Caso de estudio basado en Métodos y Normas Vigentes
Resumen
Los códigos y normas de diseño ASME y API para equipos presurizados, establecen las reglas para el diseño, fabricación, inspección y pruebas de recipientes, sistemas de tuberías y tanques de almacenamiento nuevos. Estos códigos no consideran el hecho de que los equipos se degradan mientras están en servicio y que las deficiencias debido a este proceso de degradación o las presentadas desde su fabricación original, puedan suscitarse en inspecciones subsecuentes.
La Práctica Recomendada API 579-1/ASME FFS-1 proporciona a la industria petroquímica un compendio de métodos para la evaluación de la integridad estructural de equipos que contienen defectos o daños identificados, asimismo comprende la evaluación de las condiciones metalúrgicas y los análisis de las tensiones para indicar con mayor precisión si el equipo es apto para su servicio de operación previsto o por el contrario el defecto de fabricación o deterioro en servicio amenazan su integridad mecánica. Dichos análisis ofrecen una base sólida para establecer decisiones y permitir que el componente siga funcionando como está o se deben alterar sus variables operacionales, reparar, monitorear o reemplazar el equipo.
Uno de los componentes más importantes en plantas de Cloro, son los recipientes de almacenamiento fabricados en acero al carbono. Especialmente aquellos que almacenan ácido sulfúrico concentrado debido a que se corroen moderadamente cuando está en contacto con este compuesto químico, el uso de este material para el diseño ha sido una opción económica para el almacenamiento de estos ácidos a temperaturas ambiente. Sin embargo, al no ser protegidos adecuadamente pueden incurrir en una corrosión- erosión acelerada.
Palabras Clave: Integridad Mecánica, Corrosión – Erosión, Mecanismo de Deterioro, Confiabilidad, Vida Remanente, Ciclo de Vida.
1. Introducción
La decisión de intervenir o reemplazar oportunamente un determinado equipo representa uno de los elementos fundamentales en la Gestión de Mantenimiento y Confiabilidad en la industria Petroquímica, Gas y Petróleo. Una intervención o reemplazo postergado más tiempo del razonable puede elevar los costos de producción debido a una serie de problemas fáciles de identificar.
A partir de la configuración conceptual antes expuesta, se diría que el objetivo fundamental de este trabajo es la aplicación del estándar API 579 a un activo físico, con características físicas similares a los recipientes horizontales de almacenamiento de Ácido Sulfúrico fabricados de acuerdo con la ASME Sección VIII, División 1, donde se considera la presión de diseño de 345 kPa (50 psig) o incluso por debajo de 100 kPa (15 psig).
2 Marco conceptual
2.1 Integridad Mecánica
Es una filosofía de trabajo que tiene por objeto garantizar que todo equipo de proceso sea diseñado, procurado, fabricado, construido, instalado, operado, inspeccionado, mantenido, y/o reemplazado oportunamente para prevenir fallas, accidentes o potenciales riesgos a personas, instalaciones y al ambiente, todo esto utilizando los criterios basado en data histórica, normas y regulaciones organizacionales, nacionales e internacionales como OSHA, ASME, ANSI, ISO, API, NACE, NOM, PAS 55 entre otras (Reliability & Risk Management).
2.2 Confiabilidad
Probabilidad de que un equipo o sistema cumpla adecuadamente con la función requerida ante condiciones especificas, durante un periodo de tiempo dado. (ISO 14224).
2.3 Causa de la Falla
Circunstancias durante el diseño, la fabricación o el uso, las cuales han conducido a una falla. El estándar enfatiza que, para la identificación de las causas de una falla, se necesita realizar una investigación exhaustiva por medio de un Análisis Causa Raíz de Fallas para descubrir los factores físicos, humanos y organizacionales fundamentales, que pudieran ocasionarla.
Según el estándar ISO 14224 las causas de fallas pueden ser englobadas en 5 categorías:
- Relacionadas al diseño
- Relacionadas a la fabricación e Instalación
- Relacionada a la operación o mantenimiento
- Relacionadas a la organización o gerencia
- Otras
2.4 Falla Funcional
Es la terminación de la habilidad de un sistema, equipo o parte para realizar una función requerida. (ISO 14224).
2.5 Mecanismo de Deterioro
Proceso físico, químico o de cualquier otra índole que ha llevado a la ocurrencia de una falla funcional. (ISO 14224).
2.6 Modo de Falla
Es la apariencia, manera o forma como un componente de un sistema se manifiesta por sí misma. Es la manera observada de falla. (ISO 14224).
3. Normas aplicables
Aplicable para realizar estudio de integridad en recipientes a presión, tanques de almacenamiento y tuberías. Construidos bajo las siguientes Normas o Códigos:
- ASME SECCIÓN VIII, DIVISIÓN I Y II
- ASME SECCIÓN I
- ASME/ANSI B 31.3
- ASME/ANSI B 31.1
- API 650
- API620
4. Metodologías de evaluación
Los procedimientos estipulados en esta norma permiten determinar la integridad actual del componente respecto a un estado de deterioro específico, así como la proyección de su vida remanente.
4.1. Niveles de evaluación
- Nivel I – Inspector o Ingeniero
- Nivel II- Ingeniero
- Nivel III- Ingeniero Especialista
4.2. Estructura de la norma API 579
Está dividida en 10 secciones y para el caso de estudio será considerada la Sección 5: Evaluación de pérdida de espesor localizada, como se muestra en la figura 1.
5. Caso de Estudio Basado en Métodos y Normas Vigentes
La plantas de Cloro utilizan como materia prima la sal omún de la cual mediante un proceso de descomposición electrolítica, se obtiene cloro (Cl2), soda cáustica (NaOH) e hidrógeno (H2). El gas cloro proveniente de las celdas electroquímicas está saturado con vapor de agua, la cual es removida en las Torres de Secado mediante la utilización de ácido sulfúrico concentrado siendo este producto químico un eficaz deshidratador de la corriente de producción de Cloro.
Un tanque horizontal, el cual presta servicio para el almacenamiento de ácido sulfúrico al 98%, presentó una condición de deterioro en la superficie externa. Producto del derrame de ácido sulfúrico diluido proveniente de una línea de Ø 1-1/2” ubicada en la plataforma superior al tanque. Este derrame ocasionó un ataque localizado provocando un deterioro (adelgazamiento) progresivo del material contenedor del compuesto químico, tal y como se muestran en la Fotografía 1 frente a esta formulación era necesario evaluar exhaustivamente la integridad operacional del recipiente, recurriendo al método de evaluación para adecuación de servicio API 579.
Es importante mencionar que la inspección se realizó con el recipiente en servicio, ya que se debe mantener la inyección constante de Ácido Sulfúrico a las torres de secado de Cloro. Las mediciones de profundidad del defecto se tomaron con ayuda de un PIT GAGE Manual.
Paso 1. Determinar los planos de inspección circunferencial y longitudinal del defecto.
Paso 2. Determinar los espesores mínimos Circunferenciales y Longitudinales, en cuerpos cilíndricos.
a) Esfuerzo circunferencial cuando P ≤ 0.385SE y tminC ≤ 0.5R (Juntas longitudinales). Se determina mediante la Ecuación 1.
Dónde:
P = Presión de diseño
R = Radio interior
S = Valor del esfuerzo del material
E = Eficiencia de la junta
tc= Espesor de pared
b) Esfuerzo longitudinal cuando P ≤ 1.25SE y tminL ≤ 0.5R (Juntas circunferenciales). Se determina mediante la Ecuación 2.
Dónde:
tsl = Espesor requerido para cargas suplementarias.
Es importante mencionar que el cálculo de los espesores mínimo circunferencial arrojo el siguiente resultado:
Paso 3. Determinar el espesor de pared (tc) y el espesor uniforme de la zona de daño (trd) establecida por las mediciones en el momento de la inspección. Se determinan mediante las Ecuaciones 3 y 4.
Paso 4. El cálculo del espesor remanente Rt. Se realiza empleando la Ecuación 5.
Paso 5. Cálculo del parámetro de longitud (λ). Se realiza empleando la Ecuación 6.
Donde el diámetro se determina empleando la Ecuación 7, de la siguiente forma:
Paso 6. Determinar el Factor (Mt) considerando el parámetro de defecto longitudinal (λ) y el espesor remanente (Rt) para carcasas cilíndricas, cónicas y esféricas (Ver Tabla 5.2 de la API 579-2016).
Nota: Es muy probable que se deba realizar una interpolación, debido a que los valores no son del todo preciso.
Paso 7. Comprobación de los criterios de aceptación para el tamaño del defecto utilizando las Ecuaciones 8, 9 y 10.
Nota: Se debe comprobar que los resultados arrojados cumplan con los tres criterios de aceptación del Nivel 1 de la norma API 579-2016.
Paso 8. Se debe determinar si chequear el criterio para un defecto tipo Ranura (Groove) o si es aplicable a una categoría de área local delgada (LTA).
Paso 9. Determinar el factor de resistencia remanente. Se realiza empleando la Ecuación 11.
Paso 10. Determinar si la extensión longitudinal del defecto (λ) es aceptable. Mediante la figura 2.
Habiendo calculado el espesor remanente Rt=0,55 y la longitud del defecto λ=1,15. Ubicamos los valores en la Figura 5.6 de API 579-2016. Donde el resultado indica que la longitud del defecto es inaceptable se debe recalcular la presión de trabajo máxima admisible MAWPr (Nivel 2).
Paso 11. Recalcular la presión de trabajo máxima admisible (MAWPr) tanto circunferencial como longitudinal, utilizando las Ecuaciones 12 y 13.
Una vez calculado la presión de trabajo máxima admisible tanto circunferencial como longitudinal, debemos tomar el mínimo valor.
Paso 12. Calculado factor de resistencia restante basado en la extensión meridional de la LTA y el factor de resistencia restante admisible. Si RSF <RSF, el MAWP reducido puede ser calculado usando la Ecuación 14.
La extensión longitudinal del defecto es aceptable. Sin embargo, es importante evaluar la extensión circunferencial del defecto.
Paso 13. A partir de la CTP circunferencial, se determina (λc) utilizando la Ecuación 15.
Paso 14. Comprobar los siguientes criterios.
Paso 15. Calcular el factor de resistencia a la tracción utilizando la Ecuación 16.
Paso 16. Habiendo calculado el espesor remanente Rt=0,55 y la longitud del defecto circunferencial λc =2,06. Ubicamos los valores en la Figura 5.8 y Tabla 5.4 de API 579-2016. Donde el resultado indica que la longitud del defecto es aceptable y el espesor remanente Rt es mayor que el Rt_mínimo 0,2.
6. Resultado Preliminar
El resultado de la evaluación realizada mediante la norma API 579 – 2016 concretamente con la Sección 5: “Evaluación de pérdida de espesor localizado”. Arrojó que el defecto es considerado aceptable mediante los criterios establecidos en el Nivel 1. Sin embargo, es de hacer notar que al calcular el valor de la longitud del defecto en sentido circunferencial (λc =2,06) revela un deterioro creciente (adelgazamiento) por corrosión en comparación con el valor calculado en sentido longitudinal. Por lo antes mencionado se recomendó entregar el recipiente a mantenimiento programado a corto plazo, con el firme propósito de conocer el grado de deterioro ocasionado por el derrame de ácido sulfúrico diluido. Es importante mencionar una vez más que la inspección del recipiente se realizó en servicio por ser un activo físico necesario para el funcionamiento del área de secado de Cloro.
7. Resultado Final
Debido a la recomendación emitida en el análisis de integridad mecánica realizada con API 579-2016. Se entrega a mantenimiento el recipiente. La primera recomendación fue aplicar limpieza por chorro abrasivo metal blanco (SSPC-SP5) a toda la superficie externa del tanque. Prestando mayor atención en la zona evaluada con API-579.
Hallazgo: Se localizó defecto tipo Ranura en sentido circunferencial de hasta 1,2 metros de longitud y 8,5 milímetros de profundidad. Asimismo, se evidenció áreas con picaduras localizadas cercanas a discontinuidades estructurales (cordones de soldadura circunferenciales). Es importante mencionar que la longitud de la pérdida de metal es mucho mayor que la anchura.
8. Conclusiones
Gracias a la evaluación realizada en servicio al recipiente de almacenamiento de ácido sulfúrico al 98% mediante API 579 – 2016, se evitó una falla catastrófica que pudo haber generado alto riesgo al personal, ambiente e instalación, por tal motivo se definieron las acciones correctivas necesarias para restablecer la confiabilidad y continuidad operacional del recipiente.
Es muy importante acotar que los procedimientos de la Sección 5, pueden usarse para evaluar los componentes sujetos a pérdidas de metal local por corrosión / erosión y daño mecánico que superan o prevé exceder la tolerancia a la corrosión antes de la siguiente inspección programada. La pérdida de metal local puede ocurrir en la superficie interior o exterior del componente. Los tipos de defectos que se caracterizan como pérdida de metal local se definen de la siguiente manera: a) Pérdida de metal local (LTA), b) Defecto tipo Ranura y c) Defecto tipo Surcó.
En el caso particular de estudio mediante la aplicación de API 579 a un activo físico, se sospechó primeramente a la pérdida de metal local (LTA) como primera opción debido a las características del defecto observado en la inspección visual inicial. Desde luego habiendo realizado la evaluación con el recipiente en servicio y asumiendo la condición de alto riesgo al personal evaluador. No obstante, el resultado arrojado de la intervención del equipo muestra que el defecto es del tipo Ranura debido a las características presentadas en la fotografía 2.
En la opinión particular de los autores, los resultados esperados en una estimación cuantitativa realizada a un determinado equipo en servicio son sumamente importantes, ya que muestra al evaluador un panorama significativo de los posibles daños presentes en equipos con ciertas características físicas situados en la industria Petroquímica. Es cierto que se deben establecer condiciones necesarias para realizar una inspección integral de un determinado equipo, pero ésta metodología permite mitigar sin lugar a dudas la incertidumbre, ya que esta representa un fenómeno muy complejo y que se puede definir como el conjunto de todas las posibilidades que pueden ocurrir en un momento dado frente a uno o varios eventos en la realidad física y que por una determinada o indeterminada cantidad de factores presentes puede alterarse un resultado esperado.
9. Referencias y Lecturas Complementarias.
a. API 579-1/ASME FFS-1, June 2016. Fitness-For-Service.
b. ISO 55000 Asset Management — Overview, Principles and Terminology, 2014.
c. NACE SP0294-2006 Práctica estándar. Diseño, Fabricación e Inspección de Sistemas de Tanques de Almacenamiento para Ácido Sulfúrico Concentrado Fresco y Procesado a Temperaturas Ambientales.
d. Edgar Fuenmayor. Análisis de Reemplazo de un Activo Basado en Costos de Ciclo de Vida. Revista Confiabilidad Industrial Nº 11. Venezuela. 2011. www.confiabilidad.com.ve
e. Edgar Fuenmayor, José Duran y Luís Sojo: ‘Decisión de Reemplazo o Reparación de un Equipo’, 2011. www.gestionpas55.com.
