11ª

Ricardo Flores C.

Conferencia Mexicana de Pruebas No Destructivas

Jueves 20 de agosto 2015. 03:45 a 04:30 pm

11ª Conferencia Mexicana de Pruebas No Destructivas

CONTENIDO

1

•INTRODUCCIÓN

2

•ETAPAS DE EVALUACIÓN DE RECIPIENTES

3

•CÓDIGOS APLICABLES

4

•MECANISMOS DE DEGRADACIÓN (API-571)

5

•CÓDIGOS, NORMAS Y ESTANDARES DE EVALUACIÓN EN SERVICIO

6

•PROCESO DE INSPECCIÓN, INTERPRETACIÓN, EVALUACIÓN Y REPARACIÓN

7

•CORRELACIÓN ENTRE LOS CÓDIGOS DE EVALUACIÓN

8

•CASOS PRÁCTICOS

9

•CONCLUSIONES

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1

• INTRODUCCIÓN

Actualmente se están llevando a cabo campañas de inspección masivas de recipientes a presión en diversas instalaciones industriales, principalmente para determinar las condiciones mecánico-estructurales de los mismos y en base a eso establecer si pueden seguir en operación, requieren reparación, reclasificación o poner fuera de servicio. Al mismo tiempo, dar cumplimiento a los requisitos de seguridad para el funcionamiento de los recipientes sujetos a presión, recipientes criogénicos y generadores de vapor o calderas en los centros de trabajo, a fin de prevenir riesgos a los trabajadores y daños en las instalaciones,

de acuerdo a lo establecido a la NOM-020-STPS-2011. Para llevar a cabo esto, se requiere de una serie de actividades técnicas que van desde la revisión

de

la

documentación

del

historial

de

fabricación,

operación,

inspección,

mantenimiento y reparación. Se emplean diversos códigos y criterios para la inspección, interpretación y certificación, que demandan conocimientos y experiencia en materiales, soldadura, inspección y pruebas en la etapa de fabricación; END, mecanismos de daño, códigos de Inspección, evaluación, FFS, RBI, mecánica de la fractura en la Etapa de Servicio. Bajo estas condiciones los resultados serán técnicamente confiables.

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2

• ETAPAS DE EVALUACIÓN DE RECIPIENTES FABRICACIÓN E INSPECCIÓN.

Los códigos, estándares y normas establecen los requisitos de diseño, fabricación e inspección.



ANSI/API-6D



ISO 3183/ API 5L Petroleum and natural gas industries- Steel pipeline transportation systems.



API-1104



ASME Sec VIII Div. 1



ASME B31.3

ASME Code for Pressure Piping. - Chapter VI Inspection, examination and Testing.



AWS D1.1

Structural Welding code–Steel . 6. Inspection, 6.11 Non Destructive Testing.



ASTM

American Society of Testing Materials.

CALIDAD

SEGURIDAD

Specification for Pipeline Valves - 10.1 NDT Requirements.

Welding of Pipeline and Related Facilities - Section 6 Acceptance Standards for Non Destructive Testing. Rules for Construction of Pressure vessels - Inspection and Test. UG-103 Non Destructive Test.

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• EVALUACIÓN DE RECIPIENTES EN LA ETAPA DE FÁBRICACION. (CALIDAD)

NRF-028-PEMEX-2010, Diseño y Construcción de Recipientes a Presión. ASME Sec. VIII, Div. 1 Rules for Construction of Pressure vessels. •

Part UG: General requirements for all methods of Construction and all Materials.

•

Part UW: Requeriments for Pressure Vessels Fabricated by Welding.

•

UW-51: Radiographic examination of Welded joints.

•

Part UCS: Requeriments for Pressure Vessels Constructed of Carbon and Low Alloy Steels

•

Appendix 12: Ultrasonic examination of welds (UT) 12-3 Acceptance–Rejection Standards.

•

UCS-56: Requirements for Postweld Heat Treatment

•

UG-99: Standard Hidrostatic Test.

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• EVALUACIÓN DE RECIPIENTES EN LA ETAPA DE SERVICIO.

Fluido

Presión de operación

Etapas   

Fabricación Inspección Pruebas

Calidad

Servicio

Degradación

Temperatura de operación

Tiempo de servicio

Degradación

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3

• CODIGOS APLICABLES

 •

*: Recipientes Sujetos a Presión, Recipientes Criogénicos y Generadores de Vapor o Calderas - Funcionamiento - Condiciones de Seguridad.

•

: Evaluación de la Integridad Mecánica de Tuberías de Proceso y Recipientes a Presión en Instalaciones Marinas.

•

: Evaluación de la Integridad Mecánica de Tuberías y Equipos Estáticos.

•

Pressure Vessel Inspection Code: In-service Inspection, Rating, Repair, and Alteration.

•

Pressure Piping Inspection Code: Inspection, Repair, Alteration, and Rerating of Inservice Piping Systems.

•

• • • •

Tank Inspection, Repair, Alteration.

National Board Inspection Code. Repair of Pressure Equipment and Piping. Fitness-For-Service, FFS. Risk Based Inspection.

* Recipientes nuevos y en servicio.

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• MECANISMOS DE DEGRADACIÓN (API-571)

API RP – 571 DAMAGE MECHANISMS AFFECTING FIXED EQUIPMENT IN THE REFINING INDUSTRY (API-510, API-570) PREÁMBULO

Esta publicación es resultado de la necesidad de un documento que describa los mecanismos de daño que afectan a los equipos en la industria petroquímica y de refinación. Un primer paso clave en la administración segura y confiable de equipos, es identificar y entender lo relevante de los mecanismo de daño. Una identificación apropiada es importante cuando se emplean los códigos de inspección API (API 510, API 570 y API 653) y en el desarrollo de inspecciones basada en riesgo por API 580 y API 581. Cuando se desarrolla una evaluación de FFS empleando API 579, el mecanismo de daño necesita ser entendido y considerado cuando se evalúa la vida remanente. Esta publicación contiene guías para las consideraciones combinadas de: •

Información práctica de mecanismo de daño que pueden afectar a equipos de proceso.

•

Ayuda con respecto al tipo y extensión del daño que puede ser esperado.

•

Este conocimiento puede ser aplicado para la selección de métodos efectivos para detectar dimensiones y características del daño.

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4.2 Mechanical and Metallurgical Failure Mechanisms

4.1 General

4.5. Environment – Assisted Cracking 4.5.1 4.5.2 4.5.3 4.5.4 4.5.5 4.5.6

Chloride Stress Corrosion Cracking (CI”SCC) Corrosion Fatigue Caustic Stress Corrosion Cracking (Caustic Embrittlement) Ammonia Stress Corrosion Cracking Liquid Metal Embrittlement (LME) Hydrogen Embrittlement (HE)

API RP – 571 DAMAGE MECHANISMS AFFECTING FIXED EQUIPMENT IN THE REFINING INDUSTRY (API 510, API 570)

4.4 High Temperature Corrosion [400˚F (204˚C)] 4.4.1 4.4.2 4.4.3 4.4.4 4.4.5 4.4.6 4.4.7

Oxidation Sulfidation Carburization Decarburization Metal Dusting Fuel Ash Corrosion Nitriding

4.3 Uniform or Localized Loss of Thickness 4.3.1 4.3.2 4.3.3 4.3.4 4.3.5 4.3.6 4.3.7 4.3.8 4.3.9 4.3.10 4.3.11

Galvanic Corrosion Atmospheric Corrosion Corrosion Under Insulation (CUI) Cooling Water Corrosion Boiler Water Condensate Corrosion CO2 Corrosion Flue-Gas Dew-Point Corrosion Microbiologically Induced Corrosion Soil Corrosion Caustic Corrosion Dealloying

4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.2.4 4.2.5 4.2.6 4.2.7 4.2.8 4.2.9 4.2.10 4.2.11 4.2.12 4.2.13 4.2.14 4.2.15 4.2.16 4.2.17 4.2.18 4.2.19

Graphitization Softening (Spheroidization) Temper Embrittlement Strain Aging 885˚F (475˚C) Embrittlement Sigma Phase Embrittlement Brittle Fracture Creep and Stress Rupture Thermal Fatigue Short Term Overheating–Stress Rupture Steam Blanketing Dissimilar Metal Weld (DMW) Cracking Thermal Shock Erosion/erosion–Corrosion Cavitation Mechanical Fatigue Vibration–Induced Fatigue Refractory Degradation Reheat Cracking

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• CÓDIGOS, NORMAS Y ESTANDARES DE EVALUACIÓN EN SERVICIO NOM-020-STPS-2011 RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN, RECIPIENTES CRIOGÉNICOS Y GENERADORES DE VAPOR O CALDERAS - FUNCIONAMIENTO - CONDICIONES DE SEGURIDAD.

Numeral

Título

Descripción

Objetivo

Establecer los requisitos de seguridad para el funcionamiento de los recipientes sujetos a presión, recipientes criogénicos y generadores de vapor o calderas en los centros de trabajo, a fin de prevenir riesgos a los trabajadores y daños en las instalaciones.

Clasificación de los equipos

Expediente de los equipos

Categoría I, II y III. a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l)

Procedimientos para la operación, revisión y mantenimiento de los equipos

Nombre genérico del equipo, Número de serie, clave del equipo o TAG, Número de control asignado, Año de fabricación, Código o norma de construcción aplicable, Certificado de fabricación, cuando exista, Fotografía o calca de la placa de datos del equipo, adherida o estampada por el fabricante, Ficha técnica del equipo, Descripción breve de su operación, Memoria de cálculo actualizada, Croquis de localización del (los) equipo(s) fijo(s) dentro del centro de trabajo, y tratándose de equipos móviles, la bitácora de ubicación, y Dictamen de evaluación de la conformidad o el dictamen de evaluación de la conformidad con reporte de servicios emitido por una unidad de verificación.

Categoría I, II Y III.

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NOM-020-STPS-2011 RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN, RECIPIENTES CRIOGÉNICOS Y GENERADORES DE VAPOR O CALDERAS - FUNCIONAMIENTO - CONDICIONES DE SEGURIDAD.

Numeral

Título

Descripción 13.1 Nuevos con certificado de fabricación o el estampado de cumplimiento con el código o norma de construcción, la primera prueba de presión o los primeros END se deberán practicar antes de que se cumplan diez años de la emisión de dicho certificado y para equipos nuevos sin certificado, o los equipos usados de las mismas categorías, con o sin el certificado o el estampado antes citados, la primera prueba de presión o los END se deberán practicar antes de su puesta en funcionamiento y, posteriormente, al menos cada cinco años, dentro de los sesenta días naturales previos a la conclusión de cada quinquenio.

13, 13.1 13.2, 13.5.

Pruebas de presión y exámenes no destructivos

13.2 Las PH, END y métodos alternativos aprobados por la Secretaría, que se realicen a los equipos clasificados en las categorías II y III, deberán cumplir determinados requerimientos. 13.5 Para la aplicación de END, se deberán seleccionar y realizar en el mismo período, como resultado de una revisión visual, al menos una combinación de un examen volumétrico y otro superficial o de pérdida de flujo: a) Volumétricos: 1) Radiografía industrial, o 2) Ultrasonido industrial, o 3) Neutrografía, o 4) Emisión acústica, y b) Superficiales: 1) Líquidos penetrantes, o 2) Partículas magnéticas, o 3) Electromagnetismo (corrientes de Eddy), o c)

14

Funcionamiento de los dispositivos de relevo de presión

18

Registros

De pérdida de flujo:

Demostrar que se encuentran en condiciones de operación.

Deben contener los registros sobre la operación, resultados de la revisión, mantenimiento, pruebas de presión y/o exámenes no destructivos de los equipos clasificados en las categorías II y III.

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Código/Norma

Objetivo

Alcance Se establecen los requisitos que se deben cumplir al efectuar

en Instalaciones Marinas de PemexExploración y Producción, cubriendo los siguientes aspectos:

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NRF-227-PEMEX-2012 Evaluación de la Integridad Mecánica de Tuberías de Proceso y Recipientes a Presión en Instalaciones Marinas. Numeral

Título

Descripción

• Criterios de evaluación de recipientes a presión • sin indicaciones.

Criterios de evaluación de recipientes a presión con indicaciones

Para el cálculo del espesor mínimo requerido por presión interior (Pop) y de la presión máxima de trabajo en función del espesor mínimo encontrado en el reporte de medición de espesores, se deben utilizar las fórmulas indicadas en los puntos A y B del Numeral 8.2.3. Si la diferencia entre el espesor mínimo requerido comparado con el espesor mínimo medio en campo es mayor a 10 mm (3/8 pulg.), se recomienda el análisis de cargas externas tal como lo recomienda la NRF-028-PEMEX-2004, el Código ASME Sección VIII, División 1, Parte UG-22 o equivalente).

• Las alternativas de evaluación depende del tipo de anomalía de acuerdo a lo indicado en la Tabla 4.

CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DE DEFECTOS EN RECIPIENTES A PRESIÓN Y MÉTODOS DE REPARACIÓN

11ª

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Alternativa 1

Alternativa 2

Acciones de reparación cuando no se cumpla el criterio de aceptación.

Cuando afecta la curvatura del recipiente en la soldadura longitudinal o en cualquier soldadura circunferencial. ASME Sección BPVC VIII, Div. 1, UG-80 o equivalente

Mecánica de la fractura. Parte 12 de API 579

Espesor mínimo requerido de acuerdo a Código.

De acuerdo a el numeral 8.2.3 de esta norma.

API 579 capítulo 4 o equivalente. ASME BPVC Sección VIII, Div. 1, UG22, UG-27, UG-32 o equivalente De acuerdo a los numerales 3.4, 5.7.2, 7.1, 7.2, 7.3. del API 510 o equivalente.

1, 2, 3 ó 4

Espesor mínimo requerido de acuerdo a métodos de análisis.

De acuerdo a los numerales 3.4, 7.4, 7.5, 7.6, 7.7 y 7.8 del API- 510 o equivalente.

API 579 capítulos 5 y 6 o equivalente. P5 EPLM – P6 ECP

1, 2, 3 ó 4

En soldaduras longitudinales y circunferenciales en tuberías.

Mecánica de la fractura. P5 EPLM – P6 ECP

------------

Daños calientes y áreas esmeriladas

Espesor mínimo requerido de acuerdo a métodos de análisis (para efecto de análisis incrementar un 10 por ciento de la profundidad del daño).

De acuerdo a los numerales 5.4 y 8 del API 510 o equivalente

API 579 capítulos 5 y 6 o equivalente. Dureza – Réplicas.

Grietas o Fisuras

Inaceptable a menos que se realice un estudio.

De acuerdo a los numerales 9.3 y 9.4 del API 579 o equivalente.

Mecánica de la fractura. P9 EIG

Desalineamiento en soldadura

Lo que resulte del análisis.

De acuerdo a los numerales 8.3.4, 8.3.4.2, 8.4.3, 8.4.4, 8.6, 8.7 del API 579 o equivalente. P8 ESDIDC

Imperfecciones en soldaduras

Lo que resulte del análisis.

ASME BPVC Sección VIII, División 1, párrafo UW-51 (b) y Apéndice 4 o equivalente.

Mecánica de la fractura. Parte 9 API 579

1ó2

Laminación

Lo que resulte del análisis.

De acuerdo a los numerales 7.1.2, 7.1.3, 7.1.4, 7.1.5, 13.1, 13.2, 13.3, 13.4 del API579 o equivalente.

Mecánica de la fractura. Parte 13 API 579

1, 3 ó 4

Abolladura

Las que contengan algún concentrador de esfuerzos tal como tallón o muesca.

1

Las que excedan una profundidad de 1 por ciento del diámetro nominal del recipiente.

Desgaste uniforme generalizado

Corrosión localizada

REPARACIONES: 1. Sustitución del recipiente. 2. Parches con Soldadura de Filete. 3. Placas Insertadas. 4. Refuerzo mediante una placa superpuesta de metal de aporte y reparaciones a soldaduras existentes

1ó2

1, 2, 3 ó 4

1, 3 ó 4.

1

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Código/Norma

Objetivo

This Division contains mandatory requirements, specific prohibitions, and nonmandatory guidance for pressure vessel materials, design, fabrication, examination, inspection, testing, certification, and pressure relief. Este código es utilizado para calcular el espesor minimo requerido y presión maxima de operación permisible en tapas, envolvente y boquillas (Envolvente: UG-27, Tapas: UG-32, Boquillas: UG-45).

This inspection code covers the in-service inspection, repair, alteration, and rerating activities for pressure vessels and the pressure-relieving devices protecting these vessels.

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A largo plazo: Determinación de la velocidad de corrosión

Cálculo de vida remanente

𝑉𝐶𝑙𝑎𝑟𝑔𝑜 𝑝𝑙𝑎𝑧𝑜 =

𝑡𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 − 𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑡𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑦 𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 (𝑎ñ𝑜𝑠)

𝑉𝐶𝑐𝑜𝑟𝑡𝑜 𝑝𝑙𝑎𝑧𝑜 =

𝑡𝑝𝑟𝑒𝑣𝑖𝑜 − 𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑡𝑝𝑟𝑒𝑣𝑖𝑜 𝑦 𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 (𝑎ñ𝑜𝑠)

A corto Plazo:

𝑇𝑉𝑅 =

𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 − 𝑡𝑅𝑒𝑞𝑢𝑟𝑖𝑑𝑜 𝑉𝐶

Determinación de la Presión de Trabajo Máxima Permisible (MAWP)

La MAWP para el uso continuo de un recipiente a presión, deberá estar basada en los cálculos, que son determinados usando la última edición aplicable del código ASME o el código de construcción, con el cual, el recipiente fue construido, la MAWP resultante no deberá ser mayor que la MAWP original.

Análisis de adecuación para el servicio de regiones corroídas

El espesor real y la máxima velocidad de corrosión para cualquier parte del recipiente, pueden ser ajustados en cualquier inspección.

Evaluación de áreas localizadas adelgazadas

Para un área corroída de tamaño considerable, los espesores de pared pueden ser promediados sobre una longitud que no exceda lo siguiente: a) Para recipientes con diámetros internos menores o iguales a 60 pulgadas (150 cm), la mitad del diámetro del recipiente o 20 pulgadas (50 cm), lo que sea menor. b) Para recipientes con diámetros interiores mayores a 60 pulgadas (150 cm), un tercio del diámetro del recipiente o 40 pulgadas (100 cm), lo que sea menor.

Evaluación de picaduras (pitting)

Las picaduras aisladas dispersas pueden ser ignoradas, si se cumple lo siguiente: a) El espesor remanente por debajo de la picadura sea mayor que la mitad del espesor requerido 1 𝑡 2 𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜 b) El área total de las picaduras en la superficie del metal base, que son más profundas que la tolerancia a la corrosión no exceda de 7 pulgadas2 (45 cm2) dentro de cualquier circulo de 8 pulgadas (20 cm) de diámetro. c) La suma de las dimensiones de las picaduras que son más profundas que la tolerancia de corrosión a lo largo de cualquier línea recta de 8 pulgadas (20 cm), no exceda de 2 pulgadas (5 cm).

Métodos alternativos

Una alternativa a los puntos 7.4.2 y 7.4.3 es que componentes con adelgazamientos por debajo del espesor requerido pueden ser evaluados, empleando el método de diseño por análisis de ASME sección VIII, División 2, Apéndice 4, o API 579-1/ASME FFS-1, Anexo B-1.

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Código/Norma

Objetivo

cuando existe un defecto de fabricación en particular o se ha generado degradación del material durante el tiempo en operación y puede afectar la integridad del equipo o línea. Estos análisis ofrecen para determinar si el equipo continúa en servicio, se modifica, se repara, se monitorea, se retira o reemplaza.

Las evaluaciones de adecuación al servicio (FFS) son evaluación cuantitativas con bases de ingeniería que son desarrolladas para demostrar la integridad estructural de un equipo en servicio, que puede presentar una discontinuidad o daño. Las guías proporcionadas en este estándar pueden ser empleadas para tomar decisiones que permitan determinar si un equipo que contiene discontinuidades o algún daño que ha sido identificado mediante inspección y que puede seguir operando de manera segura por un periodo de tiempo. El API 579 es reconocido, referenciado y avalado por los códigos y estándares API 510, 570, 653 y NB-23.

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Código/Norma

Objetivo

This standard provides methods for repair of equipment and piping within the scope of ASME Pressure Technology Codes and Standards after it has been placed in service. These repair methods include relevant design, fabrication, examination, and testing practices and may be temporary or permanent, depending on the circunstances. The methods provided in this Standard address the repair of components when repair is deemed necessary based on appropriate inspection and flaw assessment.

Scope of PCC-2 Standard: • Convers equipment within the scope of API and ASME Pressure Equipment codes and Standards, including: • • •

Piping and pipelines including piping components (such as valves, flanges and fittings). Boilers/Heaters. Pressure vessels (including heat exchanger bundles). Storage tanks.

Coverage is not limited to equipment built to ASME Codes. Convers repairs after equipment has been placed in service. Repairs during construction are covered by the new construction codes (supposedly). IPEIA - 2009

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Código/Norma

Objetivo El propósito del código NBIC, National Board Inspection Code, es mantener la integridad de accesorios retenedores de presión proporcionando reglas para la instalación, operación, inspección, reparación y modificación, para asegurar que estos puedan continuar en operación de manera segura. The NBIC recognizes three important areas of post-construction activities where information, understanding, and following specific requirements will promote public and personal safety. These areas include: a) Installation b) Inspection c) Repairs and Alterations

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6

• PROCESO DE INSPECCIÓN, INTERPRETACIÓN, EVALUACIÓN Y REPARACIÓN Inicio de Proceso • • • • •

Existe Información No

Especificación de materiales. Condiciones y tiempo de operación. Registros de inspección. Registro de reparaciones. Registros de mantenimiento.

Si

Generar información a partir de PND, códigos y reglamentos

Análisis de la información.

Tipo de inspección

En operación

Inspección Externa On - Stream

Fuera de operación

Inspección Interna

Plan de inspección.

Inspección Externa

Continúa . . .

11ª Conferencia Mexicana de Pruebas No Destructivas Continuación . . .

• • • • • •

Plan de inspección.

Desarrollo de los END

Indicaciones relevantes.

Evaluación.

Reparación

Reclasificación

Temporales

Fuera de servicio

Permanentes

Parches de soldadura de filete.

• • • • •

Inspección Final con END

Informe Final

Desbastar y esmerilar el contorno. Desbastar y reparar con soldadura. Colocar una capa de soldadura. Placas insertadas. Refuerzos mediante placa.

Identificar tipo de daño. Velocidad de desarrollo. Métodos de END. Extensión de END Tipo de inspección. Describir requerimientos de limpiezas y pruebas.

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7

• CORRELACION ENTRE LOS CODIGOS DE EVALUACIÓN

THE INTEGRATION OF IN-SERVICE INSPECTION AND REPAIR CODES AND STANDARDS

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8

• CASOS PRÁCTICOS CASO NO. 1 : AGRIETAMIENTO INDUCIDO

POR HIDROGENO,

HIC.

Datos técnicos Diámetro (pulg)

Espesor (pulg)

60

0.500

Presión (psi) Operación

Máxima

71.1

96.71

Especificación

Tipo de servicio

Años en servicio

ASTM A 516 Gr. 70

Amargo

22

11ª Conferencia Mexicana de Pruebas No Destructivas  Inspecciones realizadas:

•

Inspección

Área Inspeccionada

Indicación

Inspección visual.

Envolvente, tapas y boquillas.

No presenta

Líquidos penetrantes.

Cruce de soldaduras

No presenta

Ultrasonido haz recto (ME)

Envolvente, tapas y boquillas.

No presenta

Ultrasonido/Arreglo de fases

Zonas especificas

HIC

Ultrasonido haz angular.

Soldadura circunferencial.

No presenta

Ultrasonido / Arreglo de fases:

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 Evaluación de las indicaciones: Inspección por ultrasonido/ Arreglo de fases. Ubicación

Placa 1

Indicación

Longitud circunferencial (pulg)

Longitud axial (pulg)

profundidad( pulg)

Espesor adyacente

1 HIC

10

11.500

0.189

0.489

2 HIC

12

12

0.244

0.510

3 HIC

12

23

0.178

0.489

Dictamen

Recomendación

Rechazado

Reparación de la placa

 ASME SEC. VIII. DIV. 1 APENDICE 12. “Examinación por UT de soldadura (UT)" Numeral: 12-3 Estándar de aceptación y rechazo: a)

Indicaciones caracterizadas como grietas, falta de fusión o penetración incompleta son inaceptables sin importar su longitud.

b)

Otras imperfecciones, diferentes a las indicadas en el párrafo anterior, son inaceptables si exceden el nivel de amplitud de referencia y que sus longitudes exceden de: 1. 2. 3.

1/4” (6mm) para t hasta ¾” (19 mm); 1/3t para t desde 3/4 “ hasta 2-1/4” (19 mm a 57mm); 3/4” (19 mm) para t mayor de 2-1/4” (57 mm).

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 Análisis técnico: Se recomienda realizar análisis con API 579 Fitness-For-Service,

para

determinar

si

el

recipiente puede seguir en operación bajo las condiciones

de

servicio

resultado

es

negativo

reparación

permanente

actuales; se

con

si

el

recomienda

soldadura

de

acuerdo a lo indicado en NRF-227-PEMEX-2009 y API 510 con placa de especificación ASTM A 516 Gr. 70. Para la reparación se requiere preparar una especificación de procedimiento de soldadura y calificación del mismo, mediante pruebas de laboratorio, así mismo calificar la habilidad de los soldadores que efectuaran la reparación del tanque.

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Caso No. 2 : Inclusión de escoria en soldadura circunferencial.

Datos Técnico Diámetro (pulg)

Espesor (pulg)

60

0.500

Presión (psi) Operación

Máxima

71.1

113.78

Especificación

Tipo de servicio.

Años en servicio.

ASTM A 516 Gr. 70

Amargo

20

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 Inspecciones realizadas:

•

Inspección

Área inspeccionada

Indicación

Inspección visual.

Envolvente, tapas y boquillas.

No presenta

Líquidos penetrantes.

Cruce de soldaduras

No presenta

Ultrasonido de haz recto (ME).

Envolvente, tapas y boquillas.

No presenta

Ultrasonido haz recto (Barrido de Sanidad).

Zonas especificas

No presenta

Ultrasonido haz angular.

Soldadura circunferencial.

Inclusiones de escoria

Ultrasonido haz angular

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•

Localización y dimensión de las indicaciones:

Dr.

Ind.

Longitud

Dr.

1

8.500”

67.000”

2

1.323”

88.031”

3

3.100”

109.448”

Ind. 1

Ind. 3

Ind. 2

Soldadura circunferencial. Inclusiones de escoria.

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 Evaluación de las indicaciones: Inspección por ultrasonido haz angular Ubicación

Soldadura circunferencial

Indicación

Longitud (pulg)

Profundidad (pulg)

Espesor adyacente (pulg)

Inclusión de escoria

8.5

0.396

0.536

Inclusión de escoria

1.323

0.397

0.541

Inclusión de escoria

3.100

0.375

0.528

Dictamen

Recomendación

Rechazado

Reparación de la soldara

 ASME SEC. VIII. DIV. 1 APENDICE 12. “examinación por UT de soldadura” (UT) Numeral: 12-3 Estándar de aceptación y rechazo: a)

Indicaciones caracterizadas como grietas, falta de fusión o penetración incompleta son inaceptables sin importar su longitud.

b)

Otras imperfecciones, diferentes a las indicadas en el párrafo anterior, son inaceptables si exceden el nivel de amplitud de referencia y que sus longitudes exceden de: 1. 2. 3.

1/4” (6mm) para t hasta ¾” (19 mm); 1/3t para t desde 3/4 “ hasta 2-1/4” (19 mm a 57mm); 3/4” (19 mm) para t mayor de 2-1/4” (57 mm).

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 Análisis técnico: Debido a que las indicaciones detectadas en la soldadura circunferencial se generaron durante la etapa de fabricación del equipo (20 años aprox.), se recomienda efectuar un análisis con API-579 Fitness For Services y en base a los resultados determinar si se repara o puede seguir en operación. Sin embargo se esta evaluando la degradación del material a través de 20 años de servicio no la calidad (inclusiones de escoria en la soldadura), los cuales debieron haber sido reparados en la etapa de fabricación; el criterio personal es no reparar, se considera que se afecta mas el material y consecuentemente el comportamiento del recipiente en servicio que dejarlo bajo las condiciones actuales Alternativas de evaluación

Etapa

Indicación

Código.

Dictamen

Servicio

Inclusiones de escoria

API 579-1/ ASME FFS-1 FITNESS FOR SERVICE

Aceptado.

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Caso No. 3: Corrosión localizada.

DATOS TÉCNICOS

Diámetro (pulg)

Espesor (pulg)

134

0.760

Presión (psi) Operación

Máxima

32

61

Especificación.

Tipo de servicio.

Años en servicio.

ASTM A 516 Gr. 70

Amargo

25

11ª Conferencia Mexicana de Pruebas No Destructivas

 Inspecciones realizadas:

INSPECCIÓN

AREA INSPECCIONADA

INDICACIÓN

Inspección visual.

Envolventes, tapas y boquillas.

Corrosión localizada.

Ultrasonido haz recto (Barrido de Sanidad).

Zonas especificas

Corrosión localizada.

Ultrasonido haz angular.

Soldadura circunferencial.

Sin indicaciones

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•

Indicaciones detectadas

Datos técnicos Longitud (pulg.)

Indicación

ubicación

Perdida de espesor localizada

Axial

Circunferencial

corrosión localizada

envolvente 1

75.06%

27.50

15.50

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•

Indicaciones detectadas

Datos Técnicos Longitud (pulg.) Indicación

ubicación

Perdida de espesor

corrosión localizada

envolvente 1

51.84%

Axial

Circunferencial

2.50

2

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•

Indicaciones detectadas

Datos Técnicos

Indicación

corrosión localizada

Ubicación

envolvente 3

Longitud (pulg)

Perdida de espesor

28.18%

Axial

Circunferencial

1.75

2

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 Evaluación de las indicaciones: Las indicaciones por perdida de corrosión se evalúan de acuerdo al espesor mínimo requerido y presión máxima permisible de conforme a lo indicado en la norma NRF-227, ASME SEC. VIII DIV. 1

ASME SEC. VIII. DIV. 1

CALCULO DE ESPESOR MINIMO Y PRESION MAXIMA PERMISIBLE TAPAS SEMIELIPTICAS

UG-27. Envolventes sometidas a presión interna.

•

API-510 7.4.3 Evaluation of Pitting.

UG-32. Tapas formadas y secciones, presión en el lado cóncavo.

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 Análisis técnico: Para determinar el espesor mínimo requerido se ha observado que existe confusión al emplear la presión adecuada; en algunos casos el cálculo se realizan con la presión de operación y en otros con la máxima de operación. Se recomienda emplear la presión máxima de operación ya que el código ASME SEC. VIII DIV. 1 indica que los espesores se deben calcular para las condiciones mas severas de operación.

Presión (psi) Indicación

Ubicación

Operación

Máxima

Envolvente 1 Corrosión localizada

Envolvente 1

Envolvente 3

32

61

Longitud (pulg)

Espesor remanente (pulg)

Espesor adyacente

Axial

Circunferencial

0.190

0.762

27.50

15.50

0.366

0.760

2.50

2

0.558

0.777

1.75

2

Dictamen Espesor mínimo con PO

Espesor mínimo PMO

PMT (psi)

0.174”

0.331”

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• CONCLUSIONES