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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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4
• 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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5
• 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
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Tipo
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 . . .
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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
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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 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).
11ª
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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
11ª
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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
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 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”
34
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9
• CONCLUSIONES