• Author / Uploaded
• Andy Quintero

• Categories
• Dureza
• Corrosión
• Planificación
• Diseño
• Naturaleza

Citation preview

INTEGRIDAD MECANICA – CONFIABILIDAD OPERACIONAL Aníbal Serna G. Ingeniero Metalúrgico, M.Sc., Ph.D I.Q. [email protected]; [email protected]

1.

GENERALIDADES

Los equipos y componentes se diseñan de acuerdo con el esfuerzo principal al que estarán sometidos y al tiempo considerado de vida útil del

proyecto.

Durante

las

etapas

de

precomisionamiento,

comisionamiento y puesta en marcha de plantas y equipos se determina la línea base para definir los tiempos de inspección, que están relacionados con los puntos críticos, los equipos críticos y la confiabilidad de los mismos. En la operación, con el tiempo de servicio y a medida que aumenta su severidad, los mecanismos de daño se hacen más agresivos, la resistencia de los materiales y la disponibilidad de equipos disminuyen, los riesgos de falla y su frecuencia aumentan, podrían surgir preguntas como se muestra en la Figura 1. ¿CUÁL ES EL ESTADO DE MI EQUIPO?

FUENTE: CURSO M180, SGS

Figura 1. Incertidumbre sobre el estado de los equipos y componentes

¿Qué debemos saber sobre integridad mecánica y estructural y cómo afecta la rentabilidad y la productividad de plantas y equipos? ¿Cuál es el nivel de confiabilidad operacional y el riesgo asociado? ¿Cuál es el tiempo de vida útil remanente y cómo puedo evaluarlo? ¿Cada cuánto tiempo requiero hacer inspecciones y en dónde? ¿Si la vida útil remanente es corta, qué hacer para incrementarla, cómo disminuyo o elimino el riesgo, cómo monitorear los mecanismos de daño, cómo aumentar la disponibilidad y eficiencia? En la mayoría de industrias, la incógnita es cuándo debo sacar de servicio los equipos que tienen un alto costo de mantenimiento y su tiempo de servicio ha sobrepasado el tiempo de vida útil de diseño. En la Figura 2, se muestran los factores que incrementan o disminuyen la vida útil de los equipos.

VIDA ÚTIL TOTAL Instalación / puesta en marcha

Desmantelamiento EXTENSIÓN DE VIDA ÚTIL

VIDA ÚTIL DE DISEÑO

VIDA ÚTIL CONSUMIDA

80%?, Evaluación de Integridad

ESTIMACIÓN DE VIDA ÚTIL REMANENTE

Evaluaciones y Mantenimiento Periódico

FACTORES QUE AFECTAN LA VIDA ÚTIL DE UN EQUIPO O COMPONENTE NEGATIVAMENTE (-)

- SOBRECARGA -

FALTA DE MANTENIMIENTO DAÑOS ACUMULADOS EN SERVICIO ATAQUE SEVERO DEL MEDIO MALA SELECCIÓN DE MATERIALES SUB-DISEÑO

POSITIVAMENTE (+)

-

DISEÑO CONSERVATIVO BUEN MANTENIMIENTO BUENA SELECCIÓN DE MATERIALES PROTECCIÓN DE SUPERFICIES OPERACIÓN CUIDADOSA VENTANAS OPERACIONALES

Figura 2. Concepto de vida útil total de un equipo, vida útil de diseño, vida útil consumida y vida útil remanente. La vida útil total de un equipo se mide desde la instalación y puesta en marcha y hasta su desmantelamiento, que se ejecuta posterior a un estudio de obsolescencia. La vida útil de diseño, generalmente es menor

que la vida útil total por tanto, se tiene una vida útil remanente que es necesario calcular, porque representa un valor importante del equipo. La evaluación de integridad de equipos y componentes, se recomienda realizarla cuando se ha consumido al menos el 80% de la vida útil de diseño. De acuerdo con las dimensiones y propiedades mecánicas y metalúrgicas de los materiales de los equipos, se puede recalcular la vida útil remanente, definir los períodos de inspección y los sistemas de monitoreo y control requeridos, de acuerdo con los mecanismos de daño presentes. En la Figura 2, pueden verse también los factores que afectan negativa y positivamente la vida útil total de equipos y componentes [1]. 2.

SISTEMA DE GESTIÓN DE INTEGRIDAD - SGI

El sistema de gestión de integridad, está directamente relacionado con la seguridad operacional en los procesos industriales. En la Figura 3, se han identificado elementos estratégicos y tácticos para el aseguramiento y la implementación de la integridad mecánica en empresas [1, 2, 3]. REVISIÓN GERENCIAL Y MEJORAMIENTO CONTINUO

ASEGURAMIENTO Y GESTIÓN DOCUMENTAL

DIAGRAMA CONCEPTUAL DEL SGI POLÍTICAS Y COMPROMISO GERENCIAL

IDENTIFICAR AMENAZAS Y CONSECUENCIAS

PROCEDIMIENTOS VALORAR EL OPERACIÓN RIESGO MANTENIMIENTO

MONITOREAR RIESGOS

SGI VERIFICACIÓN DEL PLAN DE ACCIÓN

PREVENIR RIESGOS

MITIGAR RIESGOS

PLANEACIÓN Y PRESUPUESTOS

IMPLEMENTACIÓN / EJECUCIÓN

Figura 3. Elementos constitutivos del Sistema de gestión de integridad de Activos Productivos

LA ESTRATEGIA: Está relacionada con el gerenciamiento del Sistema de Gestión de Integridad SGI. 2.1

Políticas y Compromiso Gerencial

La integridad de los activos productivos no es un tema aislado de una planta específica, debe estar alineado con el negocio. Las personas deben conocer cómo la integridad de los equipos afecta su actividad diaria, por lo tanto requieren ser informados, instruidos y capacitados. La gerencia y la administración definen las políticas y adquieren los compromisos relacionados con el cumplimiento de regulaciones y seguros. La estrategia gerencial consiste en definir: 2.1.1

Políticas, Objetivos e Indicadores:

Deben ser claros, obtenibles en

tiempos de duración definidos y

medibles. En la industria, es muy común la comparación de resultados “Benchmarking”, para poderse ubicar y generar metas razonables. 2.1.2

Organización Funcional

El tamaño de las empresas define el tipo de organización funcional. Puede existir una área de integridad – confiabilidad, integrada por un equipo élite, con los profesionales más competentes, que ayuden a definir las políticas, los objetivos y los indicadores de gestión. En otros casos, se anexa la función integridad – confiabilidad al área de mantenimiento y en la mayoría existe como un área funcional independiente, denominada inspección – integridad – confiabilidad. 2.2

Planeación y Presupuestos

En una empresa coexisten las plantas de proceso con sus equipos, estáticos, rotativos e instrumentos; los procesos como tal, que pueden ser de alto riesgo por el tipo de fluidos que manejan y las personas, sin las cuales no habría ninguna actividad segura. Debido a su complejidad, la integridad mecánica hay que planearla y presupuestarla considerando todos sus componentes de forma equilibrada.

2.3

Implementación / Ejecución

La seguridad operacional debe primar sobre los requerimientos de productividad. Es necesario que los planes se implementen y se ejecuten en los tiempos estipulados. En muchos casos se recurre al aplazamiento de los planes de integridad por el cumplimiento de metas de producción y la recepción de bonos de productividad. Las velocidades de crecimiento de daño y la resistencia de los materiales no deben subestimarse. El ideal sería un consenso entre seguridad – integridad – productividad. 2.3.1

Definición de la Línea Base

Desde el inicio de los proyectos de construcción de plantas, equipos y ductos, debe tenerse en cuenta la definición de los parámetros y dimensiones iniciales antes de iniciar la operación, cero kilómetros. Esta referencia será el valor de comparación entre evaluaciones de integridad e inspecciones. Con esta base se construirán las bases de datos de velocidad de crecimiento de daños y los tiempos de vida útil remanente de equipos y componentes. 2.3.2

Límites de Diseño y Límites de Operación

Para la puesta en marcha de equipos y componentes, es necesario definir los límites de diseño y los límites operacionales. El control de alarmas

y

la

seguridad

de

los

procesos

están

estrechamente

relacionados con los valores que se incluyen en las “Ventanas Operacionales”. 2.4

Verificación del Plan de Acción

Es necesario que se implementen las “Rondas Estructuradas” con los formatos definidos, donde se incluyen los tiempos de medida, los valores de las variables operacionales y la verificación de la coincidencia entre los valores medidos en sitio con los observados en el cuarto de control. Las auditorías operacionales y de integridad de equipos es otro mecanismo de verificación, las cuales deben realizarse periódicamente, registrar los hallazgos, las desviaciones y los planes de acción correctivos. Los planes de integridad deben ser flexibles, para adaptarse

a los cambios, deben controlarse eficazmente para garantizar su cumplimiento. Las medidas correctivas no deben perder el objetivo inicial y su indicador debe estar de acuerdo con la realidad. 2.5

Aseguramiento y Gestión Documental

La evaluación de integridad mecánica de activos y la confiabilidad operacional requieren monitoreo y control permanente, se debe asegurar la calidad de los registros y la información, los profesionales de integridad deben evaluar las tendencias, las desviaciones del plan, comunicar las observaciones y participar en la toma de decisiones. 2.5.1

Aseguramiento de la Calidad

En el Sistema de Gestión de Integridad, el aseguramiento inicia con la calidad de la ingeniería conceptual, básica y de detalle; continua con el aseguramiento de la calidad de la construcción y finaliza con el aseguramiento de la calidad del producto del proyecto, planificado para el tiempo de vida útil total, incluido el desmantelamiento. 2.5.2

Gestión Documental

Las empresas no siempre están radicadas en un sitio de fácil acceso al transporte y comunicaciones. Los proyectos petroleros, por ejemplo, se ejecutan en lugares remotos de difícil acceso y deficiente comunicación. Es importante que la información que se genera en campo, se radique, se analice, se clasifique, se almacene y se distribuya desde un lugar centralizado, denominado Centro de Documentación Técnica. Con las facilidades de comunicación y computación, las empresas han creado sistemas de comunicación interna – Intranet - y de comunicación externa a través de Internet. La información la han centralizado en los Centros de Información Técnica – CIT- o en sitios de Documentación Digital Centralizada y compartida – Webshare. Toda la actividad del Sistema de Gestión de Integridad debe quedar documentada y su trazabilidad asegurada. LA TÁCTICA: Es la ejecución planeada y programada del SGI Desde el punto de vista táctico, la evaluación de integridad y la confiabilidad operacional comienza con la etapa de planeación del

proyecto: La identificación de riesgos mayores o MAHID - HAZID, durante la visualización; la definición de riesgos operacionales, de las capas de protección y los niveles integrales de seguridad, HAZID, LOPA y SIL respectivamente, en la etapa de la definición del proyecto. En las fases de precomisionamiento, comisionamiento y puesta en marcha se usa frecuentemente el ¿Qué pasa sí? O WHAT IF. 2.6

Identificación de Amenazas – Áreas de Alta Consecuencia

El análisis del riesgo, su cuantificación y su priorización son el centro de atención en la evaluación de integridad de plantas, equipos y componentes. 2.6.1

Identificación de Amenazas

Las amenazas consideradas en los sistemas de gestión de integridad pueden agruparse en nueve (9) categorías: - Corrosión externa - Corrosión interna - Agrietamiento por corrosión asistida por esfuerzos – SCC - Deterioro de equipos y componentes en servicio - Defectos de fabricación - Defectos relacionados con soldadura y ensamble - Daños mecánicos y físicos por terceros - Operaciones incorrectas – fallas humanas - Daños por el clima y fuerzas naturales externas Las cuatro primeras son dependientes del tiempo, las dos siguientes son estables con el tiempo y las tres finales son independientes del tiempo. 2.6.2

Áreas de Alta Consecuencia - HCA

Las áreas de alta consecuencia pueden ser directas o indirectas. Son sitios sensibles donde una falla podría causar efectos adversos a la salud y seguridad de las personas, consecuencias de pérdida económica considerable, daños ecológicos y ambientales difíciles de remediar y pérdida de imagen y credibilidad corporativa. Generalmente están asociadas a las áreas densamente pobladas, a recursos hídricos dedicados al consumo humano, a vías fluviales navegables, áreas

agroindustriales activas, recursos ecológicos susceptibles a daños por largo plazo, irreversibles o irrecuperables. 2.7

Gestión y Valoración del Riesgo

El riesgo es el producto de la probabilidad de que se materialice una amenaza por la consecuencia de la falla o pérdida de control sobre la salud y seguridad de las personas, sobre el medio ambiente, las pérdidas económicas por perdida de producto, lucro cesante y costos de reparación, por la pérdida de imagen y deterioro del valor bursátil. Es importante distinguir entre un proceso de administración del riesgo y un método de valoración del riesgo. Administrar o gerenciar el riesgo es el proceso completo que incluye la identificación, la valoración del riesgo y las acciones de mitigación; mientras la valoración del riesgo se realiza para tomar decisiones. El riesgo puede expresarse como: Riesgo i = Pi x Ci para una sola amenaza Riesgo = ∑ (Pi x Ci) para categorías de amenazas Donde: Pi: Probabilidad de falla Ci: Consecuencia de la falla 2.7.1

Probabilidad de Falla

Para cada industria en particular, se tienen análisis estadísticos sobre la probabilidad de falla, basados en la frecuencia de ocurrencia de incidentes y accidentes. Para un equipo, se construyen los histogramas de falla para un período de tiempo determinado, tal como se ilustra en la Figura 4. En este horno de proceso, el componente con más frecuencia de falla y por tanto con mayor probabilidad de falla es el refractario de la zona de combustión

2.7.2 Consecuencia de la Falla Generalmente la determinación de las consecuencias del riesgo, consideran componentes tales como el impacto potencial del evento sobre la salud y la seguridad de las personas, daños a la propiedad y pérdida de equipo capital, impacto en el negocio por lucro cesante y demoras en entregas de producto, impacto por daño ambiental y pérdida de imagen de la empresa. Para cada tipo de empresa, se debe crear la Matriz de Análisis de Riesgos o matriz “RAM”, tal como se muestra en la Figura 5.

HISTOGRAMAS DE FALLA

20

FRECUENCIA DE FALLA (1982-1996)

18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 ELEMENTO / PARTE

1. Aislamiento Térmico Zona de Convección 2. Lámina de la Carcaza (Z.R.,Z.C.) 3. Aislamiento Térmico Zona de Radiación 4. Cabezales (Asientos, Pernos, Soldadura de Sello) 5. Aislamiento Térmico Ductos de Chimenea 6. Refractario Olla de Quemadores 7. Pernos de Anclaje de Aislamiento Térmico 8. Zona de Convección Taponada/Sucia 9. Damper de Chimenea 10. Termocuplas (Rotura) 11. Boquillas de Pilotos y Quemadores 12. Refractario del Piso 13. Aislamiento Térmico Salida a Cabezales 14. Termopozos (Erosión) 15. Tubos Toma-Muestra de gases (Rotos) 16. Refractario de Chimenea (Agrietado) 17. Refractario de Mirillas 18. Lineas de Decoking (Bajo espesor) 19. Tubería de Zona de Radiación Fisurada 20. Linea de Transferencia (Coquización/Taponamiento) 21. Tubería Cabina A, Zona de radiación (Coquización) 22. Estructura Soporte Ducto-Chimenea 23. Tubería de Vapor de Sofocación 24. Tubería de Zona de Radiación (Bajo Espesor) 25. Tubo Aleteado Deformado

Figura 4. Histograma de falla de un horno de proceso de una refinería de crudo.

2.7.3

Valoración del Riesgo

La valoración del riesgo se realiza para tomar decisiones racionales y consistentes, requiere de personal competente que analice los datos de entrada, que utilice las mejores prácticas de ingeniería y sus resultados. La valoración cuantitativa del riesgo nos ayuda a la priorización de plantas, equipos y componentes críticos.

2.8

Prevención y Mitigación de los Riesgos

Si en la matriz de riesgo aparecen plantas, equipos o componentes en las zonas rojas identificadas con H ó VH, se debe identificar si desde el diseño se han incluido los riesgos. Deben realizarse todos los análisis y tomar todas las acciones correctivas para que estos riegos se trasladen hacia la izquierda y hacia abajo, a la zona que llamaríamos de “riesgo tolerable o remanente”, que siempre estará allí como “riesgo potencial”.

REFINERÍA

REFINERÍA

Figura 5. Matriz de Análisis de Riesgo – RAM, elaborada para una refinería de crudo. 2.9

Monitoreo y Control del Riesgo

Las variables o parámetros operacionales de todos los equipos y componentes críticos deben ser mantenidas dentro de las denominadas “ Ventanas Operacionales” y con base en ellas definir los criterios de alarmas y cortes, tal como se muestra en la Figura 6. En general, los recipientes a presión se diseñan para que trabajen en un rango de operación normal y seguro. Eventualmente se pueden dar

incursiones en parámetros operacionales, que son detectados por las alarmas de control del sistema. Si las incursiones superan las salvaguardas y los sistemas de alivio y además, superan los límites de diseño, se producen los disparos y cortes. El superar los límites de diseño, puede generar la pérdida de contención de presión; la presencia de fugas de fluidos que pueden ser tóxicos, inflamables o explosivos; deterioro

del

medio

ambiente

y

en

algunos

casos

accidentes

catastróficos. DISPAROS CORTES

SALVAGUARDAS ALIVIOS

PÉRDIDA DE CONTENCIÓN DAÑO A INSTALACIONES INCIDENTES HSE ACCIDENTES LÍMITE DE DISEÑO

RANGO OPERATIVO EXCEPCIONAL

ALARMAS RANGO OPERATIVO NORMAL

Figura 6. Diagrama esquemático de parámetros operacionales seguros. En los cuartos de control centralizados, se instalan todos los instrumentos de verificación de señales en tiempo real, tal como se muestra en la Figura 7, donde se pueden analizar las tendencias y tomar las decisiones antes de que ocurran los incidentes o accidentes. 2.10

Revisión Gerencial y Mejoramiento Continuo.

Para cerrar el ciclo de la gestión de integridad, periódicamente se deben realizar revisiones gerenciales de mejoramiento continuo, se analizan los resultados de los indicadores, la eficiencia del manejo del cambio, el

tratamiento de las No-conformidades, de la investigación de incidentes, de la satisfacción del cliente y la eficacia de los planes de acción. Con base en los resultados, se elaboran los planes a corto, mediano y largo plazo.

 Tablero de control – Alarmas  Tendencia de Variables – PI / RIS  Relación de variables y parámetros

Figura 7. Información de control que aparece en las pantallas, con el monitoreo de variables en tiempo real y tendencias.

3.

EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD DE EQUIPO ESTÁTICO

La recomendación de las mejores prácticas de ingeniería es que la evaluación de integridad, para los equipos estáticos, se inicie cuando el equipo haya consumido el 80% de la vida útil de diseño. Existen metodologías para cada tipo de industria. Por ejemplo, para la industria del petróleo se han desarrollado normas como la API 510[4] que trata sobre la inspección de los equipos; la norma API RP-571[5] que relaciona todos los daños y los mecanismos de daño que pueden presentarse en una refinería y que puede hacerse extensiva a una petroquímica o a la industria química y la norma API 579-1 / ASME FFS-1[6], que plantea tres niveles de evaluación de integridad para equipo usado en ambientes específicos. El EPRI – Electrical Power Research Institute – ha propuesto

una metodología de evaluación de integridad y estimación de vida útil remanente para la industria de generación eléctrica y el DNV – Der Norsk Veritas – ha propuesto una metodología para la evaluación de integridad de equipos y recipientes a presión. Generalmente, todos consideran tres niveles de evaluación, tal como se ilustra en la Figura 8, donde se incluyó un etapa 0 de recolección de información. La evaluación de integridad se inicia con un taller de Inspección Basada en Riesgo (RBI), que acompaña la planeación de una parada programada. El resultado de un RBI es un plan de inspección detallado con priorización de los equipos críticos, de las zonas críticas, con conocimiento de los daños potenciales y de los métodos y equipos de inspección. Durante la ejecución de la inspección, se verifica la presencia del daño, se elaboran las recomendaciones de mantenimiento correctivo y el plan de mantenimiento preventivo – predictivo, con los controles y monitoreo requeridos. Finalizado el RBI, se evalúa el tiempo de vida útil remanente del equipo crítico o del componente crítico, basados en el daño, en los mecanismos de daño y en la velocidad de crecimiento o propagación del mismo; se determinan

los

tiempos

entre

inspecciones

que

garantizan

una

operación segura y confiable, se redefine el plan de mantenimiento y de inspección que se ira actualizando para la próxima parada programada y se cuantifica el nivel de inversiones para cambios, reparaciones o modificaciones. La evaluación de integridad es un procedimiento metodológico, planeado y ordenado que permite conocer en qué condiciones mecánico metalúrgicas se encuentra un componente de un equipo o un sistema (verificación del diseño, identificación y caracterización de daños existentes), para posteriormente estimar o predecir su comportamiento en función del tiempo, el esfuerzo y el medio, evaluación conocida como determinación de vida residual o remanente. Algunos beneficios asociados con el desarrollo de programas de Evaluación de Integridad son:

 Extensión de la vida útil de un componente más allá de su vida de diseño original.  Reparación o reemplazo planeado de componentes con daño.  Introducción de modificaciones a un sistema existente.  Satisfacción de las normativas de seguridad.  Disminución de la probabilidad y frecuencia de fallas imprevistas  Disminución de costos de mantenimiento, inspección y operación.

FASE 0 – Recopilación, consulta, actualización , revisión y organización de información

DEFINICIÓN DEL SISTEMA

FLUIDOS QUE MANEJA PROCESOS INVOLUCRADOS UBICACIÓN GEOGRÁFICA

MATERIALES •- DATA-SHEET •- PLANOS

HISTÓRICOS - MANTENIMIENTO E INSPECCIÓN - CONSTRUCCIÓN Y MONTAJE - OPERACIÓN

INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL

FASE I – Definición de plan de inspección y acompañamiento para establecer la criticidad

EVALUACIÓN DEL DAÑO

IDENTIFICACIÓN DE EQUIPOS CRÍTICOS

DETERMINACIÓN DE ZONAS / PUNTOS CRÍTICOS

ACOMPAÑAMIENTO AL PLAN DE INSPECCIÓN – DIAGRAMAS Y PROCEDIMIENTOS

IDENTIFICACIÓN DE MECANISMOS DE DAÑO

FASE II - Ejecución de plan de inspección para disminuir criticidad

CARACTERIZACIÓN Y VERIFRICACIÓN DEL DAÑO

OPTIMIZACIÓN DE

PROCEDIMEINTOS

RECOMENDACIONES DE OPERACIÓN, COMBUSTIÓN, INSTRUMENTACIÓN, INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO

INFORMACIÓN ASEGURADA EN LA INTRANET

FASE III – Análisis de propiedades mecánicas y metalúrgicas para estimar la vida útil remanente de componentes estructurales ESTIMACION DE VIDA UTIL REMANENTE CÁLCULOS ESTOCÁSTICOS (HECHOS)

CÁLCULOS PROBABILÍSTICOS

TOMA DE DECISIONES ENSAYOS DE LABORATORIO EXTRAPOLACIONES REPARAR EL DAÑO

MANTENER EN SERVICIO

REEMPLAZAR EQUIPO / COMPONENTE.

ESTRATEGIAS DE INSPECCIÓN / MANTENIMIENTO / INVERSIONES

Figura 8. Diagrama esquemático de la metodología utilizada para evaluación de integridad de equipo estático en la industria del petróleo en Colombia.

4.

EVALUACIÓN DE VIDA REMANENTE (Remanent Life Assessment).

El objetivo de determinar la vida remanente de equipos es optimizar los servicios de mantenimiento y permitir la aplicación de sistemas de

aseguramiento de seguridad y confiabilidad. La metodología para determinar la vida remanente de equipos consiste en seguir un procedimiento sistemático que permita verificar con cierto grado de precisión si un componente o estructura, operando bajo ciertas condiciones conocidas, puede continuar en servicio, manteniendo un nivel de riesgo aceptable, por un periodo de tiempo prefijado, o si debe repararse inmediatamente o si debe ser cambiada definitivamente. Esta metodología es aplicada equipo estático que trabaja a alta temperatura y baja temperatura como a equipos que están sometidos a presiones internas o externas[7, 8, 9]. Existe software especializado para facilitar la determinación de vida útil remanente de calderas, hornos, reactores y tanques de almacenamiento. Hay sistemas de análisis que integran los estudios de vida remanente, análisis de falla e integridad estructural con el criterio de análisis y gestión de riesgos de ingeniería. De acuerdo con la norma API 579 (Fitness-For Service) la evaluación de vida remanente se usa para establecer los intervalos de inspección más apropiados y/o los planes de monitoreo a realizar, o la necesidad de cambio del componente. Esta evaluación de vida no da un estimativo preciso del tiempo real para la falla. Por lo tanto, la vida remanente puede ser estimada basada en la calidad de la información disponible, el nivel de evaluación, y las apropiadas suposiciones para calcular un adecuado factor de seguridad para la operación hasta la próxima inspección del equipo. En el caso de equipos que trabajan a alta temperatura, la vida remanente puede ser calculada con razonable seguridad para daños por corrosión uniforme (oxidación) y daños por termofluencia o creep a largo tiempo. Por ejemplo, con un tipo de daño por corrosión uniforme, se calcula un espesor adicional de corrosión y una vida remanente asumiendo velocidades de corrosión a partir de datos de espesor disponibles. La vida remanente estimada debe ser conservativa para considerar

cambios

en

las

propiedades

del

material,

esfuerzos

inesperados, y variabilidad en las velocidades de crecimiento del daño.

Para la estimación de vida útil remanente se utilizan varios métodos, con una diferencia apreciable entre los teóricos y los experimentales, debido principalmente, a que los primeros no consideran los daños acumulados en servicio por interacción entre el material y el ambiente de trabajo al que están expuestos. Actualmente varias técnicas han sido desarrolladas para la evaluación de daño por termofluencia (creep) y disminución de espesor para los serpentines de hornos de proceso y calderas industriales, tales como: métodos

numéricos,

extrapolación

estadística

de

fallas

pasadas,

medidas dimensionales, métodos metalográficos, métodos basados en estimación de temperatura y ensayos de ruptura después de servicio, entre otros. Las diferentes técnicas dan una idea cualitativa de la vida residual del componente, debido a la incertidumbre que genera la aplicación de datos estándar en la mayoría de los métodos. 4.1

Métodos Numéricos

Para la aplicación de los métodos numéricos es necesario conocer las variables de operación como temperatura y presión, flujo, temperatura de piel, datos de espesor, número de arrancadas y paradas del equipo, etc. En la mayoría de los casos no se cuenta con ésta información completa en los históricos de operación, obteniendo resultados de vida residual con cierto grado de incertidumbre. El primer paso es definir el principal

mecanismo

componente,

de

necesario

daño para

que

afecta

determinar

la

vida

rangos

de

residual esfuerzo

del y

temperatura a considerar. 4.2 Método API RP 530 El cálculo de fracción de vida útil remanente para tubería de hornos de proceso, al igual que los cálculos de espesor para diseño elástico y diseño de ruptura, están basados en la práctica recomendada API-RP 530. La norma tiene en cuenta daños por

termofluencia (creep), por

corrosión a alta temperatura generada por los gases de combustión (Oxidación, sulfidación, carburación, nitruración) y por la denominada “Hot-Corrosion” o corrosión en caliente, que se presenta por la

corrosión con sales y cenizas durante la quema de combustibles líquidos y sólidos. Sin embargo, el espesor mínimo admisible está basado en la vida estimada para termofluencia. La predicción de la vida útil remanente de tuberías es compleja, por el efecto de diversos factores como oxidación externa, corrosión interna,

calentamiento

irregular, choque directo de llama, deposición y coquización interna, los cuales aumentan los valores de esfuerzo y temperatura sobre el material del tubo, acelerando mecanismos de daño, disminución de espesor y termofluencia. Por ejemplo, en el caso de daño por termofluencia, la fracción de vida consumida para cada segmento de tiempo (paradas) – temperatura es estimada por medio de la Regla de fracción de vida por termofluencia (Regla de Robinson) utilizando datos estándar de ruptura de material y un esfuerzo elástico o de referencia. Después todas las fracciones de vida consumidas son sumadas y por diferencia con la unidad se calcula la vida útil remanente. La fracción de vida útil de diseño consumida por termofluencia puede ser determinada por medio de la siguiente ecuación:  ti/tr = 1 Donde: ti: Tiempo gastado a una temperatura y esfuerzo tr: Tiempo de ruptura para las mismas condiciones (dato estándar) Para el cálculo de la fracción de vida útil remanente teórica y tiempo de ruptura, es necesario considerar la disminución de espesor con el tiempo debido a daños acumulados

de oxidación y corrosión. Esta

estimación de vida residual se realiza según el método del Apéndice E de la norma API RP 530, basado en el aporte que cada corrida tiene en la disminución de la vida útil, considerando los parámetros de operación reales. El cálculo de la fracción de vida se basa en una regla de daño lineal descrita en el Apéndice B, sección B.2, de la Norma API RP-530, específicamente con la ecuación:

M  L   F ( M )    L 1  Lr 

Donde: F(M) M

= Suma de la Fracción de vida en cada periodo = Periodos de operación

L

= Periodos de tiempo (años)

Lr

= Vida de ruptura a un esfuerzo y temperatura.

4.3

Método API 579

Cuando se determina que la vida remanente es afectada por pérdida general de espesor, la norma API 579, sección 4, desarrolla una expresión basada en las medidas de espesor tomadas en la inspección y las velocidades de corrosión esperadas según la siguiente ecuación:

Rlife 

t avg  Kt min C rate

Donde, Rlife

= Vida remanente (años)

Crate = Velocidad de corrosión esperada (mm/año, in/año) K

= Constante según nivel de evaluación. Nivel 1, K = 1.0; Nivel 2, K = RSFa

RSFa = Factor de resistencia remanente admisible tavg

= Espesor de pared promedio, determinado en inspección (mm o pulg)

tmin

= Espesor de pared mínimo requerido

El factor de resistencia remanente RSF se utiliza para definir la aceptabilidad de un componente para continuar en servicio y se define como (API 579, Apéndice 2):

RSF 

LDC LVC

Donde, LDC

= Carga de colapso plástico para componentes con defectos

LVC

= Carga de colapso plástico para componentes sin daño

El valor recomendado para RSFa es 0.90 para equipos en servicio, con carácter conservativo, este valor puede disminuir según el tipo de carga o las consecuencias de falla. 4.4

Proyecto Omega

Es un programa de investigación sistemático de métodos de evaluación de vida útil remanente para equipos y materiales que operan a alta temperatura (en el rango de creep) encabezado por el MPC ( Materials

Properties Council), con la participación de más de 25 compañías. Los procedimientos de evaluación desarrollados por el proyecto Omega se basan en un parámetro de velocidad de deformación (strain rate) en termofluencia o creep y un parámetro de daño multiaxial (Omega), los cuales son usados para predecir la velocidad de acumulación de deformación, la acumulación de daño por creep, y el tiempo remanente de falla como una función del estado del esfuerzo y la temperatura. El procedimiento de evaluación de vida remanente desarrollado por este método se revisa a continuación (API 579, Apéndice F). La vida remanente de un componente para un estado de esfuerzo y temperatura se expresa como:

L

1  m co

Donde, m

= Parámetro de daño multiaxial Omega

co

= Velocidad inicial de deformación en creep al inicio del período a evaluar, basada en el estado de esfuerzo y la temperatura en este tiempo.

El parámetro de daño multiaxial, m, se evalúa usando las siguientes ecuaciones:

Donde, C0, …, C4

= Coeficientes del material para el parámetro Omega.

Ver Tabla 47 (API 579). L

= Vida remanente (horas)

n

= Exponente de la velocidad de deformación

T

= Temperatura (°F)



= Parámetro basado en el estado de esfuerzos: 3.0 para esferas presurizadas 2.0 para cilindros presurizados 1.0 Para todos los demás componentes



= Factor de Prager igual a 0.33

cd

= Factor de ajuste para ductilidad en creep, rango de +0.3 para desempeño frágil y de –0.3 para desempeño dúctil.



= Parámetro de daño uniaxial

m

= Parámetro de daño multiaxial



= Exponente del parámetro de daño



= Esfuerzo efectivo (ksi)

1, 2, 3

= Esfuerzo principal (ksi)

El exponente de la velocidad de deformación, n, y la velocidad inicial de deformación, co , son calculadas con las siguientes ecuaciones:

Donde, sr

= Factor de ajuste a la banda de dispersión, rango de –0.5 para la parte inferior de la banda y de +0.5 para la parte superior de la banda

Si el componente está sujeto a condiciones variables de operación (diferentes temperaturas y estados de esfuerzo), la vida remanente puede determinarse usando la siguiente expresión:

Dc  

ti  Dca Li

Donde, Dc

= Daño calculado por creep basándose en la historia de carga

Dca

= Daño admisible por creep, con un valor aproximado de 1.0

Li

= Tiempo de ruptura para la historia de carga en el incremento de tiempo ti

ti

= Incremento de tiempo o duración de carga para cálculo del daño (horas)

4.5

Curvas de Esfuerzo–Deformación de Igual Duración (isochronous)

Este tipo de curvas pueden necesitarse para evaluar la vida remanente de componentes que operan a alta temperatura.

Estas curvas son

particularmente usadas en la evaluación de componentes con potencial de pandeo (buckling) por termofluencia o creep (API 579, Apéndice F).

Tabla 1.

Coeficientes de creep en servicio uniaxial para el parámetro

Omega

Estas curvas isócronas pueden calcularse resolviendo las expresiones del proyecto Omega cuando los esfuerzos son bajos y la etapa primaria de creep se desprecia. Como  y co son funciones del esfuerzo y la temperatura, se presenta la deformación en el tiempo con la curva expresada como:

 Donde,

 E



1 ln1  co t  

E

= Módulo de Young (ksi)



= Parámetro de daño uniaxial

t

= Período de tiempo evaluado (horas)



= Deformación elástica adicional a la deformación por creep

co

= Velocidad inicial de deformación en creep al inicio del período a evaluar

4.6

Métodos Metalográficos

Estos métodos han sido desarrollados para relacionar la evolución de vacíos o cambios en la morfología de los carburos en el material, debido a que la primera señal de daño por termofluencia es la formación de cavidades hacia el límite de grano, las cuales se unen con el tiempo y crecen hasta formar microgrietas. Existen cuatro estados de termofluencia caracterizados por Neubauer y Wedel, los cuales se utilizan como una técnica de monitoreo más que como una técnica de predicción de vida. La Tabla 2 presenta los cuatro estados de evolución de vacíos por termofluencia, sus características y las recomendaciones propuestas para cada estado y en la Figura 9 se muestra una representación esquemática de dichos estados [8, 9] La evaluación microestructural del componente mediante réplicas metalográficas puede realizarse microscopio

electrónico

metalográficas

se

de

utilizan

usando un microscopio óptico o un

barrido para

(SEM). estudiar

Además

las

posibles

réplicas cambios

microestructurales, determinar el tamaño de grano e identificación de pequeñas fases secundarias por la técnica de extracción [10]. 4.7

Métodos Basados en Temperatura

Una de las principales variables en la estimación de vida útil remanente por termofluencia es la temperatura de piel. En los tubos de hornos y calderas, la temperatura de piel es frecuentemente medida y no

permanece constante debido a las fluctuaciones de carga y al crecimiento de las capas de óxido. Se pueden utilizar varios parámetros para estimar o calcular la temperatura equivalente después de servicio, tales como dureza, microestructura y espesor de capa de óxido debido a que los cambios en estos parámetros son función de la temperatura de operación y del tiempo de servicio. La temperatura estimada se puede usar en unión con datos estándar del material para estimar la vida remanente del componente. Tabla 2.

Estados de evolución de cavidades de termofluencia.

ESTADO

CARACTERÍSTICA

A

Cavidades aisladas

RECOMENDACIÓN Ninguna corrección de inspección recomendada

B

Cavidades orientadas Re inspección de 1.5 a 3 años es requerida

C

Microgrietas

Reparación o reemplazo dentro de seis meses

D

4.8

Macrogrietas

Reparación inmediata

Cambios de Dureza.

Debido a la exposición de un componente a alta temperatura por tiempos prolongados, la resistencia mecánica del material cambia. Una forma de evaluar este cambio es por medio de medidas de dureza superficial, la cual puede ser utilizada para estimar la temperatura de exposición del metal en servicio. En la Tabla 3, se incluye una equivalencia de resistencia última UTS y dureza para aceros al carbono y de baja aleación.

Figura 9.

Representación esquemática de la evolución de los vacíos generados por creep.

Tabla 3.

Equivalencias

aproximadas

de

valores

de

dureza

resistencia en tensión para aceros al carbono y de baja aleación.

Dureza brinell (carga 3000 Kg)

Resistencia a la tensión Dureza Vickers MPa

Ksi

y

Una correlación entre la dureza (H) y el parámetro de Larson Miller (P) puede obtenerse en un material dado. Conociendo la dureza inicial H0 (en el tiempo 0) a una temperatura, y con medidas del cambio de dureza en función del tiempo, resulta una función H = f(p). En la Figura 10 se esquematiza la relación de H con P para un material con una dureza inicial H0 y un parámetro P0.

Po, Ho

DUREZA

P’o, H’o

P1, H1

H = f(p)

PARÁMETRO DE LARSON MILLER

Figura 10. Representación esquemática de la relación de la dureza (H) con el PLM. Este método puede ser utilizado en tres casos:  Caso 1 Asumir una dureza inicial conocida H0 (tubo de material nuevo) y una medición de dureza (H1) después de un tiempo (t1). La temperatura de operación puede ser estimada según la expresión:

T

P1 20 logt1 

Donde: P1 es el valor de P cuando H = H1, obteniéndose de la curva H = f(p)  Caso 2

Asumir un valor de dureza aproximada antes del servicio dependiendo del estado del material del tubo (recocido, normalizado, revenido) y una dureza H1 después de un tiempo t1. Este caso es una situación común cuando el material ha estado en servicio por largo tiempo. Con el valor de dureza H’0 asumido se calcula un P’0 y un t’1. Con estos valores se calcula la temperatura de operación según las ecuaciones: P1 = T [20 + log (t1 + t’1)] P’0 = T [20 + log t’1] Si el tiempo estimado t’1