos sobre el nomografo del agregado 09)

Etapa 1 Sobre la escala de fuerza, localizar la fuerza máxima permisible sobre la boquilla de la bomba. 1,600 Libras (Punto

1).

Etapa 2 Sobre la escala de expansión térmica total, localizar la expansión en pulgadas. - 0.6516" (Punto 9).

Etapa 3 Dibujar una línea desde el punto 1 al punto 9. Donde esta línea cruza la línea pivote , localizar punto 10.

Etapa 4 Sobre la escala de diámetro nominal de tubo, localizar tamaño de línea 12" (Punto 4).

Etapa 5 Dibujar una línea del punto 10 al punto 4. Este localiza el punto11 sobre la escala de longitud de tubo.

Nota!!! La longitud mínima de tubería absorbente requerida es 24'-0".

Etapa 6 La pierna doblada asequible es 26'-6" la cual es mayor que la pierna requerida of 24'-0".


217

APLICACIÓN DEL NOMOGRAFO


218


219


220

C-9 Arreglo típico de equipos en una unidad de producción.

Propósito. Esta practica establece guías recomendadas para asesorar al Diseñador de tuberías para el desarrollo del arreglo en

planta de una unidad de producción.

Alcance. Esta practica se clasifica en las siguientes secciones principales:

· RESPONSABILIDAD.

· ARREGLO DE EQUIPO.

· ESPACIOS LIBRES (CLAROS) ENTRE EQUIPOS Y PUENTES DE TUBERIA.

· LOCALIZACION DE RUTA DE PUENTE DE TUBERIA.

· REFERENCIAS

· ANEXOS

Aplicación. Esta practica se usa como lineamiento para el desarrollo del plano de la planta de una unidad de producción.

Responsabilidad. Es responsabilidad del supervisor lider de tuberías asegurar que esta guía sea seguida, durante cualquier

requerimiento de un cliente.

Arreglo de equipo. Nota ¡¡¡ Los números encerrados entre paréntesis se refieren a notas especificas en los círculos de las

figuras 01, 02 y 03.

Estructuras de equipo. La localizacíon en planta de equipos deberá usar una estructura común para equipos, recipientes y

bombas

Recipientes verticales Los recipientes verticales ( A1 ) estarán a un centro de línea dado, establecido por el recipiente

mas largo.

El cuerpo del recipiente mas largo estará a 2’ -0” de la línea de referencia del pasillo.

Los recipientes que son considerados mas largos que el recipiente promedio (A1.1) en una unidad,

serán establecidos independientemente con el cuerpo localizado a 2'- 0" de la línea de referencia

del pasillo.

Las entradas de hombre en recipientes verticales normalmente estarán localizados sobre el lado

alejado del recipiente con respecto al Puente de tuberías. Esto deja los lados del puente de

tuberías libre, para tubos que van y vienen al puente de tuberías. Las escaleras marinas se

encuentran a cada lado del recipiente.

Apilar dos o más recipientes verticales debe ser investigado. Esta investigación tendrá en cuenta

las condiciones del proceso (materias primas, temperaturas, presiones), limitaciones de altura

vertical y las ventajas económicas de la disposición de las tuberías. El apilamiento de recipientes

exigirá la aceptación de la ingeniería de procesos y de recipientes.

Recipientes horizontales. Los recipientes (A2) tendrán el centro de línea del recipiente mas grande, con respecto a la línea

de referencia del pasillo.

Todos los otros recipientes horizontales en la vecindad tendrán una línea tangente común con el

recipiente más grande. Esto puede ser económico para que recipientes adyacentes compartan

una misma coordenada de silleta común para usar una cimentación común.


221

La elevación mínima desde el piso usualmente se muestra en el diagrama de tuberia e

instrumentación y es fundamental por razones de proceso. Si esta elevación no se expresa y

elevación mínima es requerida, se debe tener cuidado de espacio libre adecuado para la tubería.

Intercambiadores. Los intercambiadores de coraza y tubos (A3.1) se alinearan con los carretes de sus tapas en sentido

opuesto de los puentes de tuberías, de manera tal que la salida de tubos este hacia afuera de la unidad.

Las tapas de la coraza deberán estar alineadas de manera que la tapa mas grande este alineada con la

línea de referencia del pasillo. Todos los demás intercambiadores se alinearan para tener una coordenada

común del carrete de la tapa. Esto puede ser económico para que intercambiadores adyacentes compartan

una misma coordenada de silleta común para usar una cimentación común.

Los intercambiadores del tipo" o con tubos con aleta insertada serán localizados (A3.2) con la línea de

centro de las boquillas del recipiente, alineadas y localizadas de manera tal, que todas las tuberías

permanezcan libres con respecto a la línea de referencia del pasillo.

Los rehervidores horizontales (A3.3) se localizarán preferentemente cerca de los equipos al cual van dar

servicio.

Bombas. Localice las bombas cerca del equipo desde el cual toman la succión (A4.1). Bombas manejando productos

inflamables no deben estar localizados debajo de puentes de tuberías que llevan líneas de productos mayores,

enfriadores de aire, o recipientes. Bombas que manejen productos no inflamables pueden estar situados bajo

puente de tuberías y intercambiadores enfriadores de aire.

Las bombas localizadas entre un Puente de tuberías y una batería de equipos, debe ser localizada evitando ser

peligrosa para el Puente de tuberia y el equipo. Los aseguradores de riesgo industrial IM.2.5.2 (IRI) indican que la

distancia mínima es 10 pies de claro (A4.2); Esta distancia deberá ser verificada por los requerimientos del cliente.

La localizacíon de las succiones y descargas de bombas en líneas de centro comunes, permiten el uso de soportes

de tuberia comunes (A4.3).

Enfriadores de aire. Los enfriadores de aire normalmente serán localizados arriba de los puentes de tuberías.

Hornos. Los hornos deberían estar situado del lado contrario al viento o el viento de lado del resto de la unidad, y ser

separados por al menos 50 pies.

Compresores. Los compresores deben estar situados a favor del viento del resto de la unidad, separados de los otros

equipos, y preferiblemente no estar situados en un edificio cerrado.

Arreglos de válvulas. Arreglo de válvulas operativos, arreglo de válvulas de control y estaciones de servicio (A6)

deberán ser localizadas para operación y acceso.

Caminos. 2'- 6" ancho horizontal por 7'- 0" altura vertical (C1.1).

Pasillo. Para montacargas o equipo similar. 6'- 0" ancho horizontal por 8'- 0" altura vertical. Para operación con equipo

portable manual 3'- 0" ancho horizontal por 8'- 0" altura vertical (C1.2).

Camino de acceso. Acceso de equipo móvil ( Grúas hidráulicas, camiones, etc) 10'- 0" ancho horizontal por 10'- 0" altura

vertical (C1.3).

Claro entre bridas. Entre equipos adyacentes (por ejemplo: intercambiadores de tubo y coraza); 1'- 6" de claro entre bridas

si ningún otro acceso es requerido (C2).

Zapatas de cimentación. Un mínimo de (2'- 6") de claro de camino se requiere entre cimentaciones de cualquier equipo

y otro equipo anexo o tuberías.

Claro entre bombas. Para bombas colocadas debajo de un Puente de tuberías, un mínimo de 10'- 0" (C4.1) de claro

se requiere entre bombas y el lado opuesto de puente de tuberías. Este espacio no tiene por qué

estar en una línea recta por una serie de bombas en el rack.


222

Un claro mínimo de 3'- 0" se requiere entre bombas (C4.2). Esta dimensión de 3'- 0" es un

requerimiento mínimo entre equipos adyacentes, cimentaciones o tuberia.

Claro entre intercambiadores. El claro en el pasillo para la remoción de la tapa de la coraza será de 6'- 0" cuando se

usa un montacargas o una plataforma móvil (C4.3).

Un claro de 3'- 0" en la plataforma se requiere cuando se usa un montante móvil fijo en

el carrete del intercambiador y la sosteniendo la tapa removible de la coraza end

to remove shell cover (C4.3.1).

3'- 0" clear when shell cover is fixed and removal is not required.

Claros misceláneos. Las Plataformas tendrán un claro mínimo de 1'- 0" a tuberías o sus puentes (C4.4.1). Déjese un espacio

libre para embudos de desagüe al frente de bombas (C4.4.2).

Claros de calles. Los requisitos para las zanjas de drenaje o de vías de tuberías subterráneas puede aumentar la dimensión

de la orilla de las carreteras a los equipos (C5).

LOCALIZACION DE RUTAS DE RUBERIAS.

1.- Para elevaciones de lo soportes de tuberías (P1), refiérase al volumen dos pagina x: arreglo de tuberías en puentes de

tuberías.

2.- Espaciado permisible de entre puentes. El espaciado entre soportes de tuberías en puentes, debe ser maximizado usando

los límites en las tablas de espaciado pata evitar pandeo y dar integridad estructural.

3.- La localizacíon de charolas eléctricas y de instrumentación serán determinadas siguiendo las siguientes sugerencias:

a) Cuando eléctrico se encuentra principalmente sobre el suelo (P2.1), las charolas de conducción para electricidad e

instrumentos estarán ubicados como se muestra (vertical u horizontal, siendo la horizontal la ubicación

alternativa), teniendo cuidado de no interferir con las salidas de tuberías y los bucles de expansión.

b) En proyectos donde el eléctrico esta predominantemente sobre el suelo, el nivel superior del puente de tuberías

(P2.2) se reservará para canalizaciones eléctricas y de instrumentos.

4.- El espacio de caída (P3), si se requiere, para los servicios, las tuberías de trampas de vapor, o el espacio de subida de

tuberías de ventilación, el espacio se fija por el espacio mínimo para la línea más grande y puede estar en uno o ambos

lados del puente de tuberías, según sea necesario. La línea central de la línea de caída (P4) será normalmente 2'-0 "de la

línea central de las columnas del puente de tuberías o al final del voladizo, lo que sea aplicable. Especial consideración

debe darse a las líneas de gran diámetro.

5.- El ancho del Puente de tuberías (P5) se determinará siguiendo las líneas que indica el diagrama de tuberías e

instrumentación y las consideraciones de espacio requerido para solucionar los esfuerzos mecánicos.

Planos:

Figura 01. Arreglo de equipos en planta de una unidad de producción.

Figura 02. Elevación al corte del Puente de tuberías. Arreglos estándar.

Figura 03. Localización de espacios entre columnas de soporte.


223

Figura 01 Arreglo de equipos en planta de una unidad de producción.

ORILLA DE

LA CALLE O

VIA DE

ACCESO

VER ELEVACION AL CORTE DE EL PUENTE DE TUBERIAS CON LOS ARREGLOS ESTANDAR.


224

Figura 02 Elevación al corte del Puente de tuberías. Arreglos estándar.


225

Figura 03 Localización de espacios entre co

3” DE CLARO , A NO SER QUE

OTROS ARTICULOS ESTEN

MONTADOS SOBRE LA COLUMNA

LOCALIZACION ALTERNATIVA DE LA

BOTONERA DE CONTROL DEL MOTOR

LOCALIZACION COMUN DE LA

BOTONERA DE CONTROL DEL MOTOR

(BOTONES ARRANQUE-PARO)

PUENTE TUBS

VER ANEXOS PARA LOCALIZACION

DE BOMBAS BAJO PUENTES TUBS

ARTICULOS ELECTRICOS,PANELES DE

ILUMINACION Y TRANSFORMADORES,SALIDAS DE

TUBOS SUBTERRANEOS,CAJAS DE CONEXIONES Y

RECTIFICADORES DE PROTECCION CATODICA

APARATOS Y PANELES DE

INSTRUMENTACION,CAJA

DE CONEXS Y TRASMITERS

ARREGLOS DE VALVULAS

OPERATIVAS Y DE CONTROL,

ARREGLOS DE TRAMPAS DE

VAPOR, ESTACIONES DE

SERVICIO Y VENTEOS

PLANTA DE LOCALIZACION


226

ANEXO C-10 Espaciado permisible de tuberías entre soportes.

Puente de tuberías.

P-1 Refuerzos.- Deberán ser localizados de manera tal que no interfieran con vías de paso o áreas libres para equipo.

P-2 Líneas calientes.- Generalmente deben ser agrupadas juntas cercad de la parte exterior del puente para que el bucle de

expansión se pueda colocar y doblar libremente (ver P-3)

P-3 En las juntas de expansión la tuberia deberá normalmente girar hacia arriba y luego la omega ( Bucle o espira ) sobre el

puente de tuberías.

P-4 Las piernas de goteo deberán ser localizadas de manera que se evite su crecimiento dentro de los soportes de tubos u otras

obstrucciones; considérese que estos son parte de cabezales los cuales tienen movimiento debido a la expansión y

contracción térmica.

P-5 Conexiones a cabezal:

P-5.1. Conexiones a cabezal de gas.- Conexiones a ramales para gases de servicio y proceso, aire y vapor, se conectan

por norma general en la parte superior del cabezal, para evitar que se puedan arrastrar los condensados que podrían estar

en el fondo.

P-5.2. Conexiones a cabezales de líquidos.- Conexiones a ramales para líquidos, se conectan generalmente en la parte

inferior de la tuberia, para evitar los paquetes de gases que se podrían llegar a acumular en la parte alta de los tubos y

causar cavitación. No seria apropiado seguir esta regla si el liquido pudiese arrastrar lodos o sustancias no apropiadas al

proceso.

P-6 Para el arreglo en planta de equipos adyacentes al puente de tuberías, VER ANEXO C X.

P-7 Cambio de dirección en un mismo plano o en diagonal, se pueden realizar, cuando sea practico o sea requerido por las

condiciones de proceso.

P-8 Los cabezales de alivio o de desfogue deberán ser localizados según el anexo 250 2750.

P-9 Para el espaciado entre tuberías ver anexo 250 9815.

P-10 La distancia entre centros de soportes de tuberia, debe ser maximizada, usando los limites de espaciado entre tubos y la

localización de equipos debajo y arriba de los soportes de tuberia.

P-10.1 Generalmente los cambios de direccion de un puente de tuberias usa 25 pies ( esta consideracion debe tomar en

cuenta los requerimientos de soporte de intercambiadores enfriados por aire y las charolas electricas) la distancia

sugerida estará basada en el diseño optimo y el apoyo del ingeniero estructural.

P-10.2 El espaciado de tuberias puede ser acortado o alargado, para obtener el mejo intervalo en la planta de localizacion.

P-10.3 El espacio de cambio de direccion de un puente de tuberias puede ser incrementado cuando hay multiples lineas

de 6” y mas grandes ( Ver carta para obtener espaciado permisible).

P-10.4 Para lineas pequeñas se pueden colocar soportes intermedios apoyados en las lineas mayores.

P-11 ELEVACION DE LAS CAMAS DE TUBERIAS. Se deben tomar en cuenta los siguientes parámetros:


227

P-11.1 La dimensión de accesorio a accesorio de un codo de 90° de radio largo y un codo de 45°, de la línea de mayor

diámetro en la cama de tuberías, o 2´-0” mínimo.

P11.2 La longitud mínima de una tobera( stub end) y la dimensión de manufactura de un codo de 45°del ramal mas

grande del cabezal mas grande puede requerir el incremento del espacio entre líneas.

P11.3 Claro sobre tuberías adyacentes.

P11.4 Se debe tomar en consideración los requerimientos de aislamientos y sus zapatas de elevación.

P-12 Montantes de apoyo.- Las lineas deben ser investigadas para el soporte desde otras lineas o acercar las lineas a las

columnas de soporte del puente, antes de sumar montantes entre las columnas de soporte de tuberias; proveer montantes

donde se necesita para adaptarse a los requerimientos estructurales.

P-13 Tuberia de servisios.- La ruta preferida es el nivel superior cunado es un puente de tuberias de dos camas.


228

C-11 ARREGLO DE ENFRIADORES DE AIRE DE TIRO FORZADO E INDUCIDO.

PROPOSITO.

Las figuras a continuación solo son una guía para la localización de los enfriadores de aire y sus tuberías. Se recomienda

discreción ya que las sugerencias indicadas a continuación no son un estándar.

DEFINICIONES:

Enfriadores de aire de tiro forzado.- El ventilador esta localizado debajo de los tubos y empuja el aire hacia arriba

pasando por los tubos.

Enfriadores de aire de tiro inducido.- El ventilador esta localizado arriba de los tubos y hace pasar el aire a través de lo

tubos.

APLICACIÓN.

Para usar los arreglos sugeridos se deben considerar los siguientes puntos:

1.0 Procesos:

1.1. Los enfriadores de aire se localizan tan cercanos como sea posible al equipo y recipientes relacionados con

el, dentro de algún espacio asequible arriba de los puentes de tubería o en el piso.

1.2. La configuración del arreglo de tuberías esta basado en las condiciones de flujo y presión, y esta establecido

en los diagramas de flujo; como alternativa el arreglo mostrado aquí puede ser usado como configuración

preliminar; la configuración preferida deberá ser económica mientras que satisfaga los requerimientos de

soporte, flexibilidad y proceso.

1.3. La tubería de entrada a enfriadores arriba de recipientes para servicios de condensación no deberán formar

paquetes de vapor o líquidos.

1.4. Se debe tener cuidado cuando se localizan enfriadores de aire para prevenir inoperancia de flujo de aire,

reciclaje del flujo de aire e inyección del flujo de aire caliente de descarga de enfriadores o equipos debajo.

1.5. Arreglos de tubería paralelos deberán ser revisados por Procesos.

2.0 Operación / Mantenimiento:

2.1. Los enfriadores se deberán agrupar juntos donde sea practico para compartir estructuras de soporte y

plataformas de operación comunes.


229

2.2. Las plataformas deberán ser diseñadas de acuerdo a normas de seguridad y operación.

2.2.1 Los enfriadores de tiro inducido pueden tener plataformas de acceso debajo de los tubos para dar

servicio al moto-reductor, así como una plataforma arriba para dar servicio al ventilador.

2.2.2. Los enfriadores de tiro forzado pueden tener plataformas de acceso debajo de los enfriadores para

dar servicio al moto-reductor.

2.3. En enfriadores de aire montados sobre puentes de tubería, la plataforma de servicio para moto-reductores

deberá ser diseñada para permitir la remoción del motor y el reductor por una plataforma rodante, a una

área, donde pueda ser bajada por una grúa o garrucha.

2.4. Las elevaciones para enfriadores de aire montados sobre puentes de tubería deben ser establecidas

considerando un claro arriba de la tubería sobre la ultima cama del soporte y una cavidad de espacio

humano arriba de la plataforma del motor del ventilador.

2.5. Las plataformas se usaran como cámaras de distribución solo cuando se requieran válvulas de ajuste.

2.6. Localice enfriadores adyacentes para alinear las boquillas de entrada en un centro de línea común y luego

verificar la alineación de la plataforma cuando se compró con el intercambiador.

2.7. Las escaleras marinas desde el piso deberán ser localizadas en una locación accesible, libre del pasillo de

operación y mantenimiento en el piso (preferible con peldaños laterales).

2.8. Los controles de persiana cuando se especifican es preferible colocarlos en la plataforma de la cámara de

distribución. Verifique los requerimientos de localización en el contrato o especificaciones del cliente.

2.9. Las válvulas de entrada y salida cuando son indicadas deben estar accesibles desde y en forma clara desde la

plataforma de distribución.

2.10. Las elevaciones de los enfriadores de aire en el piso son usualmente determinadas por el espacio humano

bajo las tuberías conectadas. Si la columna del enfriador esta cercada; las elevaciones se determinan por la

cavidad humana necesaria bajo el enfriador.

3.0. Soporte de equipo.

3.1. Los soportes de los enfriadores de aire pueden ser de acero o concreto. Durante la localizacíon de equipos y

tuberías coordinar con el ingeniero estructural y mecánico, cual tipo de soporte se usará.

3.2. El motor y el reductor pueden ser soportados desde el piso o desde el enfriador, dependiendo de la

preferencia del cliente, estándares del manufacturero, condiciones del suelo y altura de la unidad con

respecto al piso.

4.0. Localización de tuberías:

4.1. Los cabezales de entrada deben estar muy cercanos a las boquillas, con la entrada de alimentación

localizada preferentemente en el centro del cabezal para una mejor distribución, revisarlo con Procesos.


230

4.2. Cabezales de salida, si están en la misma terminal que las boquillas de entrada, no acoplarlas muy cercanas

debido a la temperatura diferencial entre las tuberías de entrada y salida. Consulte con el Grupo de

esfuerzos para determinar la cantidad de compensación para satisfacer los requerimientos de fuerza

permisibles.

4.3. Verificar cargas permisibles antes de adicionar soportes de tubería a las plataformas y la estructura prevista

por el proveedor del enfriador.

4.4. Para cabezales largos de tamaño grande, se pueden necesitar soportes adicionales debido al tipo de

construcción del enfriador de aire, peso de la tubería o fuerzas de expansión. En condiciones mas severas, el

intercambiador puede requerir expansión ara facilitar a las columnas extensión para proveer soportes a los

cabezales. Consulte con el Grupo de esfuerzos para determinar los requerimientos preliminares afectando la

localizacíon de tuberías.

4.5. Se requiere espacio entre enfriadores para expansión.

4.6. La instalación de bloques de empuje en todas las instalaciones multi-paquete se deberá tomar en cuenta, se

necesita aprobación de los ingenieros de esfuerzos.


231

Figura 1 Enfriador de aire sobre puente de tuberías de tiro forzado.


232

Figura 2 Enfriador de aire de tiro inducido sobre puente de tuberías.

TIRO INDUCIDO

PLANTA


233

TIRO INDUCIDO

Figura 3 Enfriador de aire de tiro inducido sobre el piso.


234

Figura 4 Enfriador de aire de tiro forzado sobre el piso.

TIRO FORZADO


235

CORTE B - B

ENFRIADOR DE AIRE DE TIRO INDUCIDO

CORTE A - A

ENFRIADOR DE AIRE DE TIRO FORZADO


236

CORTE C - C

ENFRIADOR DE AIRE DE TIRO INDUCIDO

CORTE D - D

ENFRIADOR DE AIRE DE TIRO FORZADO

OBSTRUCCION

OBSTRUCCION


237

ALTERNATIVA

ARREGLO CONJUNTO DE BOQUILLAS


238

ESPACIE LOS INTERCAMBIADORES PARA PROVEER

SOPORTE ADICIONAL A LOS CABEZALES CUANDO

SEA REQUERIDO POR EL GRUPO DE ESFUERZOS

LOCALIZACION PREFERIDA CUANDO SE REQUIERE UN

SOPORTE, LOCALICE EL CABEZAL EN LAS POSICIONES

ALTERNAS MOSTRADAS Y VERIFIQUE LUEGO CON EL

GRUPO DE ESFUERZOS.

Detalles de soportes


239

PROBLEMA : Acomodamiento pobre

debido a la acumulación de

tolerancias de fabricación , cuando

las dimensiones son mostradas

ramal a ramal a ramal.

Ejemplo :

RECOMENDACIÓN: Establecer un punto base sobre el

cabezal como referencia; todas las dimensiones de las

conexiones de ramal son referidas a este punto base.

Ejemplo :

Tubería estándar por especificación

Problema : El encogimiento de la soldadura en la cuello de refuerzo causará que el

cabezal se pandee, lo que afectará el acomodo posterior en campo.

Recomendación: basándose sobre diseños aplicables del contratista y

especificaciones de material investigar el uso de alternativas.

PANDEO

ENCOGIMIENTO

Ejemplo :

ENCOGIMIENTO

DEFORMACION

Ejemplos :

1.- Usar una pared mas

gruesa de tubo para el

cabezal.

2.- Usar una te reductora. 3.- Usar Weld-o-let. 4.- Usar te y reductor.

FABRICACION DE CABEZALES

PROBLEMAS Y RECOMENDACIONES


240


241

C-12 Principios de diseño para localización de turbinas de vapor y bombas reciprocantes.

Distribución de equipos y tuberías.

1.0. Compensación solo si se requiere para flexibilidad.

2.0. Soporte tuberías.

2.1. En turbinas grandes donde pueden ocurrir fuerzas excesivas, vibración y/o asentamientos diferenciales, la

cimentación del soporte debe estar integral con la del equipo.

2.2. Las líneas de alimentación y descarga de vapor deben estar soportadas independientemente de las boquillas de la

turbina, de manera tal que los pernos de las bridas puedan ser removidos y la brida se alinee sin ningún cambio,

el tipo de soporte debe ser aprobado por ingeniería de esfuerzos.

3.0 Para arreglos típicos de trampas de vapor, ver el catalogo especifico de la compañía SPIRAX SARCO.

4.0. Drenaje de piernas húmedas:

4.1. Alimentación de vapor a turbinas.

4.1.1. Bajo condiciones de no-congelamiento, solo instalar un dren con válvula.

4.1.2. Bajo condiciones de congelamiento y/o condiciones de arranque de bomba, instale una válvula y una trampa de

vapor de dren.

4.2. Alimentación de vapor a bombas reciprocantes.

4.2.1. Bajo condiciones de congelamiento y no congelamiento, control manual, instalar solo una válvula de drene.

4.2.2. Bajo condiciones de congelamiento y no congelamiento, con control manual – automático, o arranque automático

– control automático, instale una válvula y una trampa de vapor de dren.

4.3. Descarga de vapor de turbinas.

Ver descarga de carcasa , notas 7.1. , 8.1.1. y 9.1.

4.4. Descarga de vapor de bombas reciprocantes.

4.4.1. Bajo condiciones de congelamiento y no congelamiento, control manual o arranque manual, instale solo una

válvula de dren.

4.4.2. Bajo condiciones de congelamiento y no congelamiento, arranque automático control automático, , instale una

válvula y una trampa de vapor de dren.

5.0. Las líneas de y hacia bombas reciprocantes deberán ser arregladas y soportadas de tal manera, que lo pistones puedan ser

removidos sin afectar la tubería de vapor.

Nota. Los accesorios y pistones se arreglarán de acuerdo a las consideraciones y recomendaciones de los manufactureros.

6.0. Válvulas de vapor integras: cuando se compran para al colocarlas en el tubo abran el dren sin válvulas o restricciones.

7.0. Arranque manual, arranque y control manual, control automático, condiciones de no-congelamiento.


242

7.1. Dren de la coraza: conecte con tubo y válvula apropiada para abrir dren.

7.1.1. Proveer dren de carcasa aquí, solo si la descarga se invierte y es menor que la carcasa de la turbina.

7.2. Dren en acumulador de vapor: Conecte con tubo y válvula adecuada para abrir dren.

7.3. Dren en cilindro de vapor: Conecte con tubo y válvula adecuada.

8.0. Arranque manual, arranque y control manual, control automático, condiciones de congelamiento.

8.1. Dren de la coraza: Conecte con tubo; válvula apropiada y trampa de vapor para abrir dren.

8.1.1 Proveer dren de carcasa aquí, solo si la descarga se invierte y es menor que la carcasa de la turbina.

8.3. Dren en cilindro de vapor: Conecte con tubo y válvula adecuada.

9.0. Arranque automático, control automático, condiciones de congelamiento y no congelamiento.

9.1. Dren de la coraza: Conecte con tubo; válvula apropiada y trampa de vapor para abrir dren.

9.1.1. Proveer dren de carcasa aquí, solo si la descarga se invierte y es menor que la carcasa de la turbina.

9.2. Dren en acumulador de vapor: Conecte con tubo ,válvula adecuada y trampa de vapor para abrir dren.

9.3 Dren en cilindro de vapor: Conecte con tubo, válvula y trampa de vapor para abrir dren.


243

CONTROL MANUAL TURBINA.

Condiciones de no congelamiento. (Ver nota 7.0.)

NORMALMENTE

ABIERTA

D

E

S

C

V

A

P

S

U

M

I

N

V

A

P

CARCASA

TURBINA

LOCALIZACION

ALTERNA DE DREN

NOTAS: 1.- PLACA APOYO.

2.- CIMENTACION.

3.- PLACA REDUCTORA Y NIPLE SI SE REQUIERE.

4.- VALVULA DE CIERRE-

SG = GOBERNADOR DE VELOCIDAD.

SC = ACUMULADOR DE VAPOR C/ GOBERNADOR DE

VELOCIDAD Y VALVULO DE ALIVIO DE EMERGENCIA.

1

2

4

3


244

Condiciones de congelamiento. (Ver nota 8.0.)

NORMALMENTE

ABIERTA

D

E

S

C

V

A

P

S

U

M

I

N

V

A

P


2.- CIMENTACION.




SC = ACUMULADOR DE VAPOR C/ GOBERNADOR DE VELOCIDAD Y VALVULO

DE ALIVIO DE EMERGENCIA.

CARCASA

TURBINA

1

2

3

4


245

ARRANQUE AUTOMATICO TURBINA.

Condiciones de congelamiento – no congelamiento . (Ver nota 9.0.)

CONTROL MANUAL BOMBA RECIPROCANTE.


2.- CIMENTACION.




SC = ACUMULADOR DE VAPOR C/ GOBERNADOR DE VELOCIDAD Y VALVULO

DE ALIVIO DE EMERGENCIA.

1

2

3

CARCASA

TURBINA

D

E

S

C

V

A

P

NORMALMENTE

ABIERTA

NOTAS: 1.- DESCARGA VAPOR.

2.- SUMINISTRO VAPOR.

3.- 3/4” VAPOR AUXILIAR SOLO SOBRE BOMBAS SIMPLEX.

4.- CONEXION PARA ACEITE LUBRICACION.


246

Condiciones de no congelamiento. (Ver nota 7.0.)

1

3

2

4


247

Condiciones de congelamiento. (Ver nota 8.0.)

ARRANQUE MANUAL – CONTROL AUTOMATICO DE BOMBAS RECIPROCANTES.

1

2

3

4

NOTAS: 1.- DESCARGA VAPOR.

2.- SUMINISTRO VAPOR.

3.- 3/4” VAPOR AUXILIAR SOLO SOBRE BOMBAS SIMPLEX.

4.- CONEXION PARA ACEITE LUBRICACION.

5.- ½” DREN.

6.- ALTERNATIVA.

5

6

5


248


ARRANQUE AUTOMATICO – CONTROL AUTOMATICO DE BOMBAS RECIPROCANTES.

RUTA DE LINEA PARA

CONDICIONES DE

CONGELAMIENTO

CONEXIÓN PARA

ACEITE

LUBRICACION

3/4” VAPOR AUXILIAR

SOLO SOBRE BOMBAS

SIMPLEX.

DREN

DESC VAPOR

SUMIN VAPOR

DESC VAPOR


249


SUMIN VAPOR

DESC VAPOR

CONEXIÓN PARA

ACEITE

LUBRICACION

3/4” VAPOR AUXILIAR

SOLO SOBRE BOMBAS

SIMPLEX.


250

C-13 ESTANDARES DE INGENIERIA PARA ANALISIS DE FLEXIBILIDAD.

1 Alcance.

Esta especificación estándar cubre los requerimientos básicos para el análisis de flexibilidad de sistemas de

tuberías para industrias del aceite, gas y petroquímicas.

2 Referencias.

Las referencias de este estándar se deberán tomar en cuenta de acuerdo a la ultima revisión que este actualizada

cuando se esté leyendo este libro, ya que los códigos se actualizan y cambian con respecto al tiempo. ASME(AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS)

ASME Section VIII "Rules for Construction of Pressure Vessels" Division I ASME Section III "Boiler and Pressure Vessel Code" Part NB-3647.1

ANSI (AMERICAN NATIONAL STANDARD INSTITUTE)

ANSI/ASME B.16.9 "Factory-Made Wrought Steel Butt-welding Fittings" ANSI/ASME B.16.25 "Butt-welding Ends" ANSI/ASME B.31.1 "Power Piping" ANSI/ASME B.31.3 "Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping" ANSI/ASME B.73.1 M "Horizontal End Suction Centrifugal Pumps for Chemical Process"

API (AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE)

API RP 520 "Sizing, Selection, and Installing Pressure Relieving Devices" API STD. 610 "Centrifugal Pumps for General Refinery Services" API STD. 617 "Centrifugal Compressors for General Refinery Service"

EJMA (EXPANSION JOINT MANUFACTURERS ASSOCIATION) NEMA (NATIONAL ELECTRICAL MANUFACTURERS ASSOCIATION)

NEMA SM 23 "Steam Turbines for Mechanical Drive Service"

3 Definiciones y terminología.

3.1 Deslizamiento.

Flujo plástico del meta el cual generalmente ocurre a altas temperaturas sujeto a apreciablemente menores

esfuerzo que su esfuerzo de cedencia. Progresa a través de la primera, segunda y tercera etapa hasta la fractura

o su relajamiento.

3.2 Resorte Frio.

Un sistema de tuberías calculado y fabricado ligeramente mas corto, de manera que al calentarse adquiera las

dimensiones que debe tener al expandirse a la temperatura de operación.

3.3 Factor de flexibilidad.


251

El factor de flexibilidad se define como el cociente de la rotación por unidad de la parte en cuestión producida

por un momento, entre la rotación por unidad de longitud de tubo recto del mismo diámetro nominal y cedula.

O el peso producido por el mismo momento.

3.4 Factor de intensificación de esfuerzo.

Se define como el cociente del momento de tensión producido por la falla por fatiga en un numero dado de ciclos

en un tubo recto de dimensiones nominales, entre el que produce la falla en el mismo numero de ciclos en la

parte bajo consideración.

3.5 Modulo de sección.

El cociente del momento de inercia de la sección transversal de una tubería soportando flexión entre la distancia

mas grande de un elemento de la tubería desde la línea de centro de ella.

4 Unidades.

Este estándar se basa en el sistema internacional de medidas SI , a no ser que se especifique otra unidad.

5 Análisis de esfuerzos de tubería.

Los sistemas de tuberías están sujetos a una diversidad de cargas que crean esfuerzos de diferentes tipos y

patrones, de los cuales solo los siguientes mas significativos generalmente son considerados en el análisis de

esfuerzo de tuberías:

1) Presión interna o externa.

2) Peso de tuberías, accesorios y válvulas incluyendo fluido y aislamiento; cargas de viento y terremoto, y cargas

permisibles sobre la maquinaria.

3) Expansión térmica de la línea.

5.1 Presiones.

5.1.1 Presión interna. La presión de diseño interna debe ser calculada por el ANSI 31.3.

5.1.2 Presión externa. El procedimiento marcado en el código ASME Sec VIII Div 1 párrafo UG-28 debe ser

seguido para determinar la presión externa.

5.2 Pesos y cargas

5.2.1 Pesos (w): Los pesos serán según el ANSI B 31.3.

5.2.2 Cargas de viento (Ww): Las cargas de viento se calcularan por la ecuación mostrada abajo:

Ww

= 0.7 Aq


252

Donde :

Ww

= Carga de viento.

A = Área proyectada (diámetro exterior del tubo incluyendo el aislamiento, multiplicado por la unidad de

longitud del tubo).

q = presión de viento (valor especifico).

5.2.3 Carga de sismo (We): La carga de sismo será el peso total del sistema de tubería por el coeficiente de sismo

de diseño lateral o vertical.

We = K

eW

Donde :

We = Carga de sismo lateral o vertical

Ke = Coeficiente de diseño de sismo lateral o vertical (valor especifico)

W = Peso del sistema de tubería.

5.2.4 Carga de impacto. Las cargas de impacto causadas por la presión de una válvula de alivio serán calculadas

de acuerdo con el API RP 520.

5.2.5 Cargas permisibles sobre maquinaria. Las fuerzas y momentos permisibles sobre las boquillas de maquinarias

tales como, bombas, compresores y turbinas serán especificadas por los manufactureros.

Los manufactureros deberán usar las siguientes guías en la determinación de cargas permisibles sobre

boquillas.

5.2.5.1 Bombas.

a) API 610 Bombas.- Las cargas permisibles en boquillas en bombas centrifugas horizontales

con cuerpo de acero o aleación, deberán seguir el criterio de API 610, tabla 2.

b)ANSI Bombas.- Las cargas en boquilla sobre bombas centrifugas horizontales serán

diseñadas por el ANSI B 73.1.


253

c) Bombas verticales y en línea. Los esfuerzos de flexión, torsión y térmico en la tubería

conectada a la boquilla se limitaran al 25 % del rango de esfuerzos permisibles especificados en

el ANSI B 31.3. También los esfuerzos combinados debido a cargas muertas se limitaran al 25 %

de los esfuerzos calientes permisibles.

d) Bombas reciprocantes y de otro tipo. El criterio de carga para estas bombas seguirá las

del párrafo a) de arriba.

5.2.5.1 Compresores.

a) API 617 Compresores. Las fuerzas y momentos permisibles actuando sobre las boquillas

de compresores centrífugos serán diseñados de acuerdo al API 617, las fuerzas y momentos serán

1.85 veces los valores basados en el criterio de carga del NEMA SM23.

b) Compresores reciprocantes. Las cargas sobre boquilla permisibles de estos compresores

seguirá los criterios de carga del NEMA SM23 para boquillas individuales.

5.2.5.3 Cargas y momentos de corrimiento impuestas sobre los equipos mecánicos no deberán exceder

los valores recomendados por los manufactureros de los equipos, excepto en los siguientes casos:

a) Turbinas de vapor y compresores con conexiones de tubería ≤ DN80 (NPS3) de acuerdo a los

estándares API.

b) Bombas centrifugas con conexiones de tubería ≤DN 80 (NPS 3): Las limitaciones de fuerzas

externas y momentos deberán ser especificados en los documentos de compra de las bombas.

c) Turbinas de vapor, compresores y bombas centrifugas con conexiones de tuberías ≥ DN 80

(NPS 3):

I) La tubería deberá ser soportada de manera tal que las cargas en la boquilla debidas

al peso en las condiciones de operación serán eliminadas o minimizadas.

II) El análisis verificará, que las deflexiones y cargas en la boquilla (fuerzas y momentos)

no excederán de los valores permisibles para los casos de cargas tabulados abajo.


254

TABLA PARA CASOS DE CARGA EQUIPOS CASOS DE CARGA

(1) (2)

CONDICION O CONFIGURACION CRITERIO DE

EVALUACION

Compresores que no

sean reciprocantes

Turbinas de vapor

Alineación de

brida

A) Tubería no conectada a equipo bridado.

B) Soportes de resorte activos.

C) Tubería en CONDICION FRIA.

Tubería instalada para encontrar el criterio

permisible de desalineación de brida

Peso y expansión

Térmica

A)Tubería no conectada a equipo bridado.

B)Soportes de resorte activos.

C)Todas las condiciones normales y

anormales

Máximas fuerzas y momentos permisibles en

la boquilla:

A)Compresores 1.85 veces los valores del

NEMA SB23

B)Turbinas de vapor, los valores del NEMA

SB23

Peso, expansión

térmica y fricción

(3)

Bombas centrifugas Peso y expansión

Térmica

A)Tubería no conectada a equipo bridado.

B)Soportes de resorte activos.

C)Todas las condiciones normales y

anormales

En el apéndice A se muestran los máximos

momentos y fuerzas permisibles en la boquilla,

y los datos de construcción de la placa base. Peso, expansión

térmica y fricción

(3)

Notas:

1) Cargas "Peso" incluyen el peso de tubería, aislamiento, venas de calentamiento y fluido de proceso.

2) Las consideraciones de carga “Expansión térmica” serán gobernados por lo siguiente:

a) Expansión de la carcasa. Los movimientos térmicos esperados en las bridas del equipo, debidos a la expansión

térmica del cuerpo (carcasa) serán proporcionados por el proveedor del equipo.

b) Tubería con venas de calentamiento. La temperatura del metal de la tubería de proceso se considerará igual

que las de las venas, a no ser que la temperatura promedio del metal este determinada por cálculos de

transferencia de calor.

c) Sistema de reciclaje de compresor. El método propuesto para evaluar la operación de reciclaje deberá ser

revisado por el ingeniero del propietario.

d) Sistema de alivio de presión. El método propuesto para evaluar la operación de reciclaje deberá ser revisado

por el ingeniero del propietario.

e) Instalación de bomba auxiliar. Si no hay servicio de atemperado en el área, la temperatura del metal de la

tubería será considerada a ser como mínimo la del medio ambiente. Si hay un sistema de atemperado en el área

se tomará la temperatura ambiente.

f) Soportes de resorte. La variación de la fuerza del resorte con la deflexión deberá ser incluida en los análisis.

3) Los efectos de la fricción deberán ser considerados. Cuando es evidente que los efectos fricciónales incrementaran

significativamente las cargas en la boquilla, el análisis deberá incluir los efectos de fricción. No deberán ser

tomados en cuenta los efectos de fricción, cuando ocasionen cargas reducidas en la boquilla.


255

5.2.6 Cargas permisibles sobre equipos.

5.2.6.1 Enfriadores por aire. Las cargas permisibles en la boquilla las especificará el manufacturero.

5.2.6.2 Recipientes e intercambiadores de calor. A no ser que se hayan hecho cálculos detallados de

la conexión a la boquilla del recipiente, los esfuerzos combinados térmicos, de flexión y

torsional, en la tubería conectada a la boquilla se limitaran a un tercio del rango de esfuerzos

permisibles como se especifica en el ANSI B 31.3.

5.2.6.3 Calentadores a fuego. Los momentos y cargas permisibles en la boquilla de alentadores a

fuego las especificará el manufacturero.

El desplazamiento de los tubos del calentador deberá ser aprobado por el manufacturero del

calentador y el efecto de expansión y/o desplazamiento de los tubos deberá ser reflejado en

un análisis por computadora del sistema de tubería.

Cualquier calentador diseñado con serpentín flotante (todas las espiras y contrapesos

montados) deberá ser provisto con topes limite a prueba de falla en todas direcciones. El

análisis por computadora del sistema de tubería conectado a los serpentines flotantes del

calentador, deberá incluir el serpentín del calentador, o un modelo aproximado del serpentín

como parte de los sistemas y los efectos de las guías y restricciones. En los serpentines del

calentador los soportes del sistema de tubería conectada deberán ser completa e

independientemente balanceados de manera tal de que no haya cargas muertas sobre el

serpentín.

5.2.7 Fuerzas y momentos permisibles en bridas. Para evitar perdidas en bridas, las fuerzas y momentos

deberán ser limitados por la formula mostrada en el código ASME , Section III Part NB-3647.1

5.2.8 Soporte colgante de resorte.

Como norma general, los soportes colgantes de resorte serán usados solo donde no existe espacio para

que se puedan usar soportes rígidos . Los soportes colgantes de resorte serán usados para aliviar los

pesos de cargas muertas sobre equipos donde los soportes rígidos no son prácticos. Todos los soporte

colgantes de resorte se dimensionaran de acuerdo a las condiciones de operación.

5.2.9 Combinación de cargas.

Las combinaciones de las cargas se ajustaran al código de tubería applicable. Las cargas de viento y

de sismo deberán ser consideradas como si actuaran separadamente en dos dimensiones laterales a

90˚.

5.3 Esfuerzos debidos a la expansión térmica. Se deben tomar como referencia las secciones relevantes

del ANSI B 31.3


256

6 Requerimientos de flexibilidad.

6.1 Las tuberías deberán ser diseñadas para tener suficiente flexibilidad para prevenir expansión o

contracción térmica que causen excesivos esfuerzos en el material de la tubería, excesiva flexión o

cargas inusuales en las juntas, o momentos y fuerzas indeseables en puntos de conexión a los equipos,

anclajes o guías.

6.2 Condiciones anormales como: arranque, paro, falta de vapor, así como condiciones de corto plazo de

muy alta temperatura o presión, deberán ser consideradas en el análisis de flexibilidad. Esto es

particularmente pertinente para cargas aplicadas al conectarse a equipos. El efecto de la vibración

desde la maquinaria debe también ser tomada en cuenta.

6.3 El incremento en los esfuerzos de diseño permisibles para variaciones ocasionales arriba de las

condiciones de diseño, no deben ser usadas para el análisis de flexibilidad.

6.4 La expansión de tubería o equipo asociado deberá ser acomodado donde sea posible, para la

flexibilidad inherente del trabajo de la tubería. Si es necesario se debe cambiar la ruta de la tubería, o

deben incorporarse espiras de expansión para obtener suficiente flexibilidad.

6.5 Suficiente flexibilidad deberá ser prevista en la tubería para facilitar que se puedan cambiar las

válvulas de seguridad, espadas, líneas ciegas y discos de ruptura.

6.6 Codos, espiras y desvíos deberán ser previstos para dar flexibilidad en el sistema de tubería,

especialmente para fluidos nocivos y peligrosos.

6.7 Juntas de expansión, acoplamientos del tipo de junta deslizante, o juntas de expansión del tipo fuelle

pueden ser usados, cuando el espacio limitado u otras razones, no den suficiente flexibilidad con los

métodos arriba mencionados. Las juntas de expansión solo deberán ser usadas con anclas y guías

adecuadas y cuando las propiedades de taponamiento del fluido no pueda hacer inefectiva la junta de

expansión.

6.8 Se debe hacer una especificación de diseño para cada una de las juntas de expansión.

6.9 En la preparación de la especificación de la junta de expansión es imperativo que el diseñador del

sistema revise completamente la localización y ruta de todo el sistema de tubería, medio fluyendo,

presión, temperatura, movimientos, etc. La hoja de especificación estándar de la forma 1, puede

utilizarse como guía. Se debe poner especial atención en los siguientes parrafos:

6.9.1 Para determinar la localización y tipo de junta de expansión mas apropiada para alguna aplicación, el

diseñador deberá considerar los requerimientos del estándar EJMA, que provee numerosos ejemplos

para apoyarlo en su selección; el debe tomar en cuenta también la accesibilidad de estructuras de

soporte para el anclaje, guía de la tubería, la dirección y magnitud de los movimientos térmicos a ser

absorbidos.


257

6.9.2 El material de los fuelles será especificado y debe ser compatible con el medio fluyendo, el medio

ambiente externo y la temperatura de operación. Se debe tomar en consideración la corrosión

incluyendo la corrosión por tensión.

Los aceros inoxidables de la serie 300 pueden ser sujetos a la corrosión por tensión del ion cloruro.

Las aleaciones de alto níquel están sujetas a la corrosión por tensión de los cáusticos. La presencia de

sulfuro también puede ser dañino a aleaciones de níquel. El material seleccionado deberá también ser

compatible con cualquier agua de tratamiento o químicos de limpieza de la tubería. En algunos casos,

las lechadas de protección de materiales aislantes pueden ser una fuente de corrosión.


258

HOJA DE ESPECIFICACION ESTANDAR DE JUNTA DE EXPANSION

COMPAÑIA FECHA

HOJA DE

PROYECTO REQ NO

TRABAJO NO

ARTICULO NO

1 CANTIDAD

2 DIAMETRO NOMINAL

3 JUNTA DE EXPANSION TIPO

4a

4b

4c

INFORMACION DEL FLUIDO MEDIO GAS/LIQUIDO

VELOCIDAD m /seg

DIRECCION DE FLUJO

5 PRESION DE DISEÑO

6 PRESION DE PRUEBA

7a TEMPERATURA DISEÑO ˚C

7b MAXIMA / MINIMA ˚C

7c INSTALACION ˚ C

8a MAXIMO MOVIMIENTO DE

INSTALACION

COMPRESION AXIAL cm

8b EXTENSION AXIAL cm

8c LATERAL cm

8d ANGULAR grados

9a MAXIMO MOVIMIENTO DE DISEÑO COMPRESION AXIAL cm


9c LATERAL cm

9d ANGULAR grados

9e NUMERO DE CICLOS

10a FLUCTUACIONES DE OPERACION COMPRESION AXIAL cm


10c LATERAL cm

10d ANGULAR grados

10e NUMERO DE CICLOS

11a MATERIALES DE CONSTRUCCION fuelle

11b RECUBRIMIENTO

11c CUBIERTA

11d ESPECIFICACION DE TUBERIA

11e ESPECIFICACION DE BRIDA

12 VARILLAS ( DE AMARRE / LIMITE / CONTROL)

13 ENLACE PANTOGRAFICO

14 BASE DE ANCLAJE ( PRINCIPAL / INTERMEDIA)

15a LIMITACIONES DIM3ENSIONALES LONGITUD TOTAL cm

15b DIAMETRO EXTERIOR cm

15c DIAMETRO INTERIOR cm

16a LIMITACIONES DE RANNGO

DE RESORTE

AXIAL Kg / m

16b LATERAL Kg / m

16c ANGULAR Kg / m / grado

17 POSICION DE INSTALACION HORIZONTAL VERTICAL

18a REQUERIMIENTOS DE

ASEGUAMIENTO DE CALIDAD

FUELLE

SOLDADURA NDT

VAPOR A LO LARGO

18b

18c ENLACE

18d

18e TUBERIA NDT

18f REQUERIDO DISEÑO DE CODIGO

18g DATOS PARCIALLES REQUERIDOS

19 AMPLITUD DE LA VIBRACION / FRECUENCIA


259

6.9.3 Las camisas internas deberán ser especificadas en todas las aplicaciones envolviendo velocidades de

flujo que podrían inducir vibración resonante en los fuelles o causar erosión en el acordeón,

resultando en una sustancialmente reducida vida del fuelle.

6.9.4 Las juntas de expansión tipo fuelle debe ser evitada en un servicio en que se pueda forma coque; si no

se puede diseñar una configuración de tubería para eliminar este tipo de junta, se deberán proveer

arrastre por flujo en el área entre el fuelle y la cubierta para arrastrar el coqué que se pueda formar.

6.9.5 Se debe evitar la rotación de torsión del fuelle; este giro generalmente produce extremadamente altos

esfuerzos cortantes en el fuelle, de manera tal de que donde la rotación torsional no pueda ser

evitada, se deben usar aditamentos especiales para limitar los esfuerzos de corte torsional en el fuelle.

6.9.6 La presión de diseño y de prueba del sistema deberá ser especificada de una manera realista sin

sumar factores de seguridad arbitrarios. El exceso de grosor en el material del fuelle por presiones

irreales, puede afectar de una manera adversa en la fatiga de vida del fuelle. En el caso de condiciones

de operación de extremadamente alta temperatura, puede ser que no sea practico la prueba de la

junta de expansión a una presión de 1.5 veces al equivalente al rango de presión fría de la tubería;

esto es debido a los diversos materiales empleados en la junta de expansión, gradiente de temperatura

usado en el diseño, criterio de estabilidad de presión, tensión de anclaje, etc.

6.9.7 Las temperaturas máxima, mínima y de operación deberán ser acuciosamente estipuladas en la hoja

de datos preparada por el diseñador, donde la temperatura ambiente pueda variar significativamente

durante la construcción de la línea de tubería; el pre-posicionamiento de la junta de expansión en la

tubería puede llegar a ser requerido.

6.9.8 El manufacturero de la junta de expansión deberá ser advertido, si la junta de expansión va a ser

aislada y de que manera, para que diseñe apropiadamente las partes componentes.

6.9.9 Los movimientos a ser absorbidos por la junta de expansión no solamente incluyen la elongación y

contracción de la tubería, sino también el movimiento de recipientes, anclas, etc a los que este

conectado, y la posibilidad de desalineamiento durante la instalación. A no ser que este incluido en

los requerimientos de diseño, el desalineamiento debe ser evitado. Donde los movimientos son

cíclicos, el numero de ciclos esperado debe ser especificado. Como en el caso de la presión, los

movimientos especificados deben ser realistas. Un excesivo factor de seguridad puede resultar en una

junta de expansión innecesariamente flexible y cara; así su estabilidad bajo presión es

innecesariamente reducida.

6.9.10 Si el medio fluyendo puede compactarse o solidificarse, se deben tomar previsiones para el

atoramiento o solidificación del material en los pliegues del fuelle, lo cual ocasionaría el daño de la

junta de expansión en la tubería.

6.9.11 Las camisas internas son generalmente instaladas en la dirección de flujo, si hay estancamiento en

medio de la camisa es indeseable, se deberán especificar drenes y purgas en la camisa. Donde haya

contraflujo, se debe informar, para prevenir pandeo de la camisa y daño de la junta.


260

6.9.12 Se debe informar la amplitud predicha y la frecuencia de vibraciones mecánicas externas que van a

soportar los fuelles, tales como las causadas por maquinaria reciprocante o pulsante.

Una condición resonante en el fuelle resultará en una gran reducción de vida por fatiga y debe ser

evitada. El diseñador de la junta de expansión intentará proveer un diseño no resonante; sin embargo,

la habilidad para asegurar la no-resonancia es imposible, por lo tanto, las modificaciones en campo de

la juntas de expansión u otros componentes del sistema, pueden llegar a ser necesarias.

6.10 Se debe prestar particular atención en el diseño de líneas sujetas a severos cambios de temperatura

durante el arranque o condiciones de emergencia, tales como líneas de vapor de alta temperatura.

6.11 La tubería del sistema de antorcha de alivio debe ser diseñado tomando cuidado en la expansión,

movimientos o expansión causados por las mas severas condiciones de operación o de emergencia, y

para sostenerlo contra la tendencia a salirse de su soporte. Se le deberán colocar zapatas o silletas en

todos los soportes del cabezal de la antorcha de alivio.

6.12 Una mampara anti-salpicadero deberá ser instalada en el sello de agua de la chimenea de la antorcha

de alivio.

6.13 Un resorte frio deberá ser usado tanto como sea practico para reducir fuerzas sobre el equipo, y

para prevenir interferencias de líneas que se expanden.

6.14 Espiras horizontales de expansión en vías y puentes de tubería se deberán colocar desplazadas en el

plano vertical para permitir el paso libre de los cabezales de tubería adyacentes.

6.15 Tuberías expandiéndose térmicamente se deben anclar en uno de sus extremos.

6.16 El uso de resortes fríos para sistemas de tubería los cuales se conectan a equipos rotativos, esta

prohibido.

7. ANALISIS DE FLEXIBILIDAD

7.1 Los análisis de flexibilidad deberán ser hechos de acuerdo con los requerimientos del ANSI

B 31.1 y B 31.3.

7.2 Alcance del análisis. Se deberá requerir el análisis formal por computadora par alas siguientes líneas:

7.2.1 Todas las líneas de proceso, regeneración y de-coquificacion a y desde calentadores a fuego y

generadores de vapor.

7.2.2 todas las líneas de proceso a y desde compresores y sopladores.

7.2.3 Todas las líneas de vapor a y desde turbinas.

7.2.4 Todas las líneas de bombas que caen arriba de la curva en la carta a continuación:


261

8 PIPE MANIFOLD SIZE DN

7.2.5 Todas las líneas arriba de 427°C.

7.3 Se requerirá el análisis de inspección visual de la localización mecánica, configuración de anclaje,

etc., y/o calculo manual de las siguientes líneas que no están enlistadas en la sección 7.2..

7.3.1 Líneas DN80 y mas grandes conectadas a equipos rotativos tales como bombas, turbinas, compresores

y sopladores.

7.3.2 DN100 y mas grandes conectadas a enfriadores de aire.

7.3.3 Todas las líneas DN400 y mas grandes.

7.3.4 Líneas a recipientes que no pueden ser desconectados para purga.

7.3.5 Líneas DN150 y mas grandes a temperaturas de operación arriba de 260°C.


262

7.3.6 Todos los sistemas de alivio. (debe incluir análisis de carga dinámica par alas perores condiciones de flujo posibles

incluyendo tapones si hay la posibilidad de que esto ocurra)

7.3.7 Líneas de vacío.

7.3.8 Todas las líneas no metálicas.

7.3.9 Líneas sujetas a asentamiento excesivo.

7.3.10 Líneas desde y a bombas reciprocantes y compresores.

7.4 Todos los análisis deberán incluir los efectos de expansión y/o contracción térmica, viento, sismo, cargas muertas

operando y en prueba, guías, anclajes, restricciones, asentamientos, ramales, soportes y desplazamientos terminales tal

y como se describen en los códigos y especificaciones enlistados anteriormente.

7.5 Las líneas a ser analizadas se deberán marcar en una lista de líneas.

7.6 Suposiciones y requerimientos básicos. Se deben tomar referencias del código ANSI B 31.1.

7.7 Movimientos. Se deben tomar como referencia los ANSI B 31.3 o B 31.1.

7.8 Resorte frio. Se debe tomar como referencia ANSI B 31.3 o B 31.1.

APENDICES

APEENDICE A

MOMENTOS Y FUERZAS EXTERNOS.

Las limitaciones de fuerza y movimientos deberán ser de acuerdo a lo siguiente:

a) Limitaciones de fuerza en la boquilla (impuesta en la brida de la boquilla desde una tubería externa) no deberán

exceder de :

1) Para fuerzas paralelas al eje de la boquilla:

F ≤ 200 lbf por pulgada de diámetro de boquilla nominal

2) Para fuerzas perpendiculares al eje de la boquilla:

F ≤100 lbf por pulgada de diámetro de boquilla nominal.

3) Para fuerzas de tensión paralelas al eje de la boquilla en la descarga y succión superiores ≤ 4 in. NPS (100

mm):

F ≤ 100 lbf por pulgada de diámetro de boquilla nominal.

b) Las limitaciones de momento de flexión en la boquilla (impuesta en la brida de la boquilla desde una tubería

externa) no deberá exceder de los datos de la siguiente formula:

M = S × Z

Donde:

M = limite del momento flexor de la boquilla lbf-in. (N.m)

S = Limite de esfuerzo tensor en la boquilla, psi, equivalente al mas pequeño de:

1) Bombas de acero al carbón y aleación: 0.75 Sh or D5.1 S

h psi (bar)

2) Bombas de acero fundido: 0.75 Sh or, D18000psi (bar)

Sh = esfuerzo caliente permisible para el material del cuerpo de la bomba,

psi (esfuerzos en ANSI B31.3 Apéndice A, Tabla 1)


263

D = Diámetro nominal tubería, in. (mm)

Z = Modulo de sección del tubo, in.3

; (mm3

) para tubos de diámetro D, y grosor equivalente a:

1) Bridas ANSI Clase 400 o menores: cedula estándar.

2) Bridas ANSI Clase 600 o mas grandes: cedula extra fuerte.

Notas:

En cálculos usando términos del el sistema internacional SI para fuerzas en boquillas (F) y momentos en boquillas

(M).

Para los incisos a) y b) anteriores:

Los equivalentes aceptables términos especificados son

Termino especificado Aceptable equivalente métrico

F≤200, lbf/in. F≤ 35.6, N/mm

F≤100, lbf/in. F≤ 17.8, N/mm

M. lbf in M. N.m

D5.1 Sh. psi D26.0 S

h.N/mm

2

D18000, psi D3100 ,N/mm2

Sh. psi No cambia use ANSI B 31.3 values, psi

D. in (25) × in. = mm

Z. in3

(1.65 × 10-5

) × in3

= m3

c) Limites de momentos combinados. Para la ilustración mostrada abajo, los momentos combinados de las

reacciones de tuberías externas sobre boquillas para bombas horizontales, no deberán exceder de lo siguiente:

Para calculo en unidades (SI)

Σ Mx = 3.0 W ft-lb Σ M

x = 8.9 W N.m

Σ My = 2.0 W ft-lb Σ M

y = 6.0 W N.m

Σ MZ = 1.5 W ft-lb Σ M

Z = 3.0 W N.m

Donde: Donde:

Mx = momento mínimo en plano Y-Z W es 454 kg

My = momento en plano X-Z

MZ = momento en plano X-Y

W = peso de la bomba sola, lb

W mínimo es 1.000 lb en este calculo.


264

En cada dirección de coordenadas, los momentos combinados incluirán las reacciones de momento de la tubería en

esa dirección desde todas las boquillas de la bomba, también con los momentos resultantes desde las fuerzas de

tuberías resueltos en relación al centro de la carcasa de la bomba.

Sistema de Coordenadas

Desviaciones permitiendo cargas mas altas requieren aprobación del ingeniero del propietario. Tal aprobación será

basada en una prueba enviada por el vendedor de la bomba que especifica la deflexión del acoplamiento de la

bomba que no se puede exceder.

Los limites de fuerza y momento pueden ser incrementados 50% para reacciones que ocurran solo cuando una

bomba no esta operando: por ejemplo., el caso de una bomba ociosa (instalada como auxiliar) o una condición

durante el cual el equipo le falta vapor.

El uso de una base mas rígida y ensamble de soporte para bombas horizontales deberá ser evaluado como una

alternativa para una localización de tubería revisada, cuando los cálculos indiquen que los limites de momentos

combinados en la tubería serian excedidos.

Los ensambles de soportes mas rígidos tendrán la característica de que el limite de desplazamiento de flecha,

medido en el cople es 0.005 pulgadas (0.13 mm) :

2X (designación): Dos veces los momentos combinados permisibles

4X (designación): Cuatro veces los momentos combinados permisibles

Para bombas en línea, las fuerzas en la tubería deberán ser determinadas con la bomba considerada como un

segmento regido pero no anclado del sistema de tubería.

Los efectos del peso de la tubería y las fuerzas de fricción debidos a la expansión térmica deberán ser incluidos en la

evaluación de las cargas en las boquillas de la bomba.

base curso elemental de diseño de tuberías industriales volumen 3

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