pi_09_04_00 recipientes a presion (fase de uso y operacion).pdf

7/17/2019 pi_09_04_00 RECIPIENTES A PRESION (FASE DE USO Y OPERACION).pdf

http://slidepdf.com/reader/full/pi090400-recipientes-a-presion-fase-de-uso-y-operacionpdf 1/9

PDVSA N° TITULO

REV. FECHA DESCRIPCION PAG. REV. APROB. APROB.

APROB. FECHAAPROB.FECHA

VOLUMEN 7

PDVSA, 1983

PI–09–04–00 RECIPIENTES A PRESION

(FASE DE USO / OPERACION)

APROBADA

OCT.86

PROCEDIMIENTO DE INSPECCION

OCT.86

JUN.94 J.S1

0

REVISION GENERAL 8

8

E.J A.N

MANUAL DE INSPECCION

ESPECIALISTAS

OCT.86

http://especialistas/pi090400.pdf

http://especialistas/pi090400.pdf



REVISION FECHA


RECIPIENTES A PRESION(FASE DE USO / OPERACION) JUN.941

PDVSA PI –09 –04 –00

Página 1

.Menú Principal Indice manual Indice volumen Indice norma

Indice

1 INTRODUCCION 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2 CRITERIOS DE INSPECCION 2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3 FRECUENCIA DE INSPECCION 3. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4 INSPECCION EXTERNA 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5 INSPECCION INTERNA 4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6 TECNICAS DE ENSAYO NO DESTRUCTIVOS 6. . . . . . . . . . . . . . . .

7 PRUEBA HIDROSTATICA 7. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

8 INFORME DE INSPECCION 8. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

http://www.intevep.pdv.com/santp

http://www.intevep.pdv.com/santp/mi/indice_mi.htm

http://localhost/var/www/apps/conversion/tmp/scratch_2/indice_vol07.htm






REVISION FECHA



PDVSA PI –09 –04 –00

Página 2


1 INTRODUCCION

Los recipientes a presión constituyen uno de los elementos críticos de lasinstalaciones petroleras, debido a la importancia del servicio que desempeñan ypor representar un posible riesgo de falla catastrófica. Por esta razón esnecesario inspeccionarlos periódicamente a fin de determinar si están encondiciones para seguir operando en forma segura y conocer la vida útilremanente de los mismos.

Antes de iniciarse la inspección, el inspector deberá conocer el historial delrecipiente, especificaciones y planos de fabricación, reparaciones efectuadas,resultados de inspecciones anteriores, así como el servicio que presta y lascondiciones de operación (presión, temperatura, flujo, etc.).

2 CRITERIOS DE INSPECCIONEl tipo de inspección que se debe efectuar a un recipiente a presión depende desus condiciones de diseño, servicio y de las instalaciones donde opera, y deberáajustarse a los requerimientos del Reglamento de las Condiciones de Higiene ySeguridad en el Trabajo.

Las áreas de las diferentes filiales deberán establecer programas de inspeccióny/o pruebas de sus recipientes a presión de acuerdo a los criterios y frecuenciaestablecidos en este procedimiento y severidad de uso.

Esta inspección puede realizarse de dos formas; externamente (recipientes en

marcha o fuera de servicio), e internamente (recipientes fuera de servicio),utilizando para ello algunas de las técnicas de ensayos no destructivos,adicionales a la inspección visual.

La inspección externa puede ser realizada a recipientes bajo condicionesnormales de operación, mientras que para realizar la inspección interna serequiere despresurizar, sacar de servicio, abrir el recipiente y desgasificar en casode requerirse.

Lo importante es que la forma de inspección que se aplique, suministre lainformación necesaria para determinar si el recipiente está en condiciones deseguir operando en forma segura. En los casos más frecuentes de daños a la

superficie del material con pérdida de espesor, la vida remanente del recipientepuede calcularse a través de la fórmula:

Cálculo de la vida remanente

Vida remanente (años) T (actual) T (requerido)

Tasa de corrosión

Donde:

T (actual): espesor de pared actual (mm) (pulg.).











REVISION FECHA



PDVSA PI –09 –04 –00

Página 3


T (requerido): mínimo espesor de pared requerido (mm) (pulg.).

Tasa de corrosión: expresada en milímetros por año (pulg. por año).

El mínimo espesor de pared requerido, se determinara de acuerdo a lasespecificaciones de diseño y a lo establecido en el Manual de Ingeniería deDiseño de Petróleos de Venezuela, Volumen 21.

Es indispensable señalar que existen otros casos de daños que no puedenevaluarse según el procedimiento señalado anteriormente, que requiere untratamiento especifico, tales como los causados en ataques por hidrógeno y bajocondiciones de corrosión bajo tensión.

3 FRECUENCIA DE INSPECCION

El máximo período entre inspecciones internas o una completa inspecciónexterna de los recipientes a presión, no debe exceder de la mitad de la vida útilremanente del recipiente, o diez (10) años, el menor valor entre ambos.

Cuando se detecten formas de deterioro diferentes al desgaste uniforme porcorrosión de las paredes en recipientes, como son: agrietamiento por corrosiónbajo tensión, corrosión por picaduras, corrosión galvánica, fatiga, erosión. Lavida remanente y el intervalo de inspección debe ser revisado y ajustado, de

acuerdo a la severidad de los daños.

En los casos en que se determine que la tasa de corrosión es despreciable (menorde 0,025 mm por año), no es necesario inspeccionar internamente el recipiente,siendo suficiente una inspección externa periódica. Siempre y cuando elrecipiente se mantenga en las mismas condiciones de servicio y cumpla con losiguiente:

Las características no corrosivas del contenido incluyendo los efectos de lastrazas, se hayan establecido por un mínimo de 5 años y sean comparables conexperiencias de servicios similares.

No existen indicaciones relevantes durante la inspección externa.

La temperatura de operación del recipiente no exceda al límite de temperaturamás bajo del rango de rotura por termofluencia (creep) aplicable al material.

El contenido del recipiente instalado no este sujeto a contaminacióninadvertida por productos corrosivos.

Los recipientes con revestimientos metálicos internos tienen su período deinspección interna, basado en la experiencia del comportamiento delrevestimiento en servicios similares, pero no debe exceder de diez (10) años.











REVISION FECHA



PDVSA PI –09 –04 –00

Página 4


4 INSPECCION EXTERNA

Consiste en la revisión externa del recipiente con el objeto de determinar sipresenta condición segura para seguir operando.

Una vez que el inspector haya sido autorizado por el custodio de la instalación,para realizar su trabajo, deberá cumplir las siguientes etapas:

Revisión de la placa de identificación del equipo (número, presión ytemperatura de diseño, presión de prueba hidrostática, etc.).

Verificación de las condiciones de trabajo (presión, temperatura, flujo).

Revisión de la placa de identificación de la válvula de seguridad (número, fechay presión de calibración).

Dependiendo de la tasa de corrosión calculada para el servicio y de la vidaremanente del recipiente, se deberán efectuar mediciones de espesores depared, con equipos de ultrasonido, en el cuerpo y cabezales del recipiente.

En el caso de recipientes recubiertos, será necesario remover el aislamiento y/ola pintura y/u otro recubrimiento a fin de efectuar las mediciones.

Es recomendable efectuar las mediciones de espesores de pared en las areasque estén sometidas a mayor desgaste, para ello deberá analizarsedetalladamente cada caso en particular; sin embargo, las más comunes son:alrededor de las conexiones de entrada y salida, pared de choque de entrada delproducto, cabezal inferior o fondo del recipiente (cuando existe condensación yacumulación de líquido en el fondo) y cabezal superior o sección superior (cuando

se producen vapores).

En todos los casos que sea posible (recipientes sin aislamiento), el inspectordeberá examinar visualmente todo el recipiente especialmente las soldaduras delcuerpo, cabezales y conexiones, con el fin de detectar posibles grietas, corrosiónexterna o fuga de producto.

La información de las condiciones observadas, debe ser presentada en dibujosque muestren en forma precisa, los sitios donde se tomaron las mediciones deespesores, de manera de revisar estas mismas áreas en las siguientesinspecciones y comprobar la tasa de corrosión preestablecida.

Cualquier otra consideración no expresada en lo arriba mencionado, deberáseguir lo especificado en la norma API STD 510 “External Inspection”.

5 INSPECCION INTERNAa. Entrada al recipiente

Se debe seguir un procedimiento de entrada segura en los recipientes (APIPUBLICATION 2217, 2217A Y 2007), a fin de disminuir la posibilidad deaccidentes que pueden originarse por:

1. Exposición a sustancias tóxicas que se encuentren dentro del recipiente.











REVISION FECHA



PDVSA PI –09 –04 –00

Página 5


2. Carencia de suficiente oxígeno.

Antes de penetrar en un recipiente, el mismo deberá ser drenado, purgado,limpiado y desgasificado, así como aislado de toda fuente de líquido, gasesy vapores. Instalando bridas ciegas para evitar daños por gases tóxicos,gases inflamables, mezclas explosivas químicos irritantes y verificar laexistencia de suficiente oxigeno.

El responsable o custodio de la instalación es quien determina si elrecipiente se encuentra en condiciones seguras para su inspección internay autoriza al inspector a realizar su trabajo.

b. Proceso de Inspección Interna

El inspector deberá acercarse a las secciones internas, con el fin deexaminar lo mejor posible toda la superficie interna del recipiente. Para ellodeberá contar con una fuente de iluminación adecuada que le permita tenerbuena visibilidad y de ser necesario usar escaleras o andamios.

La preparación de la superficie dependerá del grado de deterioro observadoy su localización.

El desgaste por corrosión y erosión es el deterioro más común que sufrenlos recipientes a presión. El inspector deberá examinar minuciosamente lasuperficie que conforma el cuerpo y cabezales del recipiente, utilizando paraello aquellos implementos, herramientas y equipos que le permitan detectarlos siguientes tipos de daños.

Picaduras

Es el desgaste localizado del material; cuando presentan poca profundidad y seencuentran aisladas en pequeñas areas; no debilitan la resistencia de la seccióndel recipiente; sin embargo es necesario medir su profundidad con la herramientamecánica adecuada (medidor de picaduras) para determinar el espesorremanente y verificar si cumple o no con el espesor requerido.

Corrosión Lineal

Es la agrupación de picaduras que pueden estar conectadas o no entre sí,formando líneas continuas con desgaste de material. Esto ocurre frecuentementeen el área de interfase líquido vapor.

Corrosión Uniforme

Es el desgaste que ocurre cuando toda la superficie del recipiente o áreasconsiderables del mismo, presentan el mismo grado de ataque. En estos casoses necesario efectuar la medición de espesores de pared con equipos deultrasonido.

Corrosión Galvánica

Es el desgaste que se observa en la zona de contacto de dos metales diferentes,los cuales están sometidos a la acción del medio corrosivo. También suele











REVISION FECHA



PDVSA PI –09 –04 –00

Página 6


presentarse cuando existen variaciones de composición química entre la

aleación de soldadura y el metal base.Erosión

Es el desgaste que ocurre en las superficies internas de choque o de entrada delproducto así como en las zonas donde se produce la mayor turbulencia del mismo(conexiones). El inspector debe realizar mediciones de espesor en estas zonas,a fin de determinar el grado de desgaste.

Ataque por hidrógeno a altas temperaturas

Es el debilitamiento del acero por la aparición de fisuras en los limites de granos.Se produce por la difusión del hidrógeno en el acero, bajo ciertas condiciones de

presión y temperatura, que al combinarse con el carburo de hierro (Fe3C) daorigen a volúmenes de metano que se alojan en los espacios intergranulares,acompañado de la descarburización del acero. Al aumentar la presión del metanose produce un agrietamiento a lo largo de los limites del grano causando dañosirreversibles al material.

Agrietamiento inducido por hidrógeno

Es producido por la difusión de hidrógeno atómico en el acero, a temperaturasbajas y en presencia de ciertos componentes tales como H2S y HF. En estoscasos, el hidrógeno atómico cambia a molecular cuando encuentra algúnrechupe, escoria o inclusión sulfúrica alcanzándose altas presiones internas y

ocasionando el agrietamiento del acero. Suele suceder ligeramente por debajode la superficie, formándose sobre ésta unas especies de burbujas.

Agrietamiento por corrosión bajo tensión

Es producido por la acción combinada de corrosión y esfuerzos de tracción siendoestos últimos de origen externo (aplicados) o internos (residuales). Elagrietamiento, en este caso, pueden ser intergranular o transgranulardependiendo del material y del medio corrosivo. Los esfuerzos internos suelenser más importantes que los externos, y tienen su origen en soldaduras,enfriamientos no uniformes, transformaciones metalúrgicas con cambios

volumétricos, y también surgen después de operaciones de fabricación.

6 TECNICAS DE ENSAYO NO DESTRUCTIVOSCuando se presuma la existencia de otras formas de deterioro como:agrietamiento por ataque de hidrógeno, corrosión bajo tensión, corrosiónintergranular, agrietamientos producto de deformaciones mecánicas osobrepresión, expansión térmica, vibración, cargas externas u otras fallas delmaterial, se deberá seleccionar la técnica de ensayo no destructivo que resultemás adecuada:











REVISION FECHA



PDVSA PI –09 –04 –00

Página 7


– Partículas Magnéticas:

Detección de discontinuidades – grietas subsuperficiales en materialesferro – magnéticos.

– Líquidos Penetrantes:

Detección de discontinuidades superficiales – poros y grietas especialmentepara materiales no magnéticos.

– Ultrasonido:

Detección de discontinuidades internas.

– Radiografía:

Detección de discontinuidades internas.

– Corrientes inducidas:

Detección de grietas.

– Examen Metalográfico

– Emisión Acústica

– Prueba Hidrostática

– Termografía

La aplicación de estos métodos estará sujeta a las circunstancias en que seencuentre el recipiente y deberá ser efectuada por personal debidamentecalificado en la técnica seleccionada, según la STN – TC – 1A.

7 PRUEBA HIDROSTATICALa prueba hidrostática tiene por objeto asegurar la hermeticidad y comprobar laintegridad mecánica del recipiente.

Cuando exista duda de la presencia de algún defecto o se haya encontradoalguna discontinuidad crítica, el inspector puede exigir la realización de unaprueba hidrostática.

El procedimiento para la realización de la prueba hidrostática será de acuerdoa la última edición del NBIC, Inspection of Boilers and pressure vessels, párrafo“Pressure Test”.

La presión de prueba no deberá exceder 1,5 veces la presión máxima de trabajopermisible y se calculará de acuerdo al punto 1.4.6 del procedimiento

PI – 09 – 03 – 00.

Cuando el cálculo de la presión de prueba hidrostática original (en fabricación),haya incluido el sobre – espesor por la máxima corrosión permitida, la presión deprueba puede ser calculada considerando el sobre espesor existente al momentode la prueba.

En el caso que la presión de prueba hidrostática exceda la presión de ajuste dela válvula o las válvulas de seguridad, las mismas deberán ser removidas antesde efectuar la prueba.






http://pi_09_03_00.pdf/

http://pi_09_03_00.pdf/

http://pi_09_03_00.pdf/

http://pi_09_03_00.pdf/

http://pi_09_03_00.pdf/

http://pi_09_03_00.pdf/

http://pi_09_03_00.pdf/

http://pi_09_03_00.pdf/

http://pi_09_03_00.pdf/

http://pi_09_03_00.pdf/

http://pi_09_03_00.pdf/

http://pi_09_03_00.pdf/

http://pi_09_03_00.pdf/

http://pi_09_03_00.pdf/






REVISION FECHA



PDVSA PI –09 –04 –00

Página 8


8 INFORME DE INSPECCION

El informe de inspección deberá incluir como mínimo, la siguiente información:

a. Número y ubicación del recipiente.

b. Ultimas condiciones de operación (recipiente fuera de servicio), ocondiciones al momento de la inspección (recipiente en Servicio).

c. Resultados de mediciones de espesores de pared y profundidades depicaduras u otras discontinuidades detectadas.

d. Dibujos que muestran con suficiente detalle y precisión, la ubicación de lossitios donde se midieron espesores o se encontraron picaduras u otrasdiscontinuidades.

e. Espesores mínimos encontrados en el cuerpo y cabezales del recipiente.

f. Determinación de la tasa actual de corrosión, desgaste (mm por años).

g. Registro de presión y tiempo de prueba hidrostática, cuando ésta searealizada.

h. Recomendaciones sobre actividades a realizar en la próxima inspección.

i. Fecha de la próxima inspección.









pi_09_04_00 recipientes a presion (fase de uso y operacion).pdf

Documents