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12 de Julio de 2012

XVIII Foro de Avances de la Industria de la Refinación

INTEGRIDAD MECÁNICA

API-579-1/ASME FFS-1

ENFOQUE A DISEÑO

Enrique Morales Ramírezenmorale@imp.mx

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INTRODUCCIÓN

En los 90’s nuevas directrices y retos en la industria petrolera Mundial.

Aprovechamiento de fuentes de energíaAspectos ambientalesRestricción de políticas gubernamentalesEficiencia energéticaCompetitividadMejores tecnologías de procesamiento

Alianzas estratégicas Optimización de activos Reducción de costos

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Visión tecnológica de USA hasta 2020 Comprende:

Necesidades tecnológicas de proceso, e Incluye la Integridad de los equipos deProceso.

Razón?

Menos refineríasExtensión de ciclos de operación de existentesIncremento vida útil de equiposIdentificación mecanismos de dañoTasas de corrosiónMejores materiales de construcciónMejores técnicas de inspección

254

134

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Otro punto importante para la Integridad de los equipos?!!!! Reducción de accidentes !!!!

USA- OSHA-EPAUE- DirectivasMéxico- PROFEPA-STPSPEMEX- PROSSPA-SIASPA- SSPA

API, ASME empezaron a desarrollar mejores normativas para preservar la integridad de los equipos de proceso.

El concepto Integridad Mecánica se convierte en un elementoobligado, de los Sistemas de Seguridad a nivel mundial.

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Misión de la Integridad Mecánica:Mantener los riesgos a los niveles de riesgo de diseño, Aumentar la confiabilidad de los equipos y disciplina operativaMinimizar ocurrencia de incidentesIncrementar la protección al personal, instalaciones, comunidad y Medio ambiente.

Donde comienza la Integridad Mecánica de un equipo? Desde la conceptualización del diseño, ingeniería, fabricación einstalación en sitio. Hasta aquí termina la frontera de los códigos y normas de diseño aplicables como equipo nuevo.

Continua la Integridad Mecánica de un equipo? Etapa post-construcción, mantenimiento, inspección, reparación, Alteración, evaluación del desperfecto (aptitud para el servicio), Operación confiable y segura.

NBICAPI-510API-572

API-579-1ASME FFS-1

NRF-274

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ASME formó el Comité PCC para elaborar documentos que refuercenlos procedimientos de reparación, que complementen a NBIC y API-510.Los documentos son identificados como PCC-1, PCC-2 y PCC-3

El Subcomité de Evaluación de Desperfectos fue disueltopara conformar un Comité API/ASME, que actualizó yElaboró la segunda edición del API 579-1/ASME FFS-1

ASME elaboró el documento ASME PTB-2-2009 , que señala directrices para identificar toda la normatividad aplicable Durante el ciclo de vida de un equipo sujeto a presión

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Documento ASME PTB-2-2009

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API 579-1/ASME FFS-1Herramienta de toma de decisiones, para que equipo pueda:operar a condición actual, ser reparado, ser modificado, reducir operación,estimar vida útil e intervalos de inspección.

Cualquier evaluación de un desperfecto involucra los siguientes 8 pasos:

1.- General (Identificación del mecanismo de daño y desperfecto.)2.- Aplicabilidad y limitaciones del procedimiento de evaluación3.- Requerimientos de datos (historial)4.- Técnicas de evaluación y criterios de aceptación5.- Evaluación de vida remanente6.- Corrección (solución al problema)7.- Monitoreo en servicio8.- Documentación

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Nivel 1Proporciona un criterio conservador de selección.Requiere cantidades mínimas de inspección o información.Puede ser realizada por un Inspector de planta o ingeniero especializado.

Nivel 2Proporciona una evaluación más detallada.Proporciona resultados más precisos que la evaluación de Nivel 1.Se requieren cálculos más detallados para la evaluación.Puede ser realizado por ingenieros de planta, o ingenieros especialistas con experiencia y conocimiento en evaluaciones de FFS.

Nivel 3Proporciona una evaluación sumamente detallada y completa.Proporciona resultados más precisos que la evaluación de Nivel 2.Requiere inspección detallada y mayor información.Usualmente recurre a técnicas numéricas como Análisis de Elemento Finito (FEA).Realizado por ingenieros con experiencia y conocimiento en evaluaciones de FFS.

Criterios de aceptación para metodologías aplicadas :Esfuerzo permisible (Allowable Stress).Factor de Resistencia Remanente (Remaining Strength Factor).Diagrama de Evaluación de Fallas (Failure Assessment Diagram).

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8.2 8.2.1.18.2.5.18.2.5.2

8.3

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8.3

8.4

8.4.2

8.4.3.1

8.4.2.1

8.4.3

8.4.3.2

A.3.4

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A.3.5

T 8.9

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8.3.4.2

Level 2 , OK

Puntos 5, 6 y 7, noAplicables para este caso

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CONCLUSIONES

Anteriormente, se contaba con mayor cantidad de normatividad aplicable para el diseño y evaluación de un equipo o elemento hasta su puesta en operación.

Las diferentes prioridades que han surgido por la necesidad de mejorar procesos de transformación, extender ciclos de operación de plantas y reducir accidentes, impulsaron a los organismos extranjerosy nacionales a desarrollar y/o mejorar documentos capaces de proporcionar metodologías de análisis yevaluación, para identificar problemas o mecanismos de daño, que generen la pérdida de contención de un recipiente o elemento sujeto a presión.

Actualmente se dispone de documentos muy completos para identificar, antes de que un equipo seadiseñado, la normatividad correspondiente a todo su ciclo de vida; esto es, desde el diseño, Mantenimiento, inspección y reparación, si fuera el caso.

A partir de 14 de julio del actual, entrará en vigencia la norma de Referencia NRF-274-PEMEX-2012“Evaluación de la Integridad Mecánica de Tuberías y Equipos Estáticos”, documento cuyo alcance serápara evaluar la integridad mecánica, determinar el estado actual, vida útil estimada y en su caso, lasnecesidades de mantenimiento y/o reparación de tuberías y equipos estáticos sujetos a presión.La nueva NRF está ampliamente documentada y referenciada con las normas mencionadas en estearticulo, tales como: API-579-1/ASME FFS-1, NBIC, API-510, etc., y todos los estándares inherentes aestos documentos.

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