aptitud para el servicio de tanques de lpg refrigerado y recipientes de ngl

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APTITUD PARA EL SERVICIO DE APTITUD PARA EL SERVICIO DE TANQUES DE LPG REFRIGERADOTANQUES DE LPG REFRIGERADO

Y Y RECIPIENTES DE NGLRECIPIENTES DE NGL

Calafate – 1,2 y 3 de Octubre de 2008

““2da Jornadas Tecnicas de Acondicionamiento2da Jornadas Tecnicas de Acondicionamiento del Gas Natural”del Gas Natural”

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Vicente Néstor Porcellatti

Ingeniero Mecánico Universidad Nacional del Sur – Bahía Blanca –Argentina.Responsable del Mantenimiento e Integridad de las Instalaciones Fijas de Compañía Mega SA. Distrito Este.TE: 54 291 457-2470 - Ext. [email protected]

Desde: Octubre 1999

http://www.ciamega.com.ar/

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IntroducciónIntroducción

Descripción.

Conformación de Compañía MEGA S.A. Accionistas y Clientes. Esquema operativo. Gestión integrada, certificaciones y premios. Instalaciones. Ubicación geográfica. Sensibilidad del entorno de la planta Bahía Blanca.

Objetivo y alcance

Conclusiones

Aptitud para el servicio de:

Tanques de almacenamiento de LPG refrigerados. Recipientes de almacenamiento de NGL.

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Objetivo y Alcance

OBJETIVO:

Compartir la experiencia desarrollada en Cía. Mega para evaluar la integridad y posterior aptitud para el servicio de los recipientes de alto inventario de almacenamiento de hidrocarburos derivados del gas natural.

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Objetivo y Alcance

ALCANCE:

Los equipos evaluados son:

Tanques de almacenamiento de LPG refrigerado para despacho por barco, diseñados bajo norma API 620 – Volumen 36.000 m3 – Presión de trabajo 400 mmH2O.

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Objetivo y Alcance

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Objetivo y Alcance

ALCANCE (Cont.):

Recipientes de recepción de NGL para fraccionamiento en Planta Bahía Blanca diseñados bajo Código ASME VIII Div. 2 – Volumen 500 m3 – Presión de trabajo 38.5 Kg./cm2.

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Objetivo y Alcance

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Conformación, Accionistas y Clientes

38% 28%

34%

Etano

GLP +

Gasolina

Descripción

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•Año 2002:

Certificación NORMA ISO 9001:2000 Certificación NORMA ISO 14001:1996 Certificación NORMA IRAM 3800:1998

Gestión Integrada - Certificaciones

•Año 2006:

Recertificación NORMA ISO 9001:2000 Recertificación NORMA ISO 14001:1996 Recertificación NORMA IRAM 3800:1998 Certificación OHSAS 18001:1999 Premio Nacional a la Calidad

Año 2008:

Participamos del Premio Iberoamericano a la Calidad.

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Esquema Operativo

Natural Gas

Planta SeparadoraLoma La LataLoma La Lata

Neuquén

Residual Gas

PipelinePipeline600 km600 km

Componentes ricos Planta de Fraccionamiento

Bahía BlancaBahía Blanca Buenos Aires

Ethane

Propane, Butane Natural Gasoline

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Instalaciones

Planta Fraccionadora:•Planta de fraccionamiento (C2, C3, C4, gasolina)•Acondicionamiento y despacho de etano•Almacenamiento y despacho de LPG y gasolina

Planta Separadora:•Sistema colector de gases de alimentación•Planta de recuperación de NGL (tecnología Ortloff)•Estación inicial de bombeo del poliducto PS1

Poliducto: •600 km de poliducto de 12” •Estación de bombeo intermedia a los 300 km (Belisle – Pcia. Rio Negro)•24 Estaciones de Válvulas (LVS’s)

Descripción

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Planta Separadora Loma La Lata

Ubicación Geográfica

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Complejo Petroquímico Bahía Blanca – Puerto Ing. White

Sensibilidad del Entorno

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Planta Fraccionadora – Bahía Blanca

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Aptitud para el Servicio

¿Qué razones impulsaron la implementación de este proceso de evaluación de integridad?

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Las distintas auditorias externas evalúan como gestionamos la integridad de las instalaciones.

Son realizadas por los siguientes organismos o instituciones:

Secretaría de Energía (Controles semestrales y rehabilitación decenal Resolución 404/94 Art.1 y GE Nº1 102 Mto. Plantas de GLP) .

Organismo Para el Desarrollo Sustentable de la Pcia. de Bs. As.(OPDS). (Controles anuales) Dto. 231/96

Ministerio de Trabajo de la Nación.( Control eventual)

Entidades que certifican el Sistemas de Calidad Integrado.

Aseguradoras del patrimonio de la Compañía y ART. (Control anual)

Los accionistas.( Control eventual)

Organismos de control Municipal. (Control eventual)

PARTES INTERESADAS

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La cadena de valor asociada a los procesos (entradas y salidas) se ven afectadas por cambios en sus requerimientos por razones de orden nacional e internacional, esto complica coordinar paradas para realizar inspecciones. Las razones son:

La Planta Separadora trabaja además como compresora de gas metano a los gasoductos, si para, se disminuye el volumen de la inyección.

Los factores estacionales invierno – verano demandan toda la oferta de gas disponible.

La Planta Fraccionadora entrega etano para la fabricación de materia prima (Etileno) que utilizan DOW y Solvay, estas empresas están afectadas por la demanda de sus productos por el mercado internacional.

Los tanques de almacenamiento de LPG refrigerado para ser retirados del servicio demandan un proceso muy largo para poder acceder al interior, realizar controles y posterior cierre. La planta debería estar meses sin operar.

PROVEEDORES Y CLIENTES

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¿Qué acciones se implementaron para demostrar la integridad de los equipos?

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Desde el inicio de la operación se dispone de planes de inspecciones sistemático para cada uno de los equipos de Planta, las tareas se gestionan y se registran con el Software de Gestión de Mantenimiento (MAXIMO). Las tareas mas significativas que se realizan cuando el equipo esta operando son:

Control de aislación térmica, corrosión bajo aislación y pintura.

Control de corrosión por medición de espesores y cupones testigos.

Control de nivel de bases de apoyo para distintos estados de carga con sus sistemas de deslizamiento.

Estado general- Control visual.

Vinculado a MAXIMO trabaja el software UltraPipe para monitoreo de corrosión midiendo espesores siguiendo una matriz de puntos preestablecida. En este software también se registran las inspecciones y calibraciones de válvulas de seguridad.

Las tareas disponen de procedimientos para su realización y asociados a estos los peligros y mitigaciones (Vinculado en MAXIMO).

Se confeccionan mensualmente indicadores de gestión del mantenimiento.

PARA TODOS LOS EQUIPOS DE PLANTA

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¿CÓMO SE REALIZÓ EL PROCESO DE EVALUACIÓN

DE INTEGRIDAD PARA LOS EQUIPOS DE ESTA PRESENTACIÓN?

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Tanques de almacenamiento de LPG refrigerado. (API 620)

Se describen las tareas que se desarrollaron en forma cronológica:

1. Presentación en Planta del Plan de Trabajo a los representantes de la Secretaría de Energía y su Auditora para que opinen sobre su viabilidad para revalidar los equipos.

2. Ejecución del análisis de riesgo de este tipo de equipos mediante la metodología indicada por la norma API 581 (RBI), donde se evaluaron los mecanismos de fallas posibles y las medidas de mitigación. El método usado es semicuantitativo. El resultado se resume en la matriz de riesgo.

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3. Modelado de los equipos mediante la técnica de elementos finitos para definir las áreas de mayor solicitación por los distintos estados de cargas y por su acción conjunta.

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Vista del piso del tanque:

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Este trabajo se complementa con el modelado de las deformaciones a que está sujeta la cañería de descarga (ø28”) para los distintos estados de cargas y solicitaciones por choque térmico.

Ubicación del desplazamiento máximo. Caso expansión térmica en cañería de descarga:

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Modelo del estado de tensiones en la acometida del caño de descarga al tanque

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Los tanques 800-T-01-A/B/C

No resultaron susceptibles a:

- fisuración debido a aspectos operacionales- fractura frágil- riesgos mecánicos- otros mecanismos de fisuración

El análisis de tensiones por elementos finitos muestra que puede excluirse la posibilidad de falla dúctil por efecto de sobretensiones.

Resultaron susceptibles a:

- corrosión generalizada.

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4. Definición del estado de integridad de los tanques refrigerados. Ensayo de Emisión Acústica.

Para definir el estado de integridad de los tanques se considera:

Analizar los mecanismos de falla clasificados mediante el análisis de riesgo (API 581) y las prácticas para mitigarlos.

Analizar toda la información obtenida por las distintas prácticas de mantenimiento registradas en el historial de cada equipo y correlacionarlas con el análisis de riesgo. Para este tipo de equipamiento se busca la presencia de “indicaciones” de fisuras activas.

Definir las áreas mas tensionadas susceptibles de fractura frágil en función del modelado del estado de tensiones por elementos finitos.

Realizar el estudio de EA sobre estas áreas del tanque diseñando un test de máxima carga admisible para evaluar su integridad mecánica y descubrir indicaciones activas "similares a una fisura", que podrían ser significativas a la integridad estructural.

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Prueba en los tanques.

La prueba se realiza estando el tanque en servicio, partiendo desde el 86% del máximo nivel de producto que almacena (que representa la máxima capacidad de operación en los últimos 6 meses), hasta alcanzar el nivel de 96,6 % de la capacidad máxima de llenado del tanque, (corresponde al valor de alarma de alto nivel de llenado).

Secuencia de Llenado de Tanque para monitoreo con EAT

84

86

88

90

92

94

96

98

100

102

1 2 3 4 5 6 7 8

Tiempo Total de prueba

NIV

EL

10´

30´

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Los resultados de esta inspección EA indican que no se observan ningún tipo de discontinuidades "similares y comparables a fisuras activas", hasta una altura máxima de prueba de 33.880 mm. de altura líquida, máximo nivel que puede alcanzar en operación.

La tendencia general de los datos EA mostró un comportamiento lineal y estable cuando el nivel fue aumentando. Ninguna tendencia exponencial en la energía EA, la Amplitud o el nivel de Actividad fueron observadas durante el aumento de nivel del LPG. Esto indica la ausencia de defectos significativos de fallas.

RESULTADOS ENSAYOS DE EA EN LOS TANQUES

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La cañería fue sujeta a una prueba de descarga de propano para evaluar su integridad mecánica y descubrir indicaciones activas "similares a una fisura", que podrían ser significativas a la integridad estructural.

Los resultados de esta inspección EA indican que no se observan ningún tipo de indicaciones "similares y comparables a fisuras activas", durante la descarga de líquido del tanque (expansión térmica)

RESULTADOS ENSAYOS DE EA EN LAS CAÑERÍAS DE DESCARGA

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Recipientes de almacenamiento de NGL. (ASME VIII – D2)

1. Evaluación de la Metodología y Plan de Trabajo con los representantes de la Secretaría de Energía y su Auditora tal como se realizó en el tanque de LPG.

2. Estudio de los mecanismos de falla mediante los lineamientos establecidos en la norma API 581 (Risk Based Inspection), método semicuantitativo.

Los resultados de la matriz de riesgo son:

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3. Determinación del estado de tensiones distribuidas en los recipientes mediante la técnica de elementos finitos para distintos estados de carga.

Evaluadas las tensiones de cada uno, se determinó el estado de tensiones resultante de cada una de las condiciones que afectan al equipo en forma simultánea.

La gráfica resultante es:

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Tensión equivalente para la superposición de todas las cargas en el caso del recipiente lleno con NGL.

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Aptitud para el ServicioPara la cañera de descarga se analizaron los estado de desplazamiento máximos distribuidos en la cañería mediante la técnica de elementos finitos para distintos estados de carga. Además de la vinculación de la cañería a la evolvente del recipiente.

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Ubicación del desplazamiento máximo.

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Aptitud para el ServicioVista de la boquilla de vinculación de la cañería de descarga con el recipiente:

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7- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Los equipos 610-V-01 A/B/C/D y 610-V-02 en estudio

No resultaron susceptibles a:

- fisuración debido a aspectos operacionales- fractura frágil- otros mecanismos de fisuración

Resultó susceptible a:

- corrosión generalizada.- corrosión bajo la aislación.

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El análisis de tensiones por elementos finitos muestra que las tensiones son menores a la de fluencia, para las cargas de operación y el asentamiento del equipo, puede excluirse la posibilidad de falla dúctil por efecto de sobretensiones.

El sistema de cañerías verifica que:

Las cargas sobre el punto de conexión con el Equipo 610-V-01 son bajas, al igual que las sobretensiones evaluadas en la válvula de cierre que trabaja al torque, considerando un desplazamiento vertical en la conexión con el recipiente de 30mm.

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Aptitud para el Servicio4. Definición del estado de integridad de los recipientes de NGL. Ensayo de Emisión Acústica.

Para definir el estado de integridad de los recipientes se considera:

Los recipientes fueron sometidos a la presión de prueba de 34 kg/cm² para evaluar su integridad mecánica con el método de EA para detectar posibles apariciones de discontinuidad activas “semejantes a las que emiten las fisuras”.

La presión máxima de prueba de 34 Kg/cm², representa la sobre-presión mínima necesaria (110 % de la presión máxima de operación registrada durante los 6 meses anteriores) para evaluar el recipiente.

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Rampa de presión de prueba en los recipientes.

La prueba se realiza estando el tanque en servicio, partiendo desde la presión de trabajo de 22 Kg./cm2 hasta alcanzar la presión de prueba de 34 Kg./cm2.

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El análisis de los datos registrados EA no reveló la presencia de ninguna discontinuidad con parámetros indicadores similares a los de una fisura. La mayor parte de los datos registrados fueron originados por el flujo relacionado al ruido mecánico.

Ningún dato con los atributos típicamente vistos de discontinuidades "activas" similares a una fisura fueron registrados durante el monitoreo, y bajo estas condiciones específicas de la prueba.

RESULTADOS ENSAYOS DE EA EN LOS RECIPIENTES

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Conclusiones1. Todas las auditorías que evaluaron el trabajo realizado (Secretaría de

Energía, Aseguradoras, Organismo Municipal) aprobaron la metodología aplicada.

2. Compañía Mega SA tiene sus equipos de alto inventario de hidrocarburos revalidados para operar hasta el año 2017.

3. No fue necesario retirar de servicio los equipos, solo se debieron modificar algunas condiciones de trabajo que no afectaron la disponibilidad de la instalación, esto dio como resultado que se mantuvo la cadena de valor del proceso.

4. Es posible consensuar con los entes gubernamentales actividades de inspección especificadas por normativa internacional aplicada a la producción de hidrocarburos, que muestran resultados confiables sobre la aptitud de los equipos evaluados en condición de operación.

5. El sector inspecciones puede demostrar confiabilidad en las instalaciones que monitorea la aptitud para el servicio.

6. Finalmente la exposición de este trabajo busca brindar una referencia más de un trabajo cuyos resultados deberán ponderar cada organización.

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Calafate – 1,2 y 3 de Octubre del 2008

““2da Jornadas Tecnicas de Acondicionamiento2da Jornadas Tecnicas de Acondicionamiento del Gas Natural”del Gas Natural”

MUCHAS GRACIASMUCHAS GRACIAS

aptitud para el servicio de tanques de lpg refrigerado y recipientes de ngl

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