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“MECANISMOS DE DETERIORO QUE AFECTAN AL EQUIPO

ESTÁTICO EN LA INDUSTRIA DE REFINACIÓN DE CRUDO”

PRACTICA RECOMENDADA API 571

MECANISMO DE DETERIORO API 571

Esta publicación es el resultado de la necesidad de un documento que trate de losmecanismos de deterioro que afectan a los equipos en las industrias de refinación petroquímica.

Un paso clave para la administración confiable y segura del equipo es la identificación yentendimiento de los mecanismos de daño. Esto resulta importante también cuando se instrumenta elcumplimiento de los códigos de inspección API 510, API 570, API 653, así como cuando se llevan acabo análisis de IBR de acuerdo con las API 580 y 581. Cuando se lleva a cabo una evaluación deAptitud para el servicio, FFS API 579, se deben entender y tomar en cuenta para el análisis de vidaremanente.

1.1 IntroducciónLos estándares de ASME y API ofrecen reglas para el diseño, fabricación e inspección y

prueba para recipientes, tubería y tanques de almacenamiento sujetos a presión, Sin embargo no seenfocan a los mecanismos de deterioro y daño durante la operación.

La evaluación de la aptitud para la operación segura, Fitness for service, FFS, es unaevaluación cuantitativa de ingeniería que se realiza para demostrar el estado de Integridad Mecánica deun componente en operación que contiene fallas o daño.

El primer paso para la realización de una evaluación FFS, acorde con la API RP 579, es laidentificación del tipo de falla que causa el daño.

La identificación apropiada de los mecanismos de deterioro, de componentes que contienenfallas u otras formas de deterioro, es también, el primer paso para la realización del análisis deInspección Basada en Riesgo, acorde con la API RP 580 y 581.


Las fallas y daño descubiertos durante la inspección en servicio, pueden ser el resultado decondiciones preexistentes antes de la entrada en operación del componente o pueden ser inducidas porlas operaciones normales o transitorias. Las Causas Raíz del deterioro pueden ser condicionesinadecuadas de diseño, selección de materiales, uso equivocado de procedimientos de fabricación,entre otros.

Otro factor que complica la evaluación de aptitud para el servicio, FFS, en las operaciones de unarefinería o un complejo petroquímico, son las interacciones extremamente variadas entre elmaterial, el medio ambiente y las condiciones de operación de cada unidad de las instalaciones.De manera general en una refinería o complejo petroquímico se encuentran los siguientes tipos dedaño:• Perdida de material general o local debida a corrosión o erosión.• Grietas abiertas a la superficie• Grietas subsuperficiales• Cambios metalúrgicos.

Estos tipos de daño pueden ser causados por uno o varios mecanismos de falla. Además,cada uno de estos mecanismos de deterioro ocurren bajo combinaciones particulares de materiales,procesos, ambientes y condiciones de operación.


1.2 AlcanceEstos lineamientos se dirigen al personal de inspección para apoyarle en la identificación de las causasprobables de daño y tienen el propósito de inducir el concepto de Modos de falla y Deterioro inducidopor la operación

1.3 Organización y usoPara facilitar el uso de la información suministrada en esta norma para las evaluaciones de FFS y aplicaciones de IBR, se tiene lo siguiente:

a. Descripción del daño. Descripción Básica del dañob. Materiales afectados. Lista de materiales susceptibles al mecanismo de deterioro.c. Factores críticos. Factores que afectan al mecanismo. Velocidad de falla.d. Unidades o equipo afectado. Equipos o unidades donde el daño es frecuente.e. Apariencia o morfología del daño. Fotografías o microfotografías.f. Mitigación o prevención. Métodos sugeridosg. Inspección y monitoreo. Recomendaciones de técnicas END para la detección y cuantificación de

daño.h. Mecanismos relacionados. Discusión de mecanismos de daño.i. Referencias y antecedente de información pertinente.


4.1 GeneralSe presentan a continuación Mecanismos de daño que ocurren en las industrias de la pulpa y el papel,generación de electricidad, Refinación y petroquímica. Estos mecanismos están agrupados en 4secciones:a. Fallas mecánicas y metalúrgicas.b. Pérdidas de espesor uniformes y localizadas.c. Corrosión en alta temperatura.d. Grietas inducidas por el ambiente.

4.2 Mecanismos de falla mecánicos y metalúrgicos4.2.8 Fluencia (Creep) y ruptura por tensión4.2.8.1 Descripción del daño

En altas temperaturas, los componentes de metal pueden deformarse lentamente bajo cargas pordebajo de su esfuerzo de cedencia. Esta deformación de componentes bajo esfuerzo, a ciertatemperatura, en función del tiempo, se llama Fluencia o CreepLa deformación lleva al daño, el cual eventualmente lleva a la ruptura.


4.2.8.2 Materiales afectadosTodos los aceros y aleados

4.2.8.3 Factores críticos

a. La velocidad de deformación por fluencia es función del material, la carga y la temperatura. Engeneral un aumento de 12°C o un aumento de 15% de esfuerzo pueden reducir a la mitad la vidaremanente, dependiendo del material.

b. La aparición del daño por fluencia con pequeña deformación se confunde con la fragilización porfluencia, pero siempre indica que el nivel de ductilidad se ha reducido.

c. La baja ductilidad por fluencia es : 1. Más severa para materiales de alto esfuerzo y para materialde soldaduras. 2. Más común en los rangos de baja temperatura del intervalo de fluencia o a bajosesfuerzos en los limites superiores del rango de la fluencia. 3 Más probable en materiales de granobasto que en los de grano fino. 4. No aparece a temperaturas ambiente. 5. Se incrementa en ciertocarburos en aceros al Cr, Mo.

d. Esfuerzos incrementales debidos perdida de material por corrosión aceleran los periodos de falla.

4.2.8.4 Equipos o unidades afectados.

a. En calderas y soportes de cabezales de la tubería interna.b. En generadores de calor, intercambiadores y otros componentes que operan en la cercanía de los

intervalos de fluencia.


c. Creep se presenta en las zonas afectadas por el calor de soldaduras y juntas de toberas y bridasque trabajan en la cercanía los rangos de fluencia.

d. Soldaduras y uniones entre materiales diferentes, a temperatura no tan elevadas, básicamente porlos diferentes esfuerzos de expansión térmica.

4.2.8.5 Apariencia o morfología del daño

a. Las etapas iníciales del daño por fluencia solo pueden identificarse a través de un microscopio debarrido electrónico. Los huecos del inicio de la deformación aparecen en los confines de grano. Lasúltimas etapas son fisuras y grietas.

b. A temperaturas por debajo de los rangos de fluencia, se puede observar deformación notable. Lostubos de la pared caliente en una caldera pueden mostrar abolladuras y deformaciones

c. En recipientes y tubería, las grietas por fluencia aparecen cuando se presentan alta temperatura yconcentración de esfuerzos. Una vez iniciada la deformación, esta puede crecer fácilmente.

4.2.8.6 Prevención/ Mitigacióna. Una vez que el mecanismo de fluencia se ha iniciado, el inspector tiene poco que hacer para reducir

el daño, más que minimizar la temperatura de metal. Es importante minimizar puntos o áreas deconcentración de esfuerzos durante el diseño y fabricación.

b. La deformación por fluencia también puede ser reducida por una selección cuidadosa de losmateriales aleados utilizados.

c. Los tratamientos térmicos posteriores a los procesos de soldadura ayudan a minimizar la aparición de grietas de fluencia en materiales de bajo intervalo de ductilidad de fluencia como para el 1.25Cr-0.5Mo


d. La deformación por fluencia no es reversible y una vez detectada la mayor parte de su vidaremanente ya se consumió. Solo queda la reparación o reemplazo de los componentes dañados.

4.2.8.7 Inspección y Monitoreoa. El daño por deformación de fluencia con sus micros huecos y cambios dimensionales asociados no

se puede identificar con una sola de las técnicas de inspección. Se deberá utilizar una mezcla detécnicas END, metalográfica y de revisión dimensional.

b. Para inspección de recipientes sujetos a presión, la inspección se deberá enfocar a las soldadurasde los materiales aleados CrMo que operan en el rango de fluencia. Las detecciones de deformacióninicial por fluencia deben mapearse y recibir seguimiento para las próximas inspecciones.

Limites de temperatura para el Creep/ Fluencia

Umbral de Temperatura


4.2.14 Erosión/ Erosión4.2.14.1. Descripción del dañoa. Erosión es la remoción mecánica acelerada de material superficial que resulta del movimiento entre

o por sólidos, líquidos, vapor o la combinación de ellos.b. Erosión-corrosión es una descripción para el daño que ocurre cuando la corrosión contribuye a la

erosión por la remoción de películas o escamas o por la exposición de la superficie del metal acorrosión posterior bajo la acción combinada de erosión y corrosión.

4.2.14.2 Materiales afectadosTodo tipo de metales, aleados y refractarios.

4.2.14.3 Factores críticos

a. En la mayoría de los casos la corrosión juega el papel principal. La erosión pura es muy rara.b. La velocidad de pérdida del material depende de la velocidad y concentración del medio de impacto,

del tamaño y dureza de las partículas que impactan, de la dureza y resistencia a la corrosión delmaterial sujeto a erosión, así como del Angulo de impacto.

c. Otros factores que aumentan al incremento de la corrosión, como la temperatura, pH, etc., puedenincrementar la susceptibilidad a la perdida de material.


4.2.14.4 Unidades o equipo afectado.a. Todo tipo de equipo expuesto al movimiento de fluidos o catalizadores están sujetos a fenómenos de

corrosión-erosión, como son sistemas de tubería, particularmente las curvas o codos, salidas/entradas de/a válvulas, bombas, sopladores, impulsores, propulsores, agitadores, intercambiadoresde calor, y otros componentes parecidos.

b. La erosión puede ser causada por partículas catalizadoras de las nubes de gas o partículas quefluyen en líquidos/mezclas de condensados en sistemas de reactores, generadores de vapor,depuradores y separadores de crudo.

c. Tubería y recipientes de crudo expuestos a ácidos pueden sufrir erosión-corrosión severa y perdidade material en función de la velocidad y contenido de azufre.

4.2.14.5 Apariencia o morfología del dañoa. La erosión y erosión-corrosión se caracterizan por perdida de espesor localizada en forma de

picaduras, ranuras, ondas, agujeros redondos, etc. Estas pérdidas a menudo se presentan en unaforma direccional.

b. Estas fallas pueden ocurrir en periodos cortos de tiempo.

4.2.14.6 Prevención y mitigacióna. Con diseños mejorados que incluyen cambios de forma, geometría, y selección de materiales:

Aumento de diámetros para disminuir la velocidad del fluido, Disminuir o evitar curvas o codos yaumento de espesor del equipo.


b. Una mejor resistencia a los fenómenos de erosión-corrosión se logra con el empleo de materialesmás resistentes en sus paredes.

c. Erosión-corrosión se mitiga bien usando materiales aleados de superficies resistente y cambiando elproceso de tal manera que se reduzca el medio corrosivo, como por ejemplo con el uso dedeaereadores e inyección de inhibidores.

4.2.14.7 Inspección y monitoreoa. Examen visual de aéreas problemáticas o sospechosas, así como inspecciones con UT y RT, se

pueden emplear para detectar el alcance de material perdido o reducción de espesor.b. Uso de muestras especializadas de corrosión o monitoreo en servicio con sondas de resistencia

eléctrica.


4.2.16 Fatiga Mecánica4.2.16.1 Descripción del dañoa. Las grietas por fatiga son una forma de degradación mecánica que ocurre cuando el componente se

expone a ciclos de esfuerzo por periodos largos, lo que resulta en una falla instantánea einesperada.

b. Los esfuerzos pueden surgir de ciclos de cargas mecánicas o térmicas y tienen un valor muy pordebajo del punto de cedencia.

4.3 Perdida de espesor uniforme o localizado4.3.10 Corrosión Caustica

4.3.10.1 Descripción del dañoEs la Corrosión localizada debido a la concentración de sales causticas o alcalinas, que ocurre encondiciones de alta transferencia de calor o evaporación. Sin embargo también puede ocurrir corrosióngeneral en función de la concentración de ácidos o álcalis de la solución.

4.3.10.2 Materiales afectados.Principalmente Acero al carbón, aceros de baja aleación y aceros inoxidables de la serie 300.


4.3.10.3 Factores críticos.Los factores que más contribuyen son la presencia de hidróxidos de sodio y potasio:a. Elementos cáusticos se adicionan a veces al agua de alimentación de calderas para efectos de

neutralización o como reactivos.b. Sales alcalinas pueden entrar a las líneas de proceso por error en procesos de regeneración o

desmineralización.c. En algunos procesos se emplea soluciones causticas para neutralizar o remover compuestos de

azufre.

4.3.10.4 Unidades o equipo afectado.a. Calderas, generadores de vapor e intercambiadores de calor.b. Procesos de separación de crudoc. Equipos de precalentamiento, tubos de calderas y líneas de transferencia.d. Unidades que utilizan elementos cáusticos para la remoción de componentes de azufre de la línea

de flujo del proceso.

4.3.10.5 Apariencia o morfología del dañoa. Se caracterizan típicamente por perdida de material localizado que puede aparecer como ranuras

en tuberías de calderas o en áreas adelgazadas bajo depósitos de material aislante.


b. Deposito de corrosión pueden rellenar las depresiones corroídas enmascarando los daños. Podrá sernecesario raspar las áreas sospechosas con una cuchilla filosa.

c. Los adelgazamientos de espesor pueden coincidir con la línea de superficie de agua donde seconcentran los flujos corrosivos.

d. En tubos horizontales o inclinados las ranuras de corrosión pueden aparecer en la parte alta deltubo o en los extremos del mismo en forma de ranuras longitudinales.

4.3.10.6 Prevención y mitigacióna. La mejor forma de prevenir la corrosión cáustica en tubos de calderas es con un adecuado diseño.

Es posible su disminución con una reducción del flujo cáustico.b. En procesos, es posible reducir la corrosión cáustica con un adecuado manejo de la inyección de

inhibidores y evitando la concentración de aditivos en zonas calientes.

4.3.10.7 Inspección y monitoreoa. Para equipo de proceso, la medición de espesor con UT y RT es útil para detectar y monitorear

corrosión cáustica. Sin embargo las pérdidas de material por corrosión cáustica son difíciles deidentificar.

b. Los puntos de inspección deben ser inspeccionados acorde API 570.


4.5 Grietas inducidas por el medio ambiente4.5.2 Fatiga por corrosión4.5.2.1 DescripciónEs una forma de ruptura por fatiga en la que las grietas aparecen y se desarrollan con la combinaciónde ciclos de carga y corrosión. A menudo la grieta aparece en puntos de concentración de esfuerzos,como en el caso de huecos de corrosión, y pueden iniciar y fallar de forma múltiple.

4.5.2.2 Materiales afectados.Todo tipo de materiales y aleaciones.

4.5.2.3 Factores críticos en Corrosión bajo Esfuerzo. CBE.a. Materiales, ambiente corrosivo, esfuerzos cíclicos y potenciadores de esfuerzos.b. Es más probable que aparezcan en sitios donde se producen picaduras ( Pitting) por corrosión

localizada, o en lugares con corrosión y bajo ciclos de esfuerzo térmico, vibración y expansióndiferencial.

c. En contraste con la fatiga mecánica, en la CBE no se tiene una carga limite y esta se puede iniciar con bajos valores de esfuerzo.

d. Otros lugares donde se pueden dar inicios de CBE, son ranuras, defectos superficiales, cambios de sección transversal y soldaduras a tope.


4.5.2.4 Unidades y Equipo AfectadoEquipos rotatorios, Deaereadores, y tubería de calderas, y equipo sujeto a cargas cíclicas en ambientescorrosivos.

4.5.2.5. Apariencia y morfología del daño.a. La fractura del daño es brillante- Frágil, y las grietas son en su mayoría transgranulares pero sin

ramificaciones. A menudo se presentan con una propagación de grietas paralelas múltiples.b. Las fracturas por fatiga son evidencias por una deformación plástica muy reducida, y al final la falla

viene por sobrecarga mecánica acompañada de deformación plástica.

4.5.2.6 Prevención y mitigacióna. Equipo rotatorio. Modificar el ambiente corrosivo, empleando inhibidores o recubrimientos; II.

Minimizar efectos de acoplamiento galvánico; III. Emplear materiales con mayor resistenciaanticorrosiva.

b. Deaereadores: I. Controlar de manera apropiada el agua de alimentación y los controles de aditivosquímicos. II. Minimizar efectos de soldadura y esfuerzos residuales con Tratamientos térmicosposteriores a los procedimientos de soldadura. III Minimizar los esfuerzos en soldaduras dereforzamiento con esmerilado y pulido de los contornos de la soldadura

4.5.2.7 Inspección y monitoreoa. Equipo rotatorio: Se usan técnicas de UT y MT para la detección de grietas.b. Deaereadores: Se detectan grietas generalmente con MT fluorescentes húmedas.


4.5.6. Fragilización por hidrogeno (HE)4.5.6.1 Descripción del daño.La perdida de ductilidad en aceros de alta resistencia se debe a la penetración de átomos de hidrogenoque pueden llevar a una ruptura brillante o frágil. La fragilización por hidrogeno, HE puede ocurrirdurante la fabricación, la soldadura, o en otros servicios en los que el hidrogeno se carga al componentede acero ambientes gaseosos, corrosivos o líquidos.

4.5.6.2 Materiales afectados.Aceros al carbón y aceros de baja aleación, Aceros de la serie SS 400, Aceros endurecidos porprecipitación y algunos aceros de alta resistencia aleados con base en Níquel.

4.5.6.3 Factores críticosLa fragilización por hidrogeno generalmente se da cuando existen las 3 condiciones siguientes:

a. El hidrogeno está en condiciones y concentración critica en el acero.b. El nivel de esfuerzo a que está sometido el equipo y la estructura del material hacen a éste,

susceptible a la fragilización.c. Deben existir esfuerzos residuales o aplicados por encima de un umbral definido para ese

material.


El hidrogeno puede provenir de:A. Cuando se usa para los procesos de soldadura, electrodos y/o revestimientos están húmedos.B. Fluidos o aditivos ácidos o de limpiezaC. En condiciones de operación con hidrogeno en fase gaseosa con alta temperatura, donde el

hidrogeno se disocia de la forma molecular la forma atómica, la cual permite su difusión en elacero.

D. En condiciones de operación con ácido sulfúrico húmedo o ácido fluorhídrico, en las cuales elhidrogeno atómico se difunde en el acero.

E. Las técnicas inadecuadas de producción y laminación de acero, así como en la manufactura, cuandose utilizan placas con inicios de mecanismos de daño por hidrogeno.

4.5.6.4 Unidades o equipo afectados a. Equipos que operan con ácido sulfúrico. Reactores e intercambiadores de calor, en hidroprocesos y

reformadores catalíticos.b. Esferas de almacenamiento y trasiego de gas natural.

4.5.6.5 Apariencia y morfología del dañoa. La ruptura por fragilización por hidrogeno, HE, puede iniciarse subsuperficial, pero la mayoría de las

rupturas son superficiales.b. La fragilización ocurre en puntos de esfuerzos triaxiales residuales y en lugares donde la

microestructura está alterada, como es el caso de la zona afectada por el calor.c. A nivel macro, la evidencia de este mecanismo es limitada.d. En aceros de alta resistencia, a menudo la ruptura es intergranular.


4.5.6.6 Prevención y mitigacióna. Depende de la fuente de hidrogeno, la composición de la aleación y el historial de fabricación y

tratamiento térmico. b. Se debe usar aceros de baja resistencia y tratamientos térmicos después de soldadura para

prevenir la microestructura, se debe mejorar la ductilidad y reducir los esfuerzos residuales y la dureza.

c. Durante los procesos de soldadura deben emplearse electrodos secos, de bajo hidrogeno,resguardados en hornos de secado, y con métodos de precalentamiento antes de la soldadura.

d. Para equipos de paredes gruesas, en servicios con hidrogeno en caliente, deben contar conprocedimientos de arranque y paro para controlar la secuencia de presurización en función de latemperatura.

e. En servicios con líquidos corrosivos, se deben emplear recubrimientos y / o revestimientos internospara prevenir las reacciones superficiales del hidrogeno

4.5.6.7 Inspección y monitoreo.a. Usar inspección superficial para la detección de grietas, como PT, MT secas o fluorescentes

húmedas.b. Se puede emplear UTc. RT generalmente no es suficientemente sensible para detectar HEd. Para el caso de que la fuente de hidrogeno sea ambientes acuosos de baja temperatura, el flujo de

hidrogeno puede ser monitoreado con instrumentos especializados.

Contacto:Ing. Guillermo Sigüenza Gonzálezconsultoriaitc@industrialtijuana.comwww.industrialtijuana.comtel.: 664 6892632

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