API RP-572-01-(Esp.).pdf

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Texto completo

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Inspección de Recipientes a Presión (Torres,

Cilíndricos, Reactores, Intercambiadores de

Calor, y Condensadores)

Segmento de Abajo

PRÁCTICA RECOMENDADA 572

SEGUNDA EDICIÓN, FEBRERO 2001

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NOTAS ESPECIALES

Las publicaciones del API tratan necesariamente los problemas de una naturaleza general. Con respecto a las circunstancias particulares, de la localidad, del estado, y las leyes y regulaciones federales deben ser revisadas.

El API no tiene la responsabilidad de resolver los deberes de patrones, fabricantes, o proveedores para advertir y entrenar correctamente y proveer a sus empleados, y otros riesgos expuestos, referentes a salud y precauciones de seguridad, ni la responsabilidad de sus obligaciones bajo las leyes locales, estatales, o federales.

La información referente a seguridad y riesgos de salud y las precauciones apropiadas con respecto a los materiales y las condiciones particulares se deben obtener del patrón, del fabricante o proveedor de ese material, o la hoja de datos del material de seguridad.

Nada contenida en cualquier publicación del API debe ser interpretada como conceder el derecho, implícitamente o de otra manera, para la fabricación, la venta, o el uso de cualquier método, aparato, o producto cubierto por patente de letras. Ni una ni otra cosa contenida en la publicación debe ser interpretada como el aseguramiento de cualquier persona contra la responsabilidad por la infracción de la patente de letras.

Generalmente, los estándares del API se repasan y se revisan, reafirmados, o retirados por lo menos cada cinco años. A veces una extensión de tiempo de uno hasta dos años será agregada a este ciclo de revisión. Esta publicación no será más larga en cinco años efectivos después de su fecha de publicación como un estándar del API operativo o, donde se ha concedido una extensión, sobre la re-publicación. Las condiciones de la publicación se pueden comprobar desde el segmento en sentido descendiente del API [teléfono (202) 682-8000]. Un catálogo de las publicaciones y de los materiales del API es publicado anualmente y trimestralmente puesto al día por el API, 1220 L Street, N.W., Washington, DC 20005.

Este documento fue elaborado bajo procedimientos de la estandardización del API que aseguran la notificación y la participación apropiadas en el proceso de desarrollo y se señala como estándar del API. Preguntas referentes a la interpretación del contenido de este estándar o comentarios y de las preguntas referentes a los procedimientos bajo los cuales este estándar fue desarrollado debe ser dirigido en escribir al encargado de la estandardización, instituto americano del petróleo, 1220 L calle, N.W., Washington, DC 20005. Pedir el permiso para reproducir o traducir todos o cualquier parte del material publicado, además debe dirigirse al encargado general.

Los estándares del API se publican para facilitar la amplia disponibilidad de las prácticas de ingeniería y de operación sanas. Estos estándares no están previstos para evitar la necesidad de aplicar el juicio sano de la ingeniería en relación con cuando y donde estos estándares serán utilizados. La formulación y la publicación de los estándares del API no se piensan de alguna manera para inhibir cualquier persona por usar algunas otras prácticas.

Cualquier equipo o materiales de la marca del fabricante en conformidad con los requisitos de la marca de un estándar del API son solamente responsables por acatar con todos los requisitos aplicables de ese estándar. El API no representa, no autoriza, ni garantiza que tales productos sean hechos conforme al estándar aplicable del API.

Todos los derechos reservados. Ninguna parte de este trabajo se puede reproducir, almacenar en un sistema de recuperación, o transmitir por cualquier medio electrónico, mecánico, fotocopiar, registrar, o de alguna otra manera, sin el permiso anticipado por escrito del editor.

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INTRODUCCIÓN

Esta práctica recomendada cubre la inspección de los recipientes para presión. Se basa en el conocimiento y la experiencia acumulada de los ingenieros y de otras persona en la industria petrolera.

La información contenida en esta publicación fue presentada previamente como el Capítulo VI y Capítulo VII de la guía para la Inspección de Equipos en Refinerías. La información en esta práctica recomendada no constituye y no se debe interpretar como código de reglas, de regulaciones, o de prácticas seguras mínimas. Las prácticas descritas en esta publicación no piensan suplantar otras prácticas que se han probado satisfactoriamente, ni es esta publicación prevista para desalentar la innovación y la originalidad en la inspección de refinerías. Se les recuerda a los usuarios de esta práctica recomendada que ningún libro o manual es tomado como substituto para el juicio de una responsabilidad, sino una persona calificada.

Las publicaciones del API se pueden utilizar por cualquier persona que desea hacerla. Cada esfuerzo ha sido hecho por este Instituto para asegurar la exactitud y la confiabilidad de los datos contenidos en ellos; sin embargo, este Instituto no hace ninguna representación, garantía, o garantía con respecto a esta publicación y expresa negar por este medio cualquier responsabilidad o responsabilidad de la pérdida o del daño resultado por su uso o de la violación de cualquier regulación federal, estado, o municipal con la cual esta publicación podría estar en conflicto.

Las revisiones sugeridas se invitan y se deben someter al encargado de la estandardización, Instituto Americano del Petróleo, 1220 L Street, N.W., Washington, DC 20005.

INFORMACIÓN IMPORTANTE CON RESPECTO AL USO DE MATERIALES DE

ASBESTOS O NO CONVENCIONALES

El asbesto es especificado o recomendado para ciertos componentes del equipo descrito en algunos estándares del API. Ha sido de utilidad extrema en la reducción los riesgos de incendios asociados al proceso del petróleo. También ha sido un material universal de sello, compatible con la mayoría de los servicios de fluidos de refinación. Ciertos efectos adversos serios de salud se asocian al asbesto, entre ellos las enfermedades serias y a menudo fatales como el cáncer de pulmón, asbestosis, y la mesotelioma (un cáncer de pecho y de los revestimientos abdominales). El grado de exposición al asbesto varía con el producto y las prácticas que implica el trabajo. Consulte la edición más reciente de la Occupational Safety and Health Administration (OSHA), el departamento de los EE.UU. en el trabajo, el estándar ocupacional de seguridad y de la salud para el asbesto, Tremolito, Anthophyllite, y Actinolite, código 29 de la sección 1910.1001 de las regulaciones federales; la agencia de protección del medio ambiente de los EE.UU., estándar nacional para el asbesto, de la emisión código 40 de regulaciones federales secciona 61.140 a 61.156; y la regla de la agencia de protección del medio ambiente de los EE.UU. (EPA) en requisitos de etiquetado y la prohibición puesta en fase de los productos del asbesto (secciones 763.160-179). Hay actualmente funcionando y en desarrollo un número de materiales substitutos para reemplazar el asbesto en ciertos usos. Los fabricantes y usuarios están fomentando para desarrollar y utilizar los materiales substitutos eficaces que puedan cubrir las especificaciones, y los requisitos de operacionales de, el equipo a los cuales ellos lo aplicarían. LA INFORMACIÓN DE LA SEGURIDAD Y LA SALUD CON RESPECTO A PRODUCTOS O MATERIALES PARTICULARES SE PUEDE OBTENER A TRAVÉS DEL EMPLEADOR, FABRICANTE O SURTIDOR DE ESE PRODUCTO O MATERIAL, O LA HOJA DE DATOS DE SEGURIDAD DEL MATERIAL.

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CONTENIDOS

1 ALCANCE 2 REFERENCIAS 3 DEFINICIONES

4 TIPOS DE RECIPIENTES PARA PRESIÓN 4.1 Descripción

4.2 Métodos de Construcción 4.3 Materiales de Construcción 4.4 Equipo Interno

4.5 Usos de los Recipientes para Presión 5 ESTÁNDARES DE CONSTRUCCIÓN 6 INSPECCIÓN DEL MANTENIMIENTO 7 RAZONES DE LA INSPECCIÓN 8 CAUSAS DEL DETERIORO

8.1 General

8.2 Mecanismos de la Corrosión 8.3 Cambios Metalúrgicos y Físicos 8.4 Material Defectuoso

8.5 Fabricación Defectuosa

9 MÉTODOS DE INSPECCIÓN Y SUS LIMITACIONES 9.1 Factores que Regulan la Frecuencia de la Inspección 9.2 Oportunidades de la Inspección

9.3 Programa de la Inspección

9.4 Reglas Alternativas para los Recipientes de Exploración y Producción 10 MÉTODOS DE INSPECCIÓN Y SUS LIMITACIONES

10.1 General

10.2 Precauciones de Seguridad y Trabajo Preparatorio 10.3 Inspección Externa

10.4 Inspección Interna

10.5 Métodos de Medición del Espesor

10.6 Métodos Especiales para Detectar Defectos Mecánicos 10.7 Cambios Metalúrgicos y Análisis “en sitio” de los Metales 10.8 Prueba

10.9 Límite de los Espesores 11 MÉTODOS DE REPARACIÓN 12 REGISTROS E INFORMES

12.1 Registros 12.2 Informes

APÉNDICE A—INTERCAMBIADORES

APÉNDICE B—FORMATOS DE REGISTROS DE MUESTRAS Figuras:

1—Recipiente Revestido con Inoxidable Tipo 316 2—Recubierta con Soldadura Metálica

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4—Métodos Principales de Forros en Banda

5—Forro Refractario Reforzado para Líneas y Válvulas Corredizas 6—Tolvas de Almacenaje Catalítico

7—Cilíndricos Horizontales 8—Esféricos

9—Esferoides Horton (nodo) 10—Torres y Cilíndricos de Proceso 11—Regenerador de Fluido Catalítico 12—Corrosión Bajo Esfuerzo Cáustico

13—Corrosión Grafítica Severa de la Tapa del Cabezal Flotante 14—Deszincificación Tipo Tapón

15—Deszincificación Tipo Capa

16—Placa de Fluxerías Obstruida por el Crecimiento Marino 17—Placa de Fluxería Corroída Bajo el Crecimiento Marino 18—Corrosión Interna del Recipiente

19—Erosión

20—Surcos del Condensado de la Fluxería en Área Adjunta a la Placa de Fluxería 21—Corrosión Intergranular

22—Daño Térmico y de Presión 23—Agrietamiento por Fatiga en Boquilla

24—Instalación y Cimentación de Intercambiadores 25—Deterioro Severo de los Pernos del Ancla

26—Método de Obtención de las Mediciones del Perfil del Recipiente 27—Picaduras en un Conducto

28—Grieta en Soldadura del Cuerpo

29—Internos del Reactor Catalítico—Ciclones 30—Ampollamiento por Hidrógeno

31—Corte Transversal del Ampollamiento por Hidrógeno que Muestra Varios Tipos de Propagación de Grietas 32—Método de Lengüeta de Corrosión para Determinar la Pérdida del Metal en Forros de Recipientes 33—Deterioro de la Lámina Protectora

34—Deterioro del Forro Refractario Embaldosado

35—Pasos en el Uso del Equipo Especial para la Prueba de Fluxerías Individuales A-1—Fluxería Rolada Adecuadamente

A-2—Tipo de Paquete de Fluxería para Calentador de Tanque A-3—Intercambiadores Enfriados por Aire

A-4—Serpentines de Doble Línea de Fluxerías para Servicio de Limpieza

A-5—Calentador de Tanque de Succión con Todo Pero el Extremo Delantero Cerrado; la Boquilla de Succión del Cuerpo Cerrado en el Extremo Opuesto

A-6—Fluxerías Tipo Aleta en Serpentines de Doble Fluxería A-7—Intercambiador Tipo Placa

A-8—Fluxerías Desgastadas por los Bafles

A-9—Ataque de la Erosión-Corrosión en los Extremos de las Fluxerías A-10—Partes del Intercambiador de Calor

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Inspección de Recipientes a Presión

(Torres, Cilíndricos, Reactores, Intercambiadores de Calor, y Condensadores)

1 Alcance

Esta Práctica Recomendada (RP) abarca la inspección de recipientes para presión. Incluye una descripción de los varios tipos de recipientes para presión y los estándares de su construcción y mantenimiento. Abarca las razones para la inspección, causas del deterioro, frecuencia y métodos de la inspección, métodos de reparación, y preparación de registros e informes. La operación segura está acentuada.

2 Referencias

Las ediciones más recientes de los estándares, códigos, y prácticas recomendadas siguientes, por la importancia especificada aquí, deben formar parte de esta práctica recomendada.

API

IRE, Cap. II—Guía para la inspección de Equipos de Refinería, Condiciones por el Deterioro Causante o Fallas (fuera de diseño, ser reemplazada de acuerdo a PR 571, actualmente bajo desarrollo)

Std 510—Código para Inspección de Recipientes para Presión, Inspección para Mantenimiento, Valoración, Reparación y Modificación

RP 574—Prácticas de Inspección para Componentes de Sistemas de Líneas de Tuberías

RP 575—Inspección de Tanques de Almacenamiento Atmosférico y de Baja Presión

RP 576—Inspección de Dispositivos para Alivio de Presión

RP 579—Convenienciapara el Servicio

Std 660—Cuerpo y Fluxerías de Intercambiadores de Calor para Servicios Generales en Refinería Std 661—Intercambiador de Calor Enfriado con Aire para

Servicios Generales en Refinería

Publ 938—Un Estudio Experimental de Causas y la Reparación del Agrietamiento de Equipo de Acero de 1 ¼ Cr-1/2 Mo

Publ 939—Información de las Investigaciones Sobre la Caracterización y Monitoreo del Agrietamiento en el Servicio del H2S Húmedo

RP 941—Aceros para Servicio con Hidrógeno a Temperaturas y Presiones Elevadas en Refinerías Petroleras y en Plantas Petroleras

RP 945—Evitar el Agrietamiento por el Ambiente en los Aceros al Carbono en las Unidades de Amina Publ 2214—Propiedades de Chispas de Ignición de las

Herramientas de Mano

Publ 2217A—Pautas para el Trabajo en Espacios Inertes Confinados en la Industria Petrolera

ASME1

Código para Caldera y Recipiente para Presión, Sección VIII, “Recipientes para Presión”

NB2

NB-23—Código de Inspección del Consejo Nacional

TEMA3

Estándares de la Asociación de Fabricantes de Intercambiadores Tubulares

WRC4

Boletín 411—Un estudio experimental de las Causas y la Reparación del Agrietamiento en Equipo de Acero de 1 ¼ Cr-1/2 Mo

3 Definiciones

Para los propósitos de esta publicación, se aplican las siguientes definiciones:

3.1 CBA: Corrosión bajo Aislamiento, la cual incluye el

agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo debajo del aislamiento.

3.2 Defecto: En uso en los IND, un defecto es una

imperfección de un tipo o magnitud que excede el criterio de aceptación.

3.3 Inspector: Un inspector autorizado en el recipiente para

presión

3.4 Jurisdicción: Una administración de regulación

constituida legalmente que puede adoptar las reglas relacionadas a los recipientes para presión.

3.5 Operación: Recipientes para presión que contengan

cualquier cantidad de fluido de proceso.

3.6 LP: Pruebas con líquidos penetrantes.

3.7 Recipientes para Presión: Un contenedor que está

dentro del alcance de la Sección VIII del Código ASME para Caldera y Recipiente para Presión y está sujeto a una presión de diseño externa o interna mayor a 15 lbf/pulg.2 (103 kPa).

3.8 Ingeniero del Recipiente para Presión: Una o más

personas u organizaciones aceptables para el propietario-usuario quienes son eruditos y experimentados en las disciplinas de la ingeniería asociadas con la evaluación mecánica y las características del material que afecta la integridad y la fiabilidad de los recipientes para presión. El ingeniero del recipiente para presión, a través de la consulta con los especialistas adecuados, debe ser visto como un componente de todas las entidades necesarias para tratar correctamente un requisito técnico.

3.9 Propietario-Usuario: Un operador de recipiente para

presión quien controla las maniobras sobre la operación, ingeniería, inspección, reparación, modificaciones, pruebas, y la reclasificación de aquellos recipientes para presión

1ASME International, Three Park Avenue, New York, New York 100016-5990,

www.asme.org.

2National Board of Boiler and Pressure Vessel Inspectors, 1055 Crupper Ave,

Columbus, Ohio 43229, www.nationalboard.com.

3Tubular Exchanger Manufacturers Association, 25 North Broadway, Tarrytown,

New York 10591, www.tema.org.

4Welding Research Council, ThreePark Avenue, 27th Floor, New York, New York

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3.10 Reparación: Una reparación es el trabajo necesario

para restaurar un recipiente para presión a una condición adecuada para la operación segura bajo las condiciones del diseño. Si cualquiera de los cambios restaurativos da lugar en un cambio de temperatura o presión, los requisitos para la reclasificación también deben ser satisfactorias. Cualquier operación de soldadura, corte, o esmerilado sobre un componente del recipiente para presión que está presionado no es considerado específicamente una modificación sino como una reparación.

3.11 Reclasificación: Un cambio en cualquiera o en ambas,

la temperatura de diseño o/y la máxima presión de trabajo permisible de un recipiente para presión. Una reclasificación puede consistir en un aumento o disminución, o una combinación de ambas. La reclasificación por debajo de las condiciones originales del diseño puede usarse como un medio para proporcionar permiso adicional a la corrosión.

3.12 Fragilidad del Temple: Una pérdida de ductilidad y de

dureza por muesca en aceros de baja aleación sensibles (por ejemplo, 1 ¼ Cr y 2 ¼ Cr) causada por la prolongada exposición al servicio a alta temperatura [entre 700F a 1070F (371C a 577C)].

3.13 Puntos de Medición del Espesor (PME): Son las

áreas designadas sobre el recipiente para presión donde las inspecciones periódicas y las mediciones de espesores son realizadas

3.14 UT: Prueba Ultrasónica

3.15 PHPMF: Prueba Húmeda con Partícula Magnética

Fluorescente.

4 Tipos de Recipientes para Presión

4.1 DESCRIPCIÓN

Un recipiente para presión es un contenedor diseñado para resistir la presión interna o externa. Los recipientes para presión pueden ser construidos de acuerdo con el Código ASME Calderas y Recipientes para Presión, Sección VIII, otros códigos de recipientes para presión reconocidos, o los aprobados por la jurisdicción. Típicamente estos recipientes están sujetos a una presión de operación externa o interna mayor que 15 lbf/pulg2 (103 kPa). La presión externa en un recipiente se puede causar por un vacío interno o por una presión del fluido entre una camisa externa y la pared del recipiente. Los recipientes expuestos a presión interna son normalmente inspeccionados de la misma manera como los que están sometidos a la presión interna. Las columnas, torres, cilíndricos, reactores, intercambiadores de calor, condensadores, enfriadores de aire, disparos, esferas, y acumuladores son tipos comunes de recipientes para presión industriales. [Ver Apéndice A para una introducción a intercambiadores. Los recipientes para almacenamiento sometidos a presiones arriba de 15 lbf/pulg.2 (103 kPa) son incluidos en API RP 575].

Los recipientes para presión están diseñados en varias formas. Pueden ser cilíndrico (con cabezales planas, cónicas, toricónicas, torisféricas, semielípticas, o semiesféricas), esférica, esferoide, semieliptica, encajonado (con cabezales rectangulares planas o placas cuadradas, tal como los que se utiliza para los calentadores de los intercambiadores enfriados por aire), o lobulado. Pueden ser de construcción por módulos.

Los recipientes cilíndricos, incluyendo los intercambiadores y condensadores, pueden ser horizontales o verticales y se pueden soportar por columnas de aceros, faldas de placas cilíndricas, o salientes en placa unidos al cuerpo. Los recipientes esféricos son normalmente soportados por columnas de acero unido al cuerpo o por faldas. Los recipientes esferoides son soportados parcial o completamente reclinándose sobre el piso. Los recipientes encamisados son los construidos con una envoltura o cuerpo exterior que forma un espacio entre sí mismo y el cuerpo principal.

4.2 MÉTODOS DE CONSTRUCCIÓN

Antes del desarrollo de la soldadura, el remache fue el método más común de la construcción. Las costuras fueron traslapadas y remachadas, o empalmadas con correas al extremo y después el remache. Para prevenir la fuga, los bordes de las costuras y los cabezales a remachar fueron calafateados. En temperaturas altas, fue más difícil mantener este calafateo ajustado. Después se desarrolló la técnica de la soldadura, una gota ligera de soldadura fue aplicada para calafatear los bordes. Aunque algunos recipientes de este tipo aún pueden encontrarse en las refinerías antiguas, este método de construcción se usa pocas veces hoy en día.

Hoy, varios métodos diferentes se utilizan para construir recipientes para presión. La mayoría de los recipientes para presión son construidos con uniones soldadas.

Los anillos del cuerpo son hechos generalmente de placas roladas a temperatura elevada o ambiental. El cilindro es formado para soldar los extremos de la placa rolada juntos. Esto produce un cilindro con una soldadura longitudinal.

El forjado en caliente es otro método de hacer los recipientes cilíndricos. Algunos fabricantes de recipiente utilizan el desarrollo de los anillos cilíndricos del cuerpo para el forjado en caliente para los recipientes de alta presión, los recipientes de pared considerable tales como los usados para los reactores del hidrotratador o del hydrocracker. Este método no produce una costura longitudinal en el cilindro.

En el método de múltiples capas, la sección cilíndrica está compuesta de un número de cilindros concéntricos finos fabricados juntos, uno sobre el otro, hasta obtener el espesor deseado. La construcción de múltiples capas se utiliza a veces para los reactores y los recipientes de pared considerable sometidos a alta presión.

4.3 MATERIALES DE CONSTRUCCIÓN

El acero al carbono es el material más común usado para construir los recipientes para presión. Para los propósitos especiales, una aleación austenítica o ferrítica, aleación 400, níquel, titanio, aleaciones altas con níquel o el aluminio disponibles pueden ser utilizados. El cobre y las aleaciones de cobre (excepto la aleación 400) rara vez se utilizan en recipientes de refinerías pero se pueden encontrar en recipientes de plantas petroquímicas.

Los materiales utilizados para construir las diversas piezas de los intercambiadores se seleccionan para manejar con seguridad el servicio y la carga de calor requeridos. Se seleccionan los materiales que resistirán lo más económicamente posible el tipo de corrosión esperado.

Los cuerpos del intercambiador generalmente se hacen de acero al carbono pero se pueden hacer de una aleación resistente

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Figura 1—Recipiente Revestido con Inoxidable Tipo 316

Figura 2—Recubierta con Soldadura Metálica

a la corrosión o revestido con un material resistente a la corrosión. Los conductos y los bafles del intercambiador se hacen de acero al carbono o de un material conveniente de aleación resistente, generalmente similar al material de los tubos.

Las fluxerías para los paquetes del intercambiador pueden ser de una variedad de materiales. Donde el agua se utiliza como medio de enfriamiento o condensado, se hacen generalmente de aleaciones basados en cobre o acero. El titanio se puede utilizar en aplicaciones de agua de mar. Donde el intercambio es entre dos hidrocarburos diferentes, los tubos se pueden hacer de acero o de una aleación conveniente que sea resistente a la corrosión. Los tubos, que consisten de una capa interna de un material y una capa externa de otro material diferente, pueden en algunos casos requerirse para resistir los dos medios corrosivos diferentes.

Las placas para fluxería para los paquetes del intercambiador se hacen de una variedad de materiales. Donde el agua es el medio de enfriamiento o condensado, se hacen generalmente de latón o de acero naval. El titanio se puede utilizar en aplicaciones de agua de mar. Donde el intercambio de calor entre dos hidrocarburos, las placas para fluxería pueden constituirse de acero o de una aleación conveniente que sea resistente a la

corrosión. En alguno los casos puede ser necesario poner de un lado de la placa para fluxería con un material diferente con la otra cara para que pueda resistir dos medios corrosivos diferentes.

Si el acero al carbono no resistiera la corrosión o la erosión esperada o causara la contaminación del producto, pueden forrarse con otros metales o no metales. Un recipiente forrado es generalmente más económico que uno construido de un material sólido resistente a la corrosión. Sin embargo, cuando el recipiente para presión operara a una temperatura alta, una presión alta, o ambas, los aceros de aleación sólidos pueden ser necesarios y económicos.

Los forros metálicos son instalados de varias maneras. Pueden ser una parte integral en el rolado de la placa del material o vinculada por explosión antes de la fabricación del recipiente. Puede en cambio separarse de las láminas de metal sujetadas al recipiente por medio de la soldadura. El metal resistente a la corrosión también puede aplicarse a las superficies del recipiente por varios procesos de revestimiento con soldadura. Los forros metálicos se pueden hacer de una aleación ferrítica, aleación 400, níquel, plomo, o de cualquier otro metal resistente al agente corrosivo.

Los forros no metálicos se pueden utilizar para resistir la corrosión y la erosión o para aislar y reducir la temperatura en las paredes de un recipiente para presión. Los materiales no metálicos más comunes para revestir son concreto reforzado, ladrillo ácido, material refractario, material aislante, ladrillo o bloque de carbón, caucho, cristal, y plástico. Las Figuras 1 al 4 muestran varios métodos de aplicación de forros metálicos. La Figura 5 muestra un forro refractario reforzado para las líneas del regenerador y las válvulas de diapositiva.

4.4 EQUIPO INTERNO

Muchos recipientes para presión no tienen ningún interno. Otros tienen internos tales como bafles, bandejas de distribución de tubería, rejillas de embalaje tipo malla o banda, apoyos de la cama del catalizador, ciclones, carretes de tubo, boquillas rociadoras, cojinete desempañante, líneas enfriadas con agua. Los esferoides grandes pueden tener apoyo y enlace interno, y la mayoría de los recipientes vacíos tienen cualquiera de los anillos atiesadores externos o internos. Algunos recipientes para presión tienen intercambiadores de calor o recalentadores situados en el área más baja del cuerpo.

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Figura 4—Métodos Principales de Forros en Banda

Los intercambiadores tienen paquetes de fluxerías internas con bafles o placas de soporte, los cuales varían con el servicio y carga de calor en que el intercambiador se diseñó para manejarse. Las mamparas de paso están instaladas generalmente en los conductos y algunas veces en las tapas flotantes de la placa para fluxería para proporcionar el flujo de paso múltiple en las fluxerías. El flujo a través del cuerpo puede ser de un solo paso, o se pueden instalar los bafles longitudinales para proporcionar pasos múltiples. El desviador usado en el cuerpo determina la localización y el número requerido de boquillas del cuerpo. Las Figuras A-10 y A-11 del Apéndice A muestran varios arreglos de conductos y de bafles de los cuerpos. Con frecuencia, se coloca un bafle de choque o una placa debajo de la boquilla de entrada del cuerpo para prevenir el choque del fluido que entra sobre las fluxerías.

4.5 USOS DE LOS RECIPIENTES PARA PRESIÓN

Los recipientes para presión se utilizan en la mayoría de los procesos en una refinería o planta petroquímica. Se utilizan para controlar los fluidos de proceso. Un recipiente para presión se puede utilizar como un reactor térmico o reactor catalítico para controlar el cambio químico requerido por el proceso; tanto una fraccionadora separa varios componentes producidos en la reacción; como un separador que separar gases, químicos, o catalizador de un producto; como un cilíndrico se agita para los líquidos; como una unidad de tratamiento químico; como un cilíndrico colocado para permitir la separación de un producto químico de un producto tratado; como un regenerador para restaurar un catalizador o un producto químico a sus características originales; o como un intercambiador, condensador, enfriador, u otro tipo de recipiente para cualesquiera de los otros propósitos varios. Las Figuras 6 al 11 ilustran varios tipos de recipientes para presión.

5 Estándares de Construcción

A principios de 1930, la mayoría de los recipientes para presión no sometidos al fuego, para las refinerías fueron construidos al diseño y a las especificaciones del usuario o del fabricante. Más adelante, la mayoría de los recipientes para presión en los EE.UU. fueron construidos conforme al Código API/ASME para Recipientes para Presión No Sometido al Fuego para Petróleo Líquido y Gas, o para la Sección VIII del Código ASME. La publicación del Código API/ASME para Recipientes

para Presión No Sometido al Fuego para Petróleo Líquido y Gas, fue descontinuada el día 31 de diciembre de 1956, y no se utiliza más para los recipientes nuevos.

Figura 5— Forro Refractario Reforzado para Líneas y Válvulas Corredizas

La Sección VIII del Código ASME se divide en dos partes. La Sección VIII, División 2 del Código ASME proporciona alternativa y reglas más rigurosas para el diseño, fabricación, e inspección de los recipientes, que los encontrados en la Sección VIII, División 1, del mismo código. La mayoría de los recipientes para presión, para refinerías de EE.UU. ahora se construyen conforme a la edición más reciente de la Sección VIII, División 1, del Código ASME.

Algunos recipientes para alta presión se diseñan y se construyen de acuerdo con las especificaciones de la Sección VIII, División 2, del Código ASME.

En los EE.UU., los intercambiadores y los condensadores de calor son diseñados y construidos de acuerdo con el Código ASME; Estándares de TEMA, Estándares 660 y 661 de API. (Otros países pueden tener requisitos de diseño del equipo aparte del ASME, TEMA, y API.)

Ambas Divisiones 1 y 2 de la Sección VIII del Código ASME exigen al fabricante de un recipiente que tenga un sistema de control de calidad. Antes de que el fabricante pueda obtener un certificado de autorización de ASME, debe proporcionar un manual escrito, y el sistema debe ser implementado. El sistema

(A) Filete a Tope (B) Banda a Tope

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del control de calidad requiere la documentación detallada de las examinaciones, pruebas, y datos de diseño con respecto al recipiente y proporcionar una historia de la construcción del recipiente. Esta documentación puede ser útil al evaluar los recipientes en servicio.

Los materiales de las listas del Código ASME que se pueden utilizar para la construcción, dan fórmulas para el espesor calculado, proporcionan reglas sobre métodos de fabricación, y especifican los procedimientos para probar los recipientes terminados. La inspección se requiere durante la construcción y la prueba de recipientes. El código también prescribe las calificaciones de las personas que realizan las inspecciones de la construcción.

Después de que un inspector de construcción calificado certifica que un recipiente se ha construido y probado según los requisitos del Código ASME, el fabricante está facultado para estampar sobre el recipiente el símbolo apropiado del Código ASME El símbolo estampado sobre un recipiente para presión es un aseguramiento que el recipiente ha sido diseñado, construido, probado, e inspeccionado según los requisitos del Código ASME.

Figura 6— Tolvas de Almacenaje Catalítico

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Figura 8—Esféricos

Algunos estados y ciudades, y muchos países tienen leyes excepto las regulaciones del Código ASME (y de otros códigos) que gobiernan el diseño, construcción, prueba, instalación, inspección, y reparación de los recipientes para presión usados en sus localidades. Estos códigos pueden reemplazar los requisitos mínimos de los Códigos ASME (y otros códigos).

6 Inspección del Mantenimiento

Los códigos de construcción son revisados periódicamente al mismo tiempo que los diseños de los recipientes para presión mejoran y en el momento en que los materiales de nueva construcción llegan a estar disponibles. Un recipiente para presión debe conservarse de acuerdo a los requisitos del código bajo el cual fue diseñado y construido. Si se reclasifica, debe ser mantenido según los requisitos del código bajo el cual fue reclasificado. Un inspector en refinería debe familiarizarse no sólo con las ediciones más nuevas sino también con las ediciones anteriores de los códigos y con otras especificaciones bajo las cuales algo de los recipientes que él inspeccionó fueron construidos. El inspector también debe familiarizarse con algunas regulaciones que gobierna la inspección [incluyendo las regulaciones de ciudad, condado, parroquia, provincia, estado o nacional (tal como la OSHA5)] y el mantenimiento de los

recipientes para presión en refinería. El inspector debe estar al corriente de los contenidos del API 510 y de NB-23, donde sean aplicables.

7 Razones de la Inspección

7.1 GENERAL

Las razones básicas de la inspección son para determinar la condición física del recipiente y determinar el tipo, índice, y las causas del deterioro. Esta información se debe documentar cuidadosamente después de cada inspección. Con tales datos, la seguridad puede mantenerse, el período de operación sin un paro puede extenderse, el índice del deterioro a veces puede reducirse, y los requisitos futuros de la reparación y de reemplazo pueden ser estimados.

Figure 9—Esferoides Horton (nodo)

5Occupational Safety and Health Administration, 200 Constitution Avenue, N.W.,

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Figura 11—Regenerador de Fluido Catalítico

7.2 SEGURIDAD

Las inspecciones periódicas programadas pueden revelar las condiciones que pudieron dar lugar a una emergencia o al paro no programado, una fisura o aún una falla del recipiente si no fue corregido.

7.3 CONTINUIDAD

La inspección periódica puede conducir a un programa de mantenimiento bien planeado. Los índices de corrosión y las tolerancias restantes de corrosión determinados por la inspección son las bases normales para el reemplazo pronosticado o las necesidades de reparar. Estas predicciones proporcionan un mantenimiento planeado y la continuidad de la operación y ayuda a garantizar una planta confiable y segura.

7.4 CONFIABILIDAD

Las inspecciones externas realizadas mientras el equipo está en operación usando instrumentos acústicos, ultrasónicos, o radiográficos u otras técnicas no destructivas pueden revelar información importante sin requerir la entrada dentro del equipo. Los defectos tales como fisuras, grietas, instalación incorrecta de piezas, líneas tapadas, vibración indebida, ruidos inusuales, y otras evidencias de mal funcionamiento se pueden encontrar. Si estos síntomas se analizan correctamente y son tomados los pasos correctivos, mejorará la confiabilidad total de las operaciones.

8 Causas del Deterioro

8.1 GENERAL

El deterioro es posible en todas las superficies del recipiente en contacto con cualquiera de una amplia gama de compuestos

orgánicos e inorgánicos, con agua contaminada o natural, con vapor o con la atmósfera. La forma del deterioro puede ser electroquímica, química, mecánica, o una combinación de los tres. El deterioro se puede acelerar por temperatura, esfuerzo, vibración, choque, o alta velocidad o irregularidad del flujo. El API IRE Capítulo II, cubre este tema detalladamente. Además de una discusión de los modos del deterioro, los métodos relevantes de inspección para los modos específicos de deterioro se aplican en esta sección cuando sea necesario. Los comentarios adicionales sobre los métodos de inspección también se discuten en la sección 10.

8.2 MECANISMOS DE LA CORROSIÓN

La corrosión es la primera causa del deterioro en un recipiente para presión y puede ocurrir en cualquier parte del recipiente. La severidad del deterioro es influenciada por la resistencia a la corrosión de los materiales de construcción. Esta sección subraya éstos mecanismos y los detalles adicionales se pueden encontrar en el API IRE Capítulo II.

Muchos de los contaminantes del petróleo y productos químicos manejados en las unidades de proceso reaccionan con los metales, la cual es una manera de causar la corrosión. Algunas corrientes de proceso pueden causar erosión. En algunas operaciones, ocurren la erosión y la corrosión. Cuando esto sucede, las pérdidas en el espesor del metal a menudo son muy superiores a las pérdidas estimadas por los efectos separados de la corrosión y la erosión. En general las pérdidas del metal ocurren generalmente durante un tiempo. Los registros exactos de tales pérdidas son muy importantes porque es de tales registros que los intervalos apropiados de la inspección y la vida prevista del equipo están determinados. Sin embargo, las pérdidas del metal no son siempre constantes, sino son en función de las variables tales como el contenido de sal y sulfuro en los petróleos crudos, químicos, cáusticos, ácidos inorgánicos, ácidos orgánicos, agua (especialmente agua con un pH bajo), depósito o químicos celulares del ataque utilizados en la refinación, y temperaturas y presiones de operación. Esto es esencial, por lo tanto, que el inspector esté generalmente enterado de la operación cotidiana del equipo y que él restablezca los índices de pérdida del metal a intervalos frecuentes.

La Figura 12 muestra agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo causado por un cáustico. La Figura 13 muestra una corrosión grafítica severa de la tapa del cabezal flotante. Las Figuras 14 y 15 muestran la deszincificaión tipo tapón y tipo capa de los tubos del intercambiador. Las Figuras 16 y 17 muestran obstrucción por el crecimiento marino y corrosión en la parte de abajo.

8.2.1 Corrosión Bajo el Aislamiento (CBA)

La inspección externa de los recipientes aislados debe incluir una revisión de la integridad del sistema de aislamiento para las condiciones que podrían inducir a la CBA así como sus señales en el proceso. Las fuentes de humedad se puede incluir: lluvia, escapes de agua, condensación, sistemas de inundación, y torres de enfriamientos. Las formas más comunes de CBA son corrosiones localizadas del acero al carbono y el agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo por cloruro en aceros inoxidables austeníticos. Esta sección proporciona las pautas para identificar las áreas potenciales de CBA para la inspección. La magnitud de un programa de inspección de CBA puede variar dependiendo del

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Figura 12—Corrosión Bajo Esfuerzo Cáustico

Figura 13—Corrosión Grafítica Severa de la Tapa del Cabezal Flotante

clima local y del recubrimiento aplicado al metal. En lugares marinos las áreas más calientes pueden requerir un programa muy activo, mientras que en lugares de medio continente con enfriador, secador, pueden no necesitar un programa tan extensa. Ciertos recipientes aislados son potencialmente más susceptibles a la CBA, incluyendo:

a. A aquellos expuestos a la bruma rociada de las torres de agua de enfriamiento.

b. A aquellos expuestos a los respiraderos de vapor. c. A aquellos expuestos a los sistemas de inundación. d. A aquellos propensos a derrames en el proceso o al ingreso de humedad o de vapores de ácidos.

e. A recipientes de acero al carbono, incluyendo unos aislados para la protección del personal, operando entre 25°F (-4°C) y 250°F (121°C). La CBA es particularmente agresiva donde las temperaturas de operación causan la condensación y la reevaporación frecuentes o continuos de la humedad atmosférica.

f. A los recipientes de acero al carbono que funcionan normalmente en servicio sobre 250°F (121°C), pero están en servicio intermitente.

g. A recipientes de acero inoxidable austenítico que operan entre 150°F y 400°F (66°C y 204°C) (susceptible al agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo del cloruro).

Figura 14—Deszincificación Tipo Tapón

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Figura 16—Placa para Fluxería Obstruida por el Crecimiento Marino

Figura 17—Placa para Fluxería Corroída Bajo el Crecimiento Marino

h. A recipientes con el aislamiento, capas y/o embalajes deteriorados. Protuberancias o manchas del aislamiento o del sistema de fundas o abrazaderas desaparecidas (las protuberancias pueden indicar la acumulación del producto de la corrosión).

i. A recipientes susceptibles al daño físico del recubrimiento o del aislamiento, de ese modo expone al recipiente al medio ambiente.

j. En la terminación del aislamiento en las bridas y otros componentes de tubería.

k. Al aislamiento dañado o que falta el forro.

l. Las costuras del forro del aislamiento situadas en la tapa del recipiente o traslapado y sellado incorrectamente el forro del aislamiento.

m. La terminación del aislamiento en un recipiente vertical. n. El calafateo la cual ha endurecido, separado, o falta. Varios métodos están disponibles para inspeccionar para saber si hay daño por CBA. Éstos incluyen el retiro del aislamiento, la inspección visual, y la radiografía del perfil. Más nuevos métodos para detectar CBA incluye la radiografía en tiempo real, métodos electromagnéticos, y métodos ultrasónicos de alcance largo (referidas como ondas guiadas). Además, técnicas para las áreas de pantalla para el daño potencial de CBA incluyen la detección de la humedad en el aislamiento y la termografía.

8.2.2 Erosión y Corrosión/Erosión

La erosión se puede definir como la eliminación del material superficial por la acción de numerosas colisiones individuales de partículas sólidas o líquidas, o cavitación. Puede ser caracterizada por estrías, agujeros redondeados, ondas, y valles en un patrón direccional. La erosión está generalmente en áreas del flujo turbulento por ejemplo en cambios de la dirección o corriente abajo de boquillas o de válvulas donde la vaporización puede ocurrir. El daño por la erosión se aumenta generalmente en flujos con cantidades grandes de partículas sólidas o líquidas y de altas velocidades. Este tipo de corrosión ocurre en áreas de alta velocidad y de alta turbulencia. Los ejemplos de los lugares a examinar incluyen:

a. Aguas abajo de las válvulas de control, especialmente donde está ocurriendo el destello o la cavilación.

b. Aguas abajo de orificios.

c. Aguas abajo de las descargas de la bomba.

d. En cualquier punto del cambio de dirección del flujo, tal como bafles del choque.

Generalmente la erosión es localizada, pero a veces es muy general, y por consiguiente puede ser difícil detectarlo visualmente. Las grandes áreas erosionadas tienen un aspecto brillante, reluciente y parecen lisos e irregulares. Las áreas erosionadas localizadas son probables a ocurrir donde en funcionamientos cambian la dirección o son restringidas, tales como las conexiones de orificios, de boquillas de entrada y salida del recipiente, de rejillas, de aireación, de termopares, de boquillas de vapor, de internos del separador ciclónico, de sellos de rejilla, de internos del intercambiador, de bafles de choque, y de columnas de mezclados.

Una combinación de la corrosión y de la erosión (corrosión/erosión) da lugar a la pérdida perceptiblemente mayor del metal que se puede esperar por la corrosión o por la erosión solos. La corrosión/erosión puede ocurrir en boquillas contrarias en la parte más baja de los fraccionadores de fluidos catalíticos agrietando a la unidad. Las Figuras 18 y 19 ilustran la corrosión y erosión. La Figura 20 ilustra un canal de condensado de un tubo de intercambiador en área adjunta a una lámina de tubo; también muestra una combinación de erosión y de corrosión. El API IRE, Capítulo II, habla sobre la erosión/corrosión detalladamente.

Este tipo de corrosión ocurre en áreas de alta velocidad y alta turbulencia. Los ejemplos de lugares para inspeccionar incluyen: a. Aguas abajo de las válvulas de control, especialmente donde está ocurriendo el destello o la cavitación.

b. Aguas abajo de orificios.

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Figura 18—Corrosión Interna del Recipiente

d. En cualquier punto del cambio de dirección del flujo, tal como bafles del choque.

Las áreas bajo sospechas en recipientes se pueden inspeccionar usando los métodos de inspección no destructivos (IND) apropiados que rendirán datos de espesor sobre un área amplia, tal como el ultrasonido y exploración, la exploración electromagnética, y perfiles radiográficos. Los métodos más nuevos incluyen método de perfil con láser y método de flujo de la fuga.

En los tubos de la caldera y del intercambiador de calor, las áreas bajo sospechas se pueden inspeccionar usando los métodos apropiados de IND que cuantifican el espesor, tal como el método ultrasónico, corriente eddy, corriente eddy de campo lejano, y de profilométrico en láser. Además, el recorrido acústico (similar a la tecnología del radar) se puede utilizar para detectar discontinuidades.

8.2.3 Agrietamiento Debido al Medio

Los materiales del recipiente en construcción se seleccionan normalmente para resistir las varias formas de agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo. Algunos recipientes pueden ser susceptibles al agrietamiento por el ambiente debido a las condiciones alteradas del proceso, la corrosión bajo aislamiento, la condensación inesperada, o la exposición al sulfuro de hidrógeno húmedo o carbonatos. Los problemas con el agrietamiento por el medio se han experimentado en regiones de alta dureza, áreas de alto esfuerzo, o ambas.

Los ejemplos de estos problemas incluyen:

a. El agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo por cloruro de los aceros austeníticos debido a la humedad y los cloruros debajo del aislante. Muchas veces, no habría corrosión general. El esfuerzo residual y el esfuerzo aplicado deben ser considerados.

Figura 19—Erosión

La concentración del esfuerzo induce al agrietamiento bajo el esfuerzo de tensión. Los ciclos subsecuentes pueden aumentar el agrietamiento para la falla.

b. El agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo por el ácido politiónico de los aceros sensitizado de aleación austenítico debido a la exposición del sulfuro/humedad/oxígeno. Esta corrosión se encuentra normalmente durante los paros. Observándose seca la superficie, libre de aire o alcalino con soluciones de sosa en ceniza son todos los métodos posibles de control.

c. El agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo cáustico (conocido a veces como fragilidad cáustica). Dependiendo de la aleación, el agrietamiento puede ocurrir en las soldaduras u otros puntos de esfuerzo alto cuando las temperaturas sean sobre 400°F (204°C). La Figura 15 ilustra esta condición.

d. El agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo de la amina en recipientes no relevados por esfuerzo. El API RP 945 proporciona los detalles de estos mecanismos para los aceros al carbono expuestos al servicio de la amina.

e. Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo del carbonato en los sistemas alcalinos.

f. El agrietamiento bajo esfuerzo por el ácido sulfhídrico húmedo, el agrietamiento es inducido por el hidrógeno, además del ampollamiento. El API Publ 939 proporciona los detalles de estos mecanismos.

Cuando el inspector sospecha o se le avisa que recipientes específicos pueden ser susceptibles al agrietamiento por el medio, debe programar inspecciones suplementarias. Tales inspecciones pueden tomar la forma de IND superficial, tal como líquido penetrante o prueba húmeda de partícula magnética fluorescente (LP o PHPMF) o la examinación ultrasónica (por ejemplo, haz recto o angular). Otros métodos de corriente eddy son disponibles para la detección de grieta superficial y próxima a la superficie. En algunos casos, la prueba de emisión acústica puede ser apropiada como un método de investigación.

Figura 20—Surcos del Condensado de la Fluxería en Área Adjunta a la Placa de Fluxería

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8.2.4 Corrosión Debajo del Forro y de Depósitos

Si los recubrimientos externos o internos, forros refractarios, y forros resistentes a la corrosión están en buenas condiciones, y no hay razón de sospechar una situación de deterioro debajo de ellas, generalmente no es necesario quitarlas para la inspección del recipiente.

La eficacia de los forros resistentes a la corrosión es grandemente reducida debido a roturas o agujeros en el forro. Los forros se deben inspeccionar por la separación, roturas, agujeros, y ampollas. Si cualquiera de estas condiciones se conoce, puede ser necesario quitar porciones del forro interno para investigar la eficacia del forro y la condición del metal debajo del forro. Alternativamente, la inspección por exploración ultrasónica desde la superficie externa se puede utilizar sobre ciertos tipos de forros, tales como la explosión del revestimiento vinculado o revestimiento cubierto de soldadura, para medir el espesor de pared y para detectar la separación, los agujeros, y las ampollas.

Los forros refractarios pueden desgarrarse o agrietarse en servicio con o sin causar ningún problema significativo. La corrosión debajo de los forros refractarios puede dar lugar a la separación y al inflado del refractario. Si se infla o se separa del forro refractario se detecta, entonces las porciones del refractario se pueden quitar para permitir la inspección del metal debajo del refractario. Alternativamente, la exploración ultrasónica del espesor se puede hacer desde la superficie externa del metal. La termografía puede también ser útil en la detección del deterioro del refractario o forro.

Donde los depósitos de operación, tales como el coque, están presentes sobre una superficie del recipiente, es particularmente importante determinar si tales depósitos tienen corrosión activa debajo de ellos. Esto puede requerir una inspección cuidadosa en áreas seleccionadas. Los recipientes más grandes deben tener los depósitos quitados en las áreas críticas seleccionadas para la examinación del punto. Los recipientes más pequeños pueden requerir que los métodos de IND, tales como la radiografía o la examinación externa de la exploración ultrasónica sean realizados en áreas seleccionadas.

8.2.5 Agrietamiento por Fatiga

El agrietamiento por fatiga de recipientes puede resultar desde excesivo esfuerzos cíclicos que a menudo están bien bajo de resistencia a la cedencia estática del material. En algunos casos, el agrietamiento se puede inducir a través de la presión, sean mecánicas, o esfuerzos térmicos. El daño se puede caracterizar como fatiga de bajo ciclo donde los esfuerzos cíclicos máximos impuestos se aproximan a la resistencia a la cedencia del material, o como fatiga de alto ciclo donde los esfuerzos cíclicos impuestos son significativamente menores que la resistencia a la cedencia del material. En las soldaduras circunferenciales de los cilíndricos de coque, el inicio del agrietamiento bajo el ciclo de la fatiga a menudo se relaciona directamente con el número de ciclos de calentamiento inicial/enfriamiento final experimentados. La vibración excesiva del equipo que rota o la vibración inducida por el flujo pueden causar daño por alto ciclo de fatiga. Una categoría especial de agrietamiento por fatiga se refiere como fatiga por corrosión. Esto ocurre bajo la acción simultánea de la corrosión y los esfuerzos cíclicos. El agrietamiento observado en recipientes del desaereador es un ejemplo típico de la fatiga por corrosión. Típicamente el agrietamiento por fatiga primero se puede detectar

en los puntos de esfuerzos altos localizado tales como las áreas sometidas a vibración alta, soldaduras con demasiada cresta, y en los accesorios internos o externos. Los sitios donde los metales que tengan diferentes coeficientes de expansión térmica están unidos por soldadura pueden ser susceptibles a la fatiga térmica. Los métodos preferidos de IND para detectar el agrietamiento por fatiga incluyen la prueba con líquido penetrante, prueba con partícula magnética, prueba con corriente eddy, y examinación ultrasónica con haz angular. Ver API 570 para las consideraciones de fatiga en relación con las conexiones enroscadas. La emisión acústica se puede también utilizar para detectar la presencia de grietas que son activadas por las presiones o los esfuerzos de la prueba generadas durante la prueba.

Es importante para el propietario-usuario y el inspector entender que el agrietamiento por fatiga sea la probable causa de la falla del recipiente antes de su detección con cualquier método de IND. De los ciclos por fatiga requeridos para producir la falla, la amplia mayoría son requeridos para iniciar el agrietamiento y los ciclos relativamente pocos son requeridos para propagar la grieta para la falta. Como tal, el diseño y la instalación para prevenir el agrietamiento por fatiga son importantes.

Las fuerzas mecánicas pueden hacer que un recipiente falle u opere ineficazmente a menos que la disposición adecuada para las fuerzas se haya hecho. El choque térmico (la Figura 22 muestra el daño térmico y de presión), los cambios cíclicos de temperatura, la vibración (la Figura 23 muestra el agrietamiento por fatiga causado por la vibración), la presión excesiva surge por cualquier causa, y las cargas externas son ejemplos de las fuentes y de las fuerzas mecánicas. Las grietas, las protuberancias, la distorsión, y el derrame en el equipo interno son muestras visuales de la aplicación de las fuerzas mecánicas. La IRA, Capítulo II, habla sobre las fuerzas mecánicas detalladamente.

8.2.6 Agrietamiento por Deslizamiento (Termofluencia)

El deslizamiento (termofluencia) es dependiente en tiempo, temperatura, y esfuerzo. El daño por el deslizamiento puede ser difícil de detectar hasta que el daño significativo haya ocurrido. El agrietamiento es acelerado por la interacción del deslizamiento/fatiga cuando las condiciones de operación en el alcance del deslizamiento sean cíclicas. Atención particular se debe dar a las áreas de alta concentración de esfuerzo. Si se encuentran temperaturas excesivas, la propiedad mecánica y los cambios microestructurales en los metales también pueden ocurrir. Estos cambios debilitan permanentemente al equipo. Un ejemplo donde el agrietamiento por el deslizamiento (termofluencia) se ha experimentado en la industria es en los aceros de 1 1/4Cr a 900°F (482°C). Los métodos de IND adecuados para detectar el agrietamiento por deslizamiento en las últimas etapas del daño incluyen el líquido penetrante, partícula magnética, examinación ultrasónica, radiografía, y metalografía en el sitio. La emisión acústica también se puede utilizar para detectar la presencia de grietas que son activadas por las presiones o las tensiones de prueba generadas durante la prueba.

8.2.7 Ataque del Hidrógeno a Alta Temperatura

Algunas operaciones de la refinación implican el uso o la producción del hidrógeno a temperaturas y presiones altas. En

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estas condiciones, el hidrógeno molecular se disocia del hidrógeno activo y así puede penetrar en la microestructura de un metal. El agrietamiento puede resultar a partir de una sobre fatiga. La susceptibilidad al ataque aumenta con el aumento del contenido de carbono. Los aceros de grano grueso son más susceptibles al ataque que los aceros de grano fino. El API RP 941 presenta los límites seguros para operar con el uso de diversos aceros para el servicio del hidrógeno. El Boletín 411 de WRC (la referencia recíproca API Publ 938) proporciona los detalles adicionales sobre la causa del agrietamiento en los aceros de 1 1/4Cr-1/2Mo en las temperaturas sobre 800°F (427°C). Los métodos ultrasónicos tales como el método de la retrodispersión acústica, el método de proporción de la velocidad, análisis de frecuencia del espectro, y hacer un promedio espacial son útiles para la detección del ataque a alta temperatura del hidrógeno. Estos métodos requieren transductores y equipo especiales. Las réplicas superficiales de la superficie interna del recipiente son también apropiadas.

8.2.8 Corrosión a Alta Temperatura del Sulfuro

En ausencia del agua, los índices de corrosión son relativamente bajas en el metal a temperaturas menores de 450°F (232°C). La composición exacta del petróleo bruto, y en particular el contenido del reactivo sulfuro, serán un factor importante que determina el índice de la corrosión. La corrosión a alta temperatura del sulfuro es manifestada típicamente por un despilfarro general del material. Los métodos de inspección discutidos en 8.2.2 son apropiados para detectar la corrosión sulfídica.

8.2.9 Interface Tierra-Aire (T-A)

La inspección a nivel debe incluir la verificación de las mediciones por daño del recubrimiento y la profundidad de la picadura. Si se observa una corrosión significativa, las mediciones del espesor y la excavación pueden requerirse para valorar si la corrosión está localizada en la interfase T/A o puede estar más adentro del sistema enterrado. Las lecturas del espesor en las interfaces T/A pueden exponer al metal y acelerar la corrosión, en caso de que los recubrimientos y los envolventes no fueron restaurados correctamente. Si el sistema enterrado tiene protección catódica satisfactoria según lo determinado por el monitoreo, se requiere la excavación solamente si hay evidencia de daño del recubrimiento o del envolvente. Si el recipiente enterrado está sin recubrimiento a nivel, la consideración debe darse para excavar de 6 a 12 pulg. (15 a 50 cm.) de profundidad para determinar el potencial para el daño oculto. Los recubrimientos que están en buenas condiciones típicamente no se deben quitar para la inspección por daño.

En las interfases concreto-aire y asfalto-aire para los recipientes enterrados sin protección catódica, el inspector debe buscar evidencia de que el calafateo o el sello en la interfase se han deteriorado y ha permitido el ingreso de la humedad. Si tal condición existe en sistemas por encima de los diez años, puede ser necesario inspeccionar si hay corrosión debajo de la superficie antes de resellar la junta. Cuando los recipientes parcialmente enterrados son inspeccionados internamente para determinar la corrosión externa, los métodos de inspección discutidos en 8.2.2 son apropiados para detectar la corrosión externa en las interfases T/A. La información adicional sobre interfases de T/A se puede encontrar en API 570.

8.2.10 Corrosión Biológica

Ciertos organismos primitivos vivos pueden influenciar la corrosión en una de las maneras siguientes: influenciando directamente el índice de corrosión; permitiendo el desarrollo de un hábitat corrosivo en el metal; o produciendo las células de concentración electrolíticas que inducen a la corrosión por contacto o por hendidura.

Los microorganismos más importantes que influyen directamente el índice de corrosión metálica son las bacterias de sulfato reductoras encontradas en muchos suelos. Hay muchas especies y variedades de estas bacterias, pero todas tienen una característica común en que utilizan el hidrógeno para reducir el sulfato contenido en los suelos. La corrosión de los metales siempre resulta en el lanzamiento del hidrógeno en un cierto punto sobre la superficie del metal. Si este hidrógeno no se quita de alguna manera, forma una capa sobre el metal y reduce el índice de corrosión. La bacteria que reduce el sulfato consume este hidrógeno, de esta manera acelera el índice de la corrosión. La reducción del sulfato da lugar a la formación del ácido sulfhídrico; la cuál, a su vez, causa más corrosión. Este tipo de corrosión biológica puede dar lugar a las picaduras severas de recipientes subterráneos.

Los macroorganismos pueden causar corrosión por contacto o por hendidura. Las Figuras 16 y 17 muestran obstrucción con corrosión debajo del crecimiento marino. Durante las inspecciones internas, las superficies deben estar limpias para la inspección del recipiente. Durante inspecciones externas, los métodos de la inspección discutidos en 8.2.2 son apropiados para detectar el daño causado por la corrosión biológica.

8.3 CAMBIOS METALÚRGICOS Y FÍSICOS

Los metales del recipiente para presión se exponen a las condiciones de servicio que pueden causar cambios microestructurales o metalúrgicos en el metal. Estos cambios muchas veces afectan las propiedades mecánicas del metal y pueden resultar en agrietamiento u otro deterioro. Los cambios microestructurales pueden resultar desde el calentamiento y enfriamiento incorrectos del metal hasta los cambios químicos metalúrgicos en el metal. Los ejemplos de estos cambios son la grafitización, ataque a alta temperatura del hidrógeno, precipitación del carburo y corrosión intergranular (ver Figura 21), y fragilidad. Las descripciones más detalladas de los cambios metalúrgicos y físicos pueden encontrarse en API IRE, Capítulo II.

8.3.1 Descurburización

La descarburización se puede definir como la pérdida de carbono desde la superficie de una aleación ferrosa como resultado del calentamiento en un medio que reacciona con el carbono. En lo que se refiere al equipo para refinería, la descarburización es generalmente el resultado de la oxidación a alta temperatura restringida. Cuando el carbono se quita desde la superficie de un acero, la capa superficial se convierte a hierro casi puro, que da lugar a una resistencia a la tensión, una dureza, y una resistencia a la fatiga considerablemente baja. La apariencia de la capa descarburizada no es generalmente serio a menos que la fatiga sea un problema. Sin embargo, su incidencia en el equipo de operación es evidencia de que el acero se ha recalentado, y pueden también estar presentes otros efectos. La descarburización se puede encontrar solamente con la examinación metalúrgica. Para todos los propósitos prácticos, la

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Figura 21—Corrosión Intergranular

descarburación es limitada en el servicio de refinería para los aceros ferríticos, y se encuentra lo más a menudo posible en servicios de vapor y de hidrógeno.

8.3.2 Grafitización

Ciertos aceros ferríticos que operan por períodos largos de tiempo en la escala de 825°F hasta 1400°F (440°C hasta 760°C) pueden sufrir un tipo de cambio estructural llamado grafitización. Los aceros más susceptibles a la grafitización son los aceros al carbono y los aceros al carbono con ½ molibdeno. En esta escala de temperaturas, el carburo puede descomponerse en cristales de ferrita y en nódulos de grafito. La grafitización al azar distribuye los nódulos en todo el acero, la cual baja la resistencia a la tensión a temperatura ambiente, pero no afecta generalmente la resistencia al deslizamiento (termofluencia). La grafitización localizada resulta de la formación altamente concentrada del nódulo de grafito que puede conducir a la falla mecánica. La grafitización localizada ha sido la más frecuentemente encontrada en bandas estrechas en el límite de baja temperatura de la zona del metal matriz que fue afectada por el calor durante la soldadura. La metalografía "en sitio" es un método para detectar la grafitización.

8.3.3 Desaleación

La desaleación ocurre en ciertos sistemas del material/medio. Es caracterizado por la lixiviación selectiva de uno o más de los componentes de la aleación en el material. Hay tres formas comunes de desaleación que afectan ciertas aleaciones de cobre y se refiere como la deszincificación, la desaluminización, y la desniquelización. Cada forma de desaleación se refiere a la pérdida de la fase específica elemental desde la microestructura de la aleación (es decir, el zinc del latón, latones o bronces del aluminio, y níquel de aleaciones de cubre y níquel o de moneles).

La deszincificación puede ocurrir en las aleaciones de cobre y zinc (latones) que contienen menos del 85% de cobre cuando se utiliza en servicio para agua. El zinc se pierde en el latón y deja un residuo, reduciendo la resistencia mecánica del cobre restante. La deszincificación se puede localizar (por ejemplo en el ataque tipo tapón) o general (ataque tipo capa). Las Figuras 14 y 15 muestran la deszincificación tipo tapón y tipo capa de las fluxerías del intercambiador. La aleación de cobre y níquel están más propensos al ataque tipo capa. Las aleaciones de monel han experimentado la desaleación cuando están expuestas a los

Figura 22—Daño Térmico y de Presión

Figure

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