5th Pan American Conference for NDT 2-6 October 2011, Cancun, Mexico

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1 5th Pan American Conference for NDT 2-6 October 2011, Cancun, Mexico Inspection by END of Pressure Vessels for Cryogenic use and Residual Life Calculation Eduardo F. ROBLES PIEDRAS, Eduardo de la CRUZ SÁNCHEZ, Leonardo DÍAZ PÉREZ, Angel A. GONZÁLEZ MARTÍNEZ National Nuclear Researchs Institute, Freeway México-Toluca SN, La Marquesa, Ocoyoacac, Estado de Mexico, Mexico Phone: , Fax: ; Abstract This work shows the results of the inspection by non-destructive testing, as well as calculations of life remaining according to API 510, of twenty cryogenic use pressure vessels located in a distribution of liquefied gas and ammonia terminal facilities. Status of the mechanical integrity of following pressure vessels was determined; two driers of air, two oil filters, a gas tank, a tank of water, two domes seal of venting, two domes of suction, eight accumulators and three containers for storage of diesel. In function of the results of application of not destructive testing techniques necessary recommendations for repair them were made and thus increased the reliability of terminal operations. Repair by welding of eight containers was recommended because of that were found unacceptable indications, while all wall thickness measurements gave a average corrosion rate of mm/year, resulting in a calculation of remaining life in the range from 9.6 years for accumulators and 83.5 years for tank water seal. In function of this information was recommended an average period of 5 years for the following external inspection and 10 years for an internal inspection of 20 pressure vessels. Keywords: Non destructive testing, pressure vessels, mechanical integrity, remaining life. Inspección por END de Recipientes Sujetos a Presión para uso Criogénico y Cálculo de Vida Remanente Eduardo F. ROBLES PIEDRAS, Eduardo de la CRUZ SÁNCHEZ, Leonardo DÍAZ PÉREZ, Angel A. GONZÁLEZ MARTÍNEZ Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares, Carretera México-Toluca SN, La Marquesa, Ocoyoacac, Estado de México, México Teléfono: , Fax: ; Correo electrónico: eduardo.robles@inin.gob.mx, eduardo.delacruz@inin.gob.mx, leonardo.diaz@inin.gob.mx, angel.gonzalez@inin.gob.mx Resumen En el presente trabajo se muestran los resultados de la inspección mediante ensayos no destructivos, así como los cálculos de vida remanente de acuerdo a API 510, de veinte recipientes a presión de uso criogénico ubicados en las instalaciones de una terminal de distribución de gas licuado y. Se determinó el estado de la integridad mecánica de los siguientes recipientes sujetos a presión; dos secadores de aire, dos filtros de aceite, un tanque de gas, un tanque de sello de agua, dos domos de venteo, dos domos de succión, ocho acumuladores, y tres recipientes para almacenamiento de diesel. En base a los resultados de la aplicación de las técnicas de Ensayos no Destructivos se hicieron las recomendaciones necesarias para su reparación y de esta forma se incrementó la confiabilidad de las operaciones de la terminal. Se dictaminó la reparación por soldadura de ocho recipientes ya que se encontraron indicaciones inaceptables, mientras que la medición de los espesores de pared de todos los equipos dio como resultado una velocidad de corrosión promedio de mm/año, lo que arrojó un cálculo de vida remanente en el rango de 9.6 años para uno de los acumuladores y hasta 83.5 años para el tanque de sello de agua. A partir de esta información se recomendó un período promedio de 5 años para la siguiente inspección externa y de 10 años para una inspección interna de los 20 recipientes. Palabras Clave: Ensayos no destructivos, recipientes sujetos a presión, integridad mecánica, vida remanente.

2 1. Introduccción Este trabajo es un ejemplo del tipo de actividades que realiza el Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares (ININ) para apoyar a la industria petrolera del Sector Energía de México, en el campo de los ensayos no destructivos. Se presentan los resultados de un estudio de integridad mecánica que se realizó en base a la inspección de veinte recipientes sujetos a presión (RSP s) de una terminal de distribución de gas licuado del petróleo (propano) y, mediante los métodos de inspección visual, medición de espesores con ultrasonido de haz recto, inspección de soldaduras con ultrasonido de haz angular, partículas magnéticas y radiografía industrial, así como la identificación de materiales vía la toma de réplicas metalográficas y medición de dureza. 2. Desarrollo 2.1 Antecedentes Se inspeccionaron mediante ensayos no destructivos 20 recipientes sujetos a presión en sitio, correspondientes al área criogénica de una planta de distribución de propano y, los cuales se encontraban fuera de servicio debido a un paro general para mantenimiento mayor. Las características de estos recipientes se dan en la Tabla 1. Esta inspección se llevó a cabo en función de los lineamientos establecidos en el código de inspección API 510 [1] y Código ASME, Sección V [2], para determinar el estado de la integridad mecánica de dichos recipientes y así realizar las recomendaciones necesarias para su reparación o sustitución, así como los periodos de inspección subsecuentes, y de esta forma incrementar la confiabilidad de las operaciones de la planta. 2.2 Metodología Inspección Visual Se realizó la inspección visual al 100 % en los 20 recipientes [3], incluyendo soldaduras, boquillas, soportes y demás aditamentos presentes, para localizar fisuras superficiales, falta de material y daños por corrosión; tanto en el interior como en el exterior, exceptuando las zonas donde no existió accesibilidad de los mismos (áreas con recubrimientos y recipientes sin entrada mano), con el fin de delimitar las zonas afectadas para su análisis y documentación del estado en que se encontraban Medición de Espesores Se midieron los espesores de los 20 recipientes en cuerpo y boquillas de acuerdo a los procedimientos aplicables [4], [5]. La medición de espesores se efectuó en las tapas, envolvente y boquillas de cada recipiente Inspección por Partículas Magnéticas De acuerdo a procedimiento escrito [6] se inspeccionaron por el exterior con partículas magnéticas coloreadas y por el interior con partículas magnéticas fluorescentes, las soldaduras circunferenciales y longitudinales de los recipientes Nos. 5, 8, 12 y 19, con el fin de detectar

3 discontinuidades tanto superficiales como sub superficiales que pudieran estar presentes. Las indicaciones detectadas se evaluaron según API 510. Tabla 1. Características de los recipientes inspeccionados RSP No Uso Secador de aire de instrumentos Separador de aire de instrumentos Separador de aceite del Separador de aceite del Tanque de gas a pilotos del quemador elevado Domo de succión para el propano Acumulador final de propano 8 Tanque de sello de agua Domo de venteo de Domo de succión de Acumulador de interfaces del sistema de refrigeración de Acumulador final del sistema de llenado de Acumulador final del sistema de refrigeración de Acumulador de aire de planta Acumulador de aire de instrumentos Acumulador de aire de arranque de compresor combinado interior propano Acumulador de aire de arranque compresor combinado interior de Recipiente para almacenamiento de diesel Recipiente para almacenamiento de diesel 20 Domo de venteo de propano Material SA 203 Gr. B SA 516 Gr. 70 SA 203 Gr. B Condiciones de Diseño P T (Kg/cm 2 ) ( C) Condiciones de Operación P T (Kg/cm 2 ) ( C) Dimensiones Diám. (m) Long. (m)

4 2.2.4 Inspección Ultrasónica con Haz Angular Se empleó la Inspección Ultrasónica con haz angular, para evaluar la integridad de las soldaduras que unen las placas del cuerpo principal del recipiente [7] cubriendo un metro de extensión a partir de los cruces de las soldaduras longitudinales con las soldaduras circunferenciales, así como la unión con las tapas del mismo en los RSP s Nos. 5, 8, 12 y Análisis Metalográfico y Ensayos de Dureza El objetivo de estas actividades de inspección fue conocer la condición microestructural que presenta el metal base y la dureza actual de cada placa que conforman el cuerpo de los 20 recipientes, mediante la elaboración de réplicas metalográficas y mediciones de dureza [8], [9]. Las zonas de muestreo se determinaron de tal forma que estuvieran cercanas a los cruces de los cordones de soldadura circunferenciales con los cordones longitudinales, y que se pudiera caracterizar la microestructura y medir dureza en cada una de las placas que conforman los 20 recipientes. Esto estuvo acotado por las condiciones de accesibilidad encontradas en el sitio de inspección. 2.3 Resultados Los resultados de la inspección a cada uno de los 20 recipientes sujetos a presión se reportan en la Tabla 2, donde se tiene el resumen de las indicaciones más relevantes. En la Figura 1 se ejemplifica el tipo de fractura encontrada por Rayos-X en un separador de aceite del. Figura 1. Separador de aceite del (Recipiente No. 3) se encontró una grieta longitudinal interna, adyacente a una soldadura circunferencial de la tapa norte En las micrografías de la Figura 2 se muestran dos réplicas metalográficas con el tipo de microestructura típica de las placas de acero,, y del acero SA 516, Gr. 70, con tratamiento térmico de normalizado, correspondiente al tanque de gas propano a pilotos del quemador elevado y al domo de succión de. Las microestructuras consisten de granos de ferrita y perlita.

5 Tabla 2. Resumen de indicaciones relevantes en los recipientes inspeccionados RSP INDICACIONES RELEVANTES No. 1 algunas zonas localizadas por el exterior. Placa de datos ilegible y conexión a tierra dañada. 2 algunas zonas localizadas por el exterior. Placa de datos ilegible. El cuerpo del filtro presenta corrosión exterior en forma generalizada, además la soportería está sumamente corroída. Se encontró una grieta longitudinal adyacente a una soldadura 3 circunferencial de la tapa norte por la parte interna. Placa de datos ilegible y no existe conexión a tierra. El cuerpo del filtro presenta corrosión exterior en forma generalizada, además la soportería está sumamente corroída. Se encontraron poros en una soldadura circunferencial de la tapa 4 norte por el exterior y una grieta adyacente en la misma posición, pero por la parte interna. Placa de datos ilegible y no existe conexión a tierra. Desprendimiento de material en la pared interna de la tapa oeste del recipiente. Porosidad en 5 cordón circunferencial interior. Se observa corrosión severa en algunas zonas de la soportería. Placa de datos ilegible. 6 algunas zonas localizadas por el exterior y corrosión generalizada por el interior. Boquilla de desfogue, pernos y tuercas de silleta con corrosión severa. Placa de datos ilegible. 7 algunas zonas localizadas por el exterior. Se encontraron en el interior objetos extraños y sedimentación evidente. Placa de datos ilegible. Estado satisfactorio en términos generales, mostrando únicamente ligera corrosión 8 localizada por el exterior y corrosión en algunas zonas de la soportería, además de sedimentos en el interior. Placa de datos ilegible y conexión a tierra dañada. Se encontró una cavidad de aproximadamente 1 pulg 2, con características de daño mecánico 9 y corrosión. Placa de datos ilegible y conexión a tierra dañada. Se encontró corrosión severa en tubería inferior de drenado del recipiente y algunas zonas 10 con ligera corrosión localizada por el exterior. En el interior se encontraron abrazaderas rotas sin tornillos ni tuercas, un guante de carnaza y un tramo de manguera contra incendio. 11 algunas zonas localizadas por el exterior. Presencia de objetos extraños en el interior y residuos metálicos. Placa de datos ilegible y conexión a tierra dañada. Poros en cordón longitudinal y soldadura de brida, socavados en soldadura de boquilla y 12 soldadura de reparación en cuerpo de la envolvente. Residuos y objetos extraños en el interior y placa de datos ilegible. Socavados en soldadura de boquilla e identaciones en envolvente. Objetos extraños y 13 sedimentación en el fondo interno. Placa de datos ilegible por pintura. 14 Poro en soldaduras de boquilla y envolvente. Placa de datos ilegible por pintura. 15 Tornillos y tuercas en el interior. Placa de datos ilegible por pintura. Poros agrupados en diversas zonas de cordones de soldadura longitudinales y 16 circunferenciales. No existe placa de datos y la cimentación se encuentra dañada. 17 Placa de datos ilegible y cimentación dañada. 18 Soldadura circunferencial con falta de penetración por el interior. Placa de datos ilegible. Desprendimiento de material en tapa; poros y socavados en cordones de soldadura por el 19 interior del recipiente. Silleta con corrosión severa; pasillo, escalera y parte inferior del tanque con corrosión. No existe placa de datos y la conexión a tierra está dañada. Sedimentos que obstruyen paso de boquilla de drenado y cuerpos extraños en el interior. 20 Falta de una tuerca en la soportería y no existe placa de datos.

6 (a) (b) Figura 2. Réplicas metalográficas de las envolventes de los recipientes No. 5 y No. 10, vistas a 400X, atacadas con Nital al 2%: (a) RSP No. 5, tanque de gas a pilotos del quemador elevado de propano, acero,, microestructura formada por granos equiaxiales de ferrita, áreas claras, y áreas oscuras de perlita fina. (b) RSP No. 10, domo de succión de, acero SA 516, Gr. 70, microestructura similar de granos de ferrita y perlita Tabla 3. Dureza HB promedio de envolvente y tapas de los tres diferentes tipos de aceros de los RSP s MATERIAL DUREZA HB PROMEDIO Envolvente Tapas SA 203 Gr. B SA 516 Gr En la Tabla 3 se dan las durezas Brinell promedio de las envolventes y tapas de los tres diferentes tipos de aceros con los que se construyeron los 20 RSP s. En la Tabla 4 se compilan la velocidad de corrosión, vida remanente y períodos de inspección, en función de los espesores mínimos medidos en los veinte RSP s. Se consideran los espesores de cuerpo o tapas que se encuentran más próximos entre el valor mínimo registrado en la última inspección realizada y el valor mínimo requerido conforme a la memoria de cálculo. 2.4 Discusión Debido a que no se cuenta con espesores originales y a la divergencia que se encontró con las lecturas de espesores de los reportes de la última calibración, se fijó una velocidad de corrosión de mm/año como máximo, en general para todos los recipientes, considerando que el servicio de los equipos no es corrosivo y que la principal causa de disminución de espesor, donde se presentó, es atribuible al medio externo. Los intervalos para las inspecciones internas y externas próximas, se fijaron conforme a los criterios de API 510, esto es, el período más corto entre la próxima inspección interna o un máximo de 5 años, para el caso de la inspección externa y el período más corto entre 1/2 de la vida remanente estimada o un máximo de 10 años, para el caso de la inspección interna.

7 Tabla 4. Velocidad de corrosión, vida remanente y períodos de inspección en función de los espesores medidos en los recipientes sujetos a presión de acuerdo a API 510 RSP No. VELOCIDAD DE CORROSIÓN ESTIMADA (mm/año) VIDA REMANENTE (AÑOS) PERÍODO PARA LA PRÓXIMA INSPECCIÓN (AÑOS) INTERNA EXTERNA En función de los resultados de la inspección y evaluación efectuada se recomendó inspeccionar mediante radiografía industrial el 100 % de los cordones longitudinales y circunferenciales del recipiente No. 16, reparar los defectos que se consideraron críticos y que podían poner en riesgo la integridad de ocho de los recipientes sujetos a presión Nos. 3, 4, 5, 9, 12, 13, 14 y 19. Asegurar el adecuado aislamiento externo de los recipientes, con la finalidad de evitar corrosión bajo aislamiento como se observó en algunos casos. Realizar limpieza interna de los recipientes así como mantenimiento correctivo en donde se encontraron objetos extraños y deterioro de internos. Verificar las adecuadas conexiones a tierra de todos los recipientes. Dar mantenimiento correctivo y preventivo a estructura de soportes de los tanques que lo requieran. Incorporar inspección radiográfica o ultrasónica en forma generalizada en todos los recipientes en la próxima inspección programada. Las reparaciones se recomendaron considerando los requerimientos marcados en la sección 7 del código API 510, conforme a lo siguiente: Autorización y aprobación previa de las reparaciones por parte de inspector autorizado, conforme a los puntos y Procedimientos para la reparación de defectos en soldaduras y placas, y su posterior inspección no destructiva, conforme al punto Aplicación de procedimientos de soldadura y soldadores calificados, conforme al punto Se elaboró el procedimiento de soldadura MIXININP1P1AC [10], para la reparación de los RPS s Nos. 3, 4, 5, 9, 12, 13, 14 y 19, calificando procedimiento y soldador con prueba en

8 campo, ejemplo en Figura 3. Se supervisaron los trabajos de reparación de manera que se conservaran los parámetros esenciales establecidos en el procedimiento de soldadura calificado; proceso de soldadura eléctrica manual con electrodo recubierto, metal de aporte E para el cordón de raíz y E-7018 para el depósito final, ambos de 1/8 de diámetro, empleando corriente directa con polaridad inversa en el rango de 50 a 200 Amperes. La reinspección de las zonas reparadas mediante soldadura se efectúo en todos los casos por la técnica de líquidos penetrantes [11] y además haciendo uso de ultrasonido con haz angular [7] para los recipientes Nos. 5, 9 y 12. Figura 3. Proceso de reaparición por soldadura del recipiente No. 9, domo de venteo de 3. Conclusiones De la inspección mediante ensayos no destructivos de los recipientes sujetos a presión No. 1; secador de aire de instrumentos, No. 2; separador de aire de instrumentos, No. 6; domo de succión de propano, No. 7; acumulador final de propano No. 8; tanque de sello de agua, No. 10; domo de succión de, No. 11; acumulador de interfases de, No. 15; acumulador de aire de instrumentos, No.17; acumulador de aire de arranque del compresor combinado interior de propano, No. 18; recipiente para almacenamiento de diesel, y No. 20; domo de venteo de propano, se concluye que la integridad mecánica de todos estos recipientes es satisfactoria en términos generales, tomando en cuenta que solo se dieron recomendaciones menores para cada recipiente.

9 Se requiere ampliar la inspección del recipiente No. 16, acumulador de aire de arranque del compresor combinado interior de propano, mediante radiografía industrial al 100% de la longitud de las uniones soldadas longitudinales y circunferenciales. La reinspección mediante ensayos no destructivos de los recipientes sujetos a presión reparados Nos. 3 y 4; separadores de aceite del, No. 5; tanque de gas a pilotos del quemador elevado, No. 9; domo de venteo de, No. 12; acumulador final del sistema de llenado de, No. 13; acumulador final del sistema de refrigeración de, No. 14; acumulador de aire de planta, y No. 19; recipiente para almacenamiento de diesel, no reportó la existencia de indicaciones relevantes por lo que se concluye que las reparaciones fueron realizadas de forma adecuada y todos estos recipientes pueden ser puestos en operación normal de forma segura. En función de API 510 y de los espesores de placa medidos, se estimó una velocidad de corrosión de mm/año para todos los recipientes, la menor vida remanente calculada es de 9.6 años y correspondió al acumulador No. 16, mientras que la mayor vida remanente se determinó en 83.5 años para el tanque de sello de agua No. 8. El período recomendado para las siguientes inspecciones es de 5 años en promedio para la inspección externa y de 10 años para la inspección interna, en todos los casos. Agradecimientos Se agradece la colaboración de los C. Teresa Nava Gutiérrez, Juana Medina Rodríguez, Laura Arrellín Hernández, Lourdes Gutiérrez Castro, Adriana Ma. Elena Jiménez Vargas, Abelardo Amaro García, José T. Cisneros Ríos, Miguel A. Cárdenas Villanueva, Luis Zamora Rangel, Roberto C. González Díaz, Carlos R. Arganis Juárez, Javier Merino Caballero, Felipe Juárez García, Flavio Maya Martínez y Miguel E. Gachuz Méndez. Referencias 1. API 510, Pressure Vessel Inspection Code; Maintenance Inspection, Rating, Repair, and Alteration. American, Petroleum Institute, Eight Edition, Addendum December ASME Boiler and Pressure Vessel, Section V, Ed P.MN(END)VT-01, Rev. 0, Método de Evaluación en Servicio de Recipientes Sujetos a Presión Mediante la Aplicación de Técnicas de Inspección Visual, ININ. 4. P.MN(END)-09, Rev. 0, Método de Medición por Ultrasonido del Espesor de Pared de Diferentes Materiales, ININ. 5. DG-GPASI-IT-00204, Rev. 6, Procedimiento para el Registro, Análisis y Programación de la Medición Preventiva de Espesores, PEMEX. 6. P.MN(END)MT-01, Rev. 0, Partículas Magnéticas, ININ. 7. P.MN(END)-13, Rev. 0, Método de Inspección de Soldaduras con Ultrasonido Empleando Haz Angular, ININ. 8. P.SC(LM)-05, Rev. 1, Análisis Metalográfico en Campo (In Situ), ININ. 9. P.SC(LC)-10, Rev. 3, Ensayo para Evaluar Dureza en Campo, ININ. 10. MIXININP1P1AC, Rev. 0 Especificación de Procedimiento de Soldadura, ININ. 11. P.SC(LM)-04, Rev. 0, Líquidos Penetrantes, ININ.