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API RP 571
Mecanismos de daño que afectan Equipos en la Industria de Refinación
API RP 571
Mecanismos de Daño que Afectan
Equipos en la Industria de Refinación
Ing. Luis de Vedia
Ing. Luis de Vedia
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Mecanismos de daño que afectan Equipos en la Industria de Refinación
PROGRAMA
• MÓDULO III: Mecanismos de Daño específicos en la
Industria de Refinación
• Sesión 5: Pérdida de espesor uniforme o
localizada.
• Sesión 6: Fisuración asistida por el medio. Otros
mecanismos de daño. Cierre del curso.
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Mecanismos de daño que afectan Equipos en la Industria de Refinación
Sesión 5
Pérdida de espesor uniforme o localizada
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Mecanismos de daño que afectan Equipos en la Industria de Refinación
Corrosión por Aminas
Se refiere a la corrosión general y/o localizada que se produce principalmente en aceros al carbono en los
procesos de tratamiento con aminas. La corrosión no es causada por la propia amina, pero es el resultado de
la presencia de gases ácidos disueltos (CO2 y H2S), productos de degradación de la amina, sales de amina
estables a temperatura (HSAS) y otros contaminantes.
Los materiales a los que afecta principalmente son los aceros al carbono. Los de la Serie 300 SS son muy
resistentes.
Factores Críticos:
Dependen de las prácticas de diseño y operación, el tipo de amina, la concentración de amina, contaminantes,
temperatura y velocidad de flujo. La corrosión está muy estrechamente vinculada a la incorrecta operación de
la unidad. Con pocas excepciones, ésta es de acero al carbono.
La mayoría de los problemas se deben a un diseño defectuoso, malas prácticas de operación o contaminación
de la solución. La corrosión también depende del tipo de amina utilizada.
En general, los sistemas alcanolamina pueden ser clasificados según su agresividad de mayor a menor: la
monoetanolamina (MEA), diglicolamina (DGA), disopropilamina (DIPA), dietanolamina (DEA), y
metildietanolamina (MDEA).
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Las soluciones débiles de amina generalmente no son corrosivas debido a que tienen ya sea baja
conductividad y/o alto pH. Sin embargo, una acumulación excesiva de HSAS por encima de un 2%,
dependiendo de la amina, puede aumentar significativamente las tasas de corrosión.
El amoníaco, H2S y HCN aceleran la corrosión en condensador y tuberías así como en válvulas y
bombas.
La tasa de corrosión aumenta al aumentar la temperatura, especialmente en el servicio con soluciones
ricas en amina. Temperaturas por encima de aproximadamente 220oF (104oC) pueden resultar en gas
ácido y severa corrosión localizada, si la caída de presión es suficientemente alta.
La velocidad de flujo del proceso influirá en la velocidad de corrosión y la naturaleza del ataque. La
corrosión resulta en pérdidas localizadas de espesor.
Generalmente la corrosión es uniforme pero velocidades altas y turbulencias causarán pérdidas de
espesor localizadas. En acero al carbono, los límites de velocidad comunes se limitan generalmente a 36 fps para las soluciones ricas en amina y unos 20 fps en soluciones pobres en amina.
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Unidades o equipos afectados:
a) Las unidades de amina se utilizan en las refinerías para eliminar el H2S, CO2 y mercaptanos de
corrientes de proceso originarios de muchas unidades incluyendo el crudo, coquización, reformado
por hidrógeno, hidroprocesamiento, y unidades de gas.
b) El reboiler del regenerador y regenerador son áreas donde la temperatura y la turbulencia de la
corriente de amina son los más altos y pueden causar importantes problemas de corrosión
c) La parte de amina rica de los intercambiadores, amina débil muy caliente, bombas de solución de
amina, y recuperadores son también áreas donde se producen problemas de corrosión.
Aspecto o morfología de los daños:
a) Aceros al carbono y aceros de baja aleación sufren adelgazamiento uniforme general, corrosión
localizada o localizada bajo depósitos.
b) La disminución de espesor serán uniforme cuando la velocidad de flujo del proceso es baja,
mientras que será localizado a altas velocidades asociadas con turbulencia.
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Prevención y Mitigación:
a) Un funcionamiento correcto del sistema con aminas es la forma más eficaz de control de la
corrosión, con especial atención a los niveles de gas ácido. Además, para evitar la corrosión por
productos de degradación de la amina, la temperatura del proceso no debe exceder los límites
recomendados. Adecuado control del régimen del reboiler y la temperatura.
b) Se debe dar la debida atención para evitar la acumulación de HSAS a niveles inaceptables.
c) El diseño del sistema debe incorporar medidas para controlar la caída de presión local para disminuir
el flashing. En áreas en las que es inevitable, el cambio a la serie 300 SS o a otras aleaciones
resistentes a la corrosión puede ser requerido. Acero SS410 es a veces empleado para bandejas
internas y stripper.
d) Infiltraciones de oxígeno causan altas tasas de corrosión y contribuyen a la formación de la sales
estables al calor (HSAS). Tanques de almacenamiento y recipientes de sobrecarga deben ser
protegidos con un manto de gas inerte.
e) Las materias sólidas y los hidrocarburos deben ser retirados de la solución de la amina por filtración
y mediante procesos de control. La filtración de soluciones de amina rica es en general más eficaz
que la filtración de amina magra para la eliminación de los sólidos.
f) Los inhibidores de corrosión pueden ser necesarios para controlar la corrosión por amina dentro de
niveles aceptables.
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Inspección y Monitoreo:
a) Examen visual y medición de espesores por UT son los métodos utilizados
para los equipos internos. UT o radiografía se utiliza para la inspección
externa.
b) El monitoreo de la corrosión se puede lograr con cupones de corrosión.
c) La vigilancia debe centrarse en la zonas calientes de la unidad como la línea
de alimentación y retorno del reboiler, las tuberías de amina rica caliente y del
condensador de stripper.
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Corrosión localizada
por aminas en una
soldadura en las
tuberías de torre
regeneradora
en una unidad de
MEA. En muchos
casos se encuentran
daños tan profundos
que alcanzan la
mitad de espesor.
Fueron
originalmente
identificados
erróneamente como
grietas en la
inspección por UT.
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Corrosión por Bisulfuro de amonio (Agua alcalina agria o ácida)
Descripción del lo daño:
a) Corrosión agresiva que ocurre en los flujos de salida del reactor de hidrotratamiento y en unidades
que manejen agua alcalina agria.
b) Se han producido fallas importantes en los sistemas de efluente del reactor de hidrotratamiento
debido a corrosión localizada.
Materiales a los que afecta:
a) Los aceros al carbono son los menos resistentes.
b) La serie 300 SS, los SS duplex, las aleaciones de aluminio y aleaciones de base níquel son más
resistentes, en función de la concentración y la velocidad de flujo del bisulfuro de amonio (NH4HS).
Factores Críticos:
a) La concentración de NH4HS, la velocidad y/o turbulencia localizada, pH, temperatura, composición
de la aleación son factores críticos a considerar.
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b) El aumento de la concentración NH4HS y el aumento de la velocidad aumenta la corrosión. Por
debajo del 2% en peso, las soluciones no son generalmente corrosivas. Por encima de 2% en peso,
las soluciones son cada vez más corrosivas.
c) En los reactores de hidrotratamiento, los reactores FCC y los hornos de coquización, el nitrógeno en
la alimentación se convierte en amoníaco y reacciona con el H2S para formar NH4HS. El NH4HS
precipita de la fase gas en el efluente del reactor a temperaturas por debajo de 150oF (66oC),
dependiendo de la concentración de NH3 y H2S, y puede causar daños y fouling si no es eliminado
con el agua de lavado.
d) Los depósitos de sal de NH4HS pueden conducir a la corrosión bajo los depósitos y a fouling.
e) Oxígeno y hierro en el agua de lavado que se inyecta en el efluente del hidroprocesador puede
conducir a un aumento de la corrosión y fouling.
f) La presencia de cianatos aumenta la gravedad de la corrosión en las plantas de gas, FCC, las
plantas de coquización de gas y strippers mediante la destrucción de la película de protección de
sulfuro.
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Unidades o equipos afectados:
a) Unidades de hidrotratamiento
b) Unidades de FCC
Las concentraciones de NH4HS son por lo general menores de 2% en peso, pero las altas
velocidades y/o la presencia de cianatos puede quitar los films de protección de sulfuro de hierro.
c) Strippers de agua agria (SWS)
Las altas concentraciones de NH4HS en las tuberías generales del stripper, condensadores,
acumulador y el reflujo tuberías, y la posible presencia de cianuros.
d) Unidades de Amina
Se pueden encontrar altas concentraciones de NH4HS en los regeneradores y tuberías del reflujo
según el funcionamiento de la unidad.
e) Coquización retardada
Se pueden encontrar altas concentraciones de NH4HS en la planta de concentración de gas aguas
abajo de la torre del fraccionador.
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Aspecto o morfología de los daños
a) Pérdida general de espesor en acero al carbono. Con concentraciones por encima del 2% en peso
las tasas de corrosión localizada pueden ser extremadamente altas con pérdida de espesor de la
pared en las zonas con cambios de dirección de flujo o áreas de flujo turbulento.
b) Si el agua disponible no es suficiente para disolver las sales de NH4HS que precipitaron,
velocidades bajas del fluido pueden dar lugar a daños localizados debajo de los depósitos de
corrosión.
c) Los intercambiadores de calor puede mostrar taponamiento o fouling
rendimiento.
con pérdida de
d) NH4HS corroe rápidamente tubos de latón almirantazgo y otras aleaciones de cobre.
Prevención y Mitigación
a) Correcto diseño y control de la velocidad de flujo especialmente con concentraciones de NH4HS
superiores al 2% en peso y que comienzan a acercarse a un 8% en peso o más.
b) Mantener la velocidad dentro de 10 a 20 fps para acero al carbono. El acero al carbono puede
sufrir altas tasas de corrosión con concentración es cerca de 8% en peso de NH4HS
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c) Utilizar materiales resistentes (por ejemplo, aleación 825, dúplex SS)
especialmente a velocidades superiores a 20 fps, dependiendo de la
concentración de NH4HS.
d) Mantener una adecuada inyección de agua de lavado con bajo contenido de
oxígeno, proporcionar suficiente exceso de agua para asegurar que una
cantidad de agua permanece en forma de líquido para diluir las sales NH4HS.
Utilización de adecuados inyectores de pulverización.
e) Titanio y aleación C276 se han utilizado en los condensadores en unidades de
stripper de agua ácida (SWS).
f) Los tubos de intercambiador de aluminio son muy susceptibles a daños por
erosión-corrosión.
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Inspección y Monitoreo
a) Un plan cuidadosamente diseñado debería incluir la participación de ingenieros de
procesos y materiales/corrosión para determinar las áreas específicas de la
vulnerabilidad. Determinar el contenido de bisulfuro de amonio mediante muestreo.
b) Frecuente inspección por UT/RT para controlar el perfil de espesores de las zonas de
alta y baja velocidad de flujo.
c) Inspección UT aguas abajo de las válvulas de control con altas concentraciones de
NH4HS.
d) Inspección mediante sistemas internos rotatorios (IRIS), corrientes parásitas de campo
remoto (RFEC) y detección de pérdidas en los tubos de acero de enfriadores de aire.
e) Inspección por corrientes parásitas (EC) de los tubos no magnéticos.
f) Supervisar las instalaciones de inyección de agua y medidores de flujo para garantizar
un funcionamiento correcto.
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Izquierda - Codo de 2
pulgadas de acero al
carbono en una línea de
agua agria ácida.
Derecha - Sección recta de
una tubería de agua agria
ácida.
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Corrosión por cloruro de amonio
Descripción de los daños:
Corrosión general o localizada o frecuentemente picado, que normalmente ocurre bajo depósitos de
cloruro de amonio o sales de amina a menudo en ausencia de agua líquida.
Materiales a los que afecta:
Todos los materiales utilizados son susceptibles, en orden de aumento de la resistencia: acero al
carbono, aceros de baja aleación, Serie 300 SS, aleaciones de la serie 400, duplex SS, 800 y 825,
Aleaciones 625, C276 y titanio.
Factores Críticos:
a) La concentración (NH3, HCl, H20 o sales de aminas), la temperatura y la disponibilidad de agua
son los factores críticos.
b) Las sales de cloruro de amonio puede precipitar de flujos a alta temperatura que se enfrían,
según la concentración de NH3 y HCl, y pueden corroer tuberías y equipos a temperaturas bien
por encima del punto de rocío [> 300oF (149oC)]
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c) Las sales de cloruro de amonio son higroscópicos y absorben fácilmente el agua. Una pequeña
cantidad de agua puede conducir a corrosión muy agresiva [> 100 mpy (> 2,5 mm/año].
d) Las sales de cloruro de amonio y el clorhidrato de amina son altamente solubles en agua,
altamente corrosivas y forman una solución ácida cuando se mezclan con agua. Algunas aminas
neutralizantes reaccionan con cloruros para formar clorhidratos de amina que pueden actuar de
una manera similar.
e) La tasa de corrosión aumenta al aumentar la temperatura.
f) Cuando las sales se depositan por encima del punto de rocío, puede ser necesario una inyección
de agua de lavado para disolverlas.
Unidades y equipos afectados:
a) Torres de crudo
b) Equipos de hidroprocesamiento
c) De reformado catalítico;
d) Unidades de FCC y fraccionador del coker están sujetos a la corrosión por cloruro de amonio .
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Aspecto o morfología de los daños:
a) Las sales tienen un aspecto blanquecino, verdoso o amarronado. El agua de lavado o vapor
elimina los depósitos por lo que el fouling puede no ser evidente durante una inspección visual
interna.
b) La corrosión por debajo de las sales es típicamente muy localizada y resulta en picado.
c) Las tasas de corrosión puede ser extremadamente altas.
Prevención
y
Mitigación
Las aleaciones que son más resistentes a la corrosión por picado presentan más resistencia a la
corrosión por sales de cloruro de amonio, pero incluso aleaciones base de níquel y aleaciones de
titanio pueden sufrir corrosión por picado. Es importante el control y reducción de los cloruros y el
flashing con agua en casos aplicables.
Inspección y monitoreo:
a) La acumulación) de sales de cloruro de amonio puede ser muy localizada y la corrosión
resultante puede ser difícil de detectar.
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b) Para determinar el espesor de la pared restante. se puede utilizar RT o un control UT.
c) El control de las corrientes de alimentación y de efluentes dará una indicación de la
cantidad de amoníaco y cloruros presentes, sin embargo, la simulación de procesos
puede ser necesaria para determinar la concentración y temperaturas del punto de
rocío. Si la temperatura de deposición de la sal de cloruro de amonio se ha calculado,
el control de la temperatura puede ser eficaz para mantener la temperatura del metal
por encima de la temperatura de deposición de la sal.
d) La presencia de depósitos se detecta a menudo cuando aumenta la caída de presión o
el rendimiento térmico de los intercambiadores se ha deteriorado.
e) Cupones o sondas de corrosión pueden ser útiles, pero la sal se debe depositar en el
elemento de la sonda para detectar la corrosión.
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Corrosión por ácido clorhídrico (HCl)
Descripción de los daños:
a) El ácido clorhídrico (HCl acuoso) causa corrosión general y localizada y es muy agresivo con la
mayoría de los materiales más comunes de construcción a través de una amplia gama de
concentraciones.
b) Los daños en las refinerías se asocia más con el punto de rocío en el que los vapores que
contienen agua y cloruro de hidrógeno se condensan del flujo en torres de destilación,
fraccionamiento o stripping. Las gotas de agua que se condensan primero puede ser muy ácidas
(pH bajo) y promover altas tasas de corrosión.
Materiales a los que afecta:
Todos los materiales comunes de construcción utilizados en las refinerías.
Factores Críticos:
a) La concentración de ácido HCl, temperatura y composición de la aleación.
b) La gravedad de la corrosión aumenta con el aumento de la concentración de ácido clorhídrico y
el aumento de la temperatura.
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c) HCl acuoso se puede formar debajo de los depósitos de cloruro de amonio o de sales de
clorhidrato de amina en intercambiadores y tuberías. Los depósitos absorben fácilmente el agua
de la corriente de proceso o de flashing. El cloruro de hidrógeno es normalmente no corrosivos
en flujos secos, pero se vuelve muy corrosivo donde hay agua disponible para formar ácido
clorhídrico.
d) Los aceros al carbono y de baja aleación están sujetos a corrosión intensa cuando son
expuestos a concentraciones de HCl que tengan a un pH por debajo de 4.5
e) Los aceros de las series SS 300 y SS 400 no son en general resistentes al ácido en cualquier
rango de concentración o temperatura.
f) La aleación 400, titanio y aleaciones de base níquel tienen buena resistencia al ácido clorhídrico
diluido en muchas aplicaciones de las refinerías.
g) La presencia de agentes oxidantes (oxígeno, iones férrico y cúprico) aumentan la velocidad de
corrosión, en particular para la aleación 400 y aleación B-2. El titanio se desempeña bien en
condiciones oxidantes, pero falla rápidamente en servicio de HCl seco.
Unidades o equipos afectados:
La corrosión por ácido clorhídrico se encuentra en varias unidades, especialmente de crudo y
vacío, unidades de hidrotratamiento y reformado catalítico.
Ing. Luis de Vedia
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Aspecto o morfología de los daños:
a) Los aceros al carbono y aceros de baja aleación sufren adelgazamiento uniforme general, corrosión
localizada o ataque bajo depósitos.
b) Los aceros de la serie SS 300 y SS 400 a menudo sufren ataque por picado y la serie SS 300 puede
experimentar corrosión bajo tensión es por cloruros.
Prevención y Mitigación:
a) Unidades de Crudo
i) Reducir el cloruro en la alimentación a la torre de crudo. Un objetivo común es de 20 ppm o menos
de cloruros en el agua del acumulador.
ii) Pasar de acero al carbono a aleaciones de base níquel o titanio puede reducir los problemas de
corrosión por HCl. Tubos de titanio resuelven la mayoría de los problemas de corrosión de los tubos de
condensador.
iii) Se puede agregar agua de lavado a la corriente para enfriarla y diluir la concentración y la
condensación de ácido clorhídrico.
iv) La inyección de cáusticos aguas abajo del desalinador es otro método comúnmente utilizado para
reducir la cantidad de ácido clorhídrico. Se deben utilizar un diseño y directrices adecuadas de
funcionamiento para evitar SCC cáustica y el fouling en el tren de precalentamiento de la alimentación.
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v) Se pueden inyectar varias combinaciones de amoniaco y aminas neutralizantes en la línea de la
torre atmosférica antes de que alcance el punto de rocío.
b) Hidroprocesamiento
i) Reducir al mínimo el transporte del agua y las sales de cloruro proveniente de las unidades
aguas arriba incluyendo sales neutralizantes con hidrocloruros.
ii) Minimizar HCl en corrientes de H2(por ejemplo, instalar depuradores para eliminar los iones
Cl- del hidrógeno producido en las unidades de reformado catalítico).
iii) Utilización selectiva de aleaciones de base níquel resistentes a la corrosión.
c) Reformado catalítico
i) Lo mismo que en hidroprocesamiento, pero además se ha utilizado el lavado con agua de la
corriente de hidrocarburos para extraer cloruros altamente solubles. Se recomienda especial
cuidado en el diseño y operación de este equipo.
ii) Se pueden utilizar adsorbentes especiales en equipos de tratamiento de cloruros para eliminar
cloruros de las corrientes de hidrógeno y de hidrocarburos líquidos.
Luis DE
de ESPESOR
Vedia UNIFORME O LOCALIZADA
//Ing.
PERDIDA
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Corrosión por H2/H2S a alta temperatura
Descripción de los daños:
La presencia de hidrógeno en corrientes con H2S aumenta la intensidad de la corrosión por sulfuración
a temperaturas superiores a 500ºF (260ºC). Esta forma de sulfuración usualmente resulta en una
pérdida uniforme de espesor asociado a los circuitos de alta temperatura en unidades de
hidrotratamiento.
Materiales a los que afecta:
En orden de aumento de la resistencia: acero al carbono, aceros de baja aleación, de la serie 400 SS,
300 SS.
Factores Críticos:
a) Los principales factores que afectan a la sulfuración a alta temperatura son la temperatura, la
presencia de hidrógeno, la concentración de H2S y la composición de la aleación.
b) Cuando el hidrógeno está presente en cantidades significativas, las tasas de corrosión son más altas
que en ausencia de hidrógeno.
c) El aumento de las tasas de sulfuración con el contenido de H2S y con el aumento de temperatura
puede verse en la figura adjunta.
d) La mayor velocidad de corrosión, casi por un factor de 2 se encuentra en desulfuradores de gas y
aceite y hydrocrackers que en los desulfuradores de nafta.
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e) La susceptibilidad a la sulfuración depende la composición química de la aleación.
f) Un aumento en el contenido de cromo de la aleación mejora la resistencia Sin embargo, hay
poca mejora al aumentar el contenido de cromo por encima de 7-9Cr como lo muestran los
factores de reducción de la tabla adjunta.
g) Las aleaciones de base níquel que contienen cromo se comportan en forma similar a los de
aceros inoxidables con niveles similares de cromo.
Unidades y equipos afectados:
a) Esta forma de corrosión se produce en tuberías y equipos en unidades donde fluyen corrientes
de H2/H2S a alta temperatura. Se encuentran incluidas todas las unidades de hidrotratamiento,
desulfuradores y las unidades de hidrocraqueo.
b) Se pueden encontrar incrementos notables en la corrosión aguas abajo de los puntos de
inyección de hidrógeno.
Aspecto o morfología de los daños:
a) La corrosión aparece como una pérdida uniforme de espesor y se acompaña de la formación
de cascarilla de sulfuro de hierro.
b) La cascarilla puede tener 5 veces el volumen de metal perdido y puede encontrarse en varias
capas.
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c) El aspecto gris brillante de la fuertemente adherente cascarilla se puede confundir con metal no
afectado.
Prevención y Mitigación:
a) Los daños por corrosión se reducen al mínimo mediante el uso de aleaciones con alto contenido de
cromo.
b) La serie 300 SS, tales como tipos de 304L, 316L, 321 y 347 son altamente resistentes a las
temperaturas de servicio.
Inspección y Monitoreo:
a) UT, VT y RT y lecturas de espesor se utilizan para controlar la pérdida de espesor.
b) Las temperaturas reales de operación deben ser verificadas en el campo para compararlas contra el
diseño.
c) El proceso deberá ser revisado periódicamente para confirmar que los niveles de H2S no tienen un
aumento significativo.
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Rate Factors vs. Chromium Content.
Alloy Rate Factor
CS, C-0.5Mo 1
1 Cr-0.5Mo 0.96
2.25Cr-0.5Mo 0.91
5Cr-0.5Mo 0.80
7Cr-1Mo 0.74
9Cr-1Mo 0.68
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Mecanismos de daño que afectan Equipos en la Industria de Refinación
Velocidad de corrosión de acero al C en
servicio de H2/H2S en un desulfurador de
nafta
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Velocidades de corrosión en servicio
de H2/H2S para varias aleaciones
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Mecanismos de
Degradación
de daño
Materiales:
que afectan
Corrosión
Equipos en la Industria de Refinación
Corrosión por ácido sulfúrico
El ácido sulfúrico promueve la corrosión general
y localizada del acero al carbono y otras
aleaciones. En particular las zonas afectadas por
el calor de las soldaduras en aceros al carbono
pueden experimentar severa corrosión.
El gráfico muestra las velocidades de
corrosión de aceros al C en función de la
concentración de ácido sulfúrico y la
temperatura. En orden de resistencia
creciente a la corrosión en este medio
tenemos aceros al C, 316L, Alloy 20,
fundiciones de Fe con alto Si, fundiciones de
alto Ni, Alloy B-2 y Alloy C276. La velocidad
de corrosión aumenta significativamente con
velocidades de flujo de 0.6-0.9 m/s.
// PERDIDA DE ESPESOR UNIFORME O LOCALIZADA
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Mecanismos de daño que afectan Equipos en la Industria de Refinación
Factores críticos:
a) La concentración de ácido, temperatura, contenido de aleación, la velocidad de flujo, la
contaminación y la presencia de oxidantes.
b) Las tasas de corrosión del acero al carbono aumentan significativamente si la velocidad del flujo
excede de 2 a 3 fps (0.6 a 0,9 m/s) o en las concentraciones de ácido por debajo del 65%.
c) Los puntos de mezcla con agua harán que se libere calor y ocurran altas tasas de corrosión donde
el ácido se diluye.
d) La presencia de oxidantes puede aumentar la velocidad de corrosión.
Unidades o equipos afectados:
a) Unidades de alkilación de ácido sulfúrico y plantas de tratamiento de aguas residuales se ven
afectadas.
b) Las áreas de vulnerabilidad en las unidades de alkilación de ácido sulfúrico incluyen líneas de
efluente del reactor, reboilers y sección de tratamiento de cáusticos.
c) El ácido por lo general termina concentrándose en la parte inferior de las torres de
fraccionamiento y reboilers.
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Mecanismos de daño que afectan Equipos en la Industria de Refinación
Prevención y mitigación:
a) La corrosión se reduce al mínimo través de la selección de materiales y el uso correcto
de las velocidades de diseño.
b) Las aleaciones 20, aleación 904L y aleación C-276 resisten la corrosión por ácido diluido
y forman una capa protectora de sulfato de hierro en la superficie.
c) Las corrientes de productos acidificados pueden ser lavadas con cáusticos para
neutralizar el ácido.
Inspección y monitoreo:
a) Inspección mediante UT o RT de las zonas de turbulencia y áreas más calientes.
b) Seguimiento de la corrosión con cupones y sondas ER.
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