establecer la integridad estructural de un tanque …

ESTABLECER LA INTEGRIDAD ESTRUCTURAL DE UN TANQUE CON PRESIÓN INTERNA APLICANDO LA NORMA API 579

EDISON HELIBERTO BALCERO PRIMO OSCAR YESSID AVELLANEDA CARREÑO

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS FACULTAD TECNOLÓGICA

INGENIERÍA MECÁNICA BOGOTÁ, D.C.

2020

ESTABLECER LA INTEGRIDAD ESTRUCTURAL DE UN TANQUE CON PRESIÓN INTERNA APLICANDO LA NORMA API 579

EDISON HELIBERTO BALCERO PRIMO OSCAR YESSID AVELLANEDA CARREÑO

Proyecto de grado para optar al título de Ingeniero Mecánico

Director: Ing. Carlos Bohórquez

UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS FACULTAD TECNOLÓGICA

INGENIERÍA MECÁNICA BOGOTÁ, D.C.

2020

NOTA DE ACEPTACIÓN

__________________________________________ __________________________________________ __________________________________________ __________________________________________ __________________________________________ __________________________________________ __________________________________________ __________________________________________

_________________________________________ Firma del presidente del jurado

_________________________________________

Firma del jurado

________________________________________ Firma del jurado

Bogotá D.C. 2020

DEDICATORIA

Principalmente queremos dedicar este logro a nuestros padres que, gracias a sus sacrificios, consejos y enseñanzas para ser unas personas integras y sobre todo el apoyo incondicional durante toda nuestra vida y carrera profesional, nos brindaron esta oportunidad de lograr nuestra meta y sueño, que hoy se materializa en la culminación y entrega del proyecto de grado. Demostrándonos que siempre contaremos con ellos para cada decisión que tomemos y cada meta que nos tracemos. Igualmente, ofrendar este logro a nuestra alma mater por brindarnos el apoyo y los conocimientos durante todo el proceso de aprendizaje en nuestra formación como Ingenieros Mecánicos, necesarios para ser muy buenos profesionales. Además, a cada uno de los docentes que compartieron sus conocimientos y experiencias con nosotros. Finalmente, dedicamos parte del proyecto a nuestros amigos que nos brindaron consejos y compartieron con nosotros durante toda nuestra formación como profesionales en la Universidad. Gracias a ellos, cada momento fue gratificante, alegre y sobre todo encontramos una gran amistad en cada uno de ellos.

AGRADECIMIENTOS Queremos agradecer a nuestros padres que a pesar de las difíciles situaciones de la vida nos pudieron brindar el apoyo emocional y económico para poder lograr la meta de ser profesionales y haciendo todo lo posible para que no tuviéramos que desviarnos de nuestro crecimiento académico. Igualmente, agradecemos a la empresa Certi-Control por brindarnos la oportunidad de estar en sus instalaciones y permitirnos utilizar cada uno de sus equipos para la realización del proyecto. Igualmente, al Ingeniero Nicolas Gabriel Muñoz Bello por su apoyo, consejos y los diferentes aportes a partir de sus conocimientos para el adecuado desarrollo de la idea. También, a la Universidad Distrital Francisco José de Caldas por acogernos como estudiantes y cultivarnos los conocimientos necesarios para forjarnos como Ingenieros Mecánicos que hoy se ve reflejado en el desarrollo del proyecto. Gratificamos a cada docente que nos compartió de sus sabidurías en nuestra estadía en la Universidad. Finalmente, Agradecemos al tutor Carlos Arturo Bohórquez Ávila por haber sido nuestro asesor y director de proyecto de grado.

TABLA DE CONTENIDO INTRODUCCIÓN Pag

1.PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1 1.2. ESTADO DEL ARTE 3

1.2.1.Evaluación de nivel 3 con API 579 para recipientes de presión con pérdida de metal, usando técnicas de elementos finitos. 3

1.2.1.Modelado y evaluación de aptitud para servicio nivel 3 para un recipiente presurizado con pérdida general de metal en conjunto con un análisis térmico transitorio. 4 1.2.2.Aplicación de la metodología fitness for service a un separador de descarga de gas ácido. 5

1.3.JUSTIFICACIÓN 5 1.4.OBJETIVOS 6

1.4.1.Objetivo General 6 1.4.2.Objetivos específicos 6

2.MARCO TEÓRICO 7 2.2.CORROSIÓN EN RECIPIENTES A PRESIÓN 7 2.3.NORMA API 579 /ASME (FITNESS- FOR- SERVICE) 7

2.4.TIPO DE FALLA O MECANISMOS DE DAÑO 8 2.5.PÉRDIDA GENERAL DE METAL- PARTE 4 9

2.6.DEFINICIÓN DEL TIPO DE COMPONENTE 12 2.7.CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DEL FFS 15 2.8.TRATAMIENTO DE LA PÉRDIDA DE METAL (LOSS) Y LA CORROSIÓN FUTURA PERMISIBLE (FCA) 16 2.9.CARCASAS CILÍNDRICAS 16

2.10.CABEZA ELÍPTICA 18 2.11.NIVEL DE EVALUACIÓN 1 20

2.12.NIVEL DE EVALUACIÓN 2 27 2.13.NIVEL DE EVALUACIÓN 3 27

2.13.1.Programa de modelamiento NX 28

2.13.2.ANSYS 19.2 28 2.14.EVALUACIÓN DE LA VIDA REMANENTE 28 3.METODOLOGÍA 30 3.2.ADQUISICIÓN DE DATOS 30 3.3.CARACTERIZACIÓN DEL TANQUE O RECIPIENTE A PRESIÓN 32

3.4.RESULTADOS Y ANÁLISIS 36 3.5.EVALUACIÓN DEL RECIPIENTE O TANQUE A PRESIÓN CON BASE EN LA PARTE 4 DE LA NORMA API 579/ASME 36 3.6.CABEZA N°1 37

3.6.1.Criterios de aceptación nivel 1 38 3.7.CUERPO 39

3.7.1.Criterios de aceptación nivel 1 41 3.7.2.Criterios de aceptación nivel 2 42

3.8.CABEZA N°2 43 3.8.1.Criterios de aceptación nivel 1 46 3.8.2.Criterios de aceptación nivel 2 47

3.9.NIVEL DE EVALUACIÓN 3 48 3.10.VIDA REMANENTE 56 4.CONCLUSIONES 59 5.RECOMENDACIONES 60 6.BIBLIOGRAFÍA 61

LISTA DE ILUSTRACIONES

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Figura 1: Descripción general de los procedimientos de evaluación para un componente con pérdida local o general de metal 2

Figura 2: Posición geográfica de la compañía Certi-Control 3 Figura 3: Procedimiento de evaluación para un componente con pérdida general de metal. 11 Figura 4: Planos de inspección para cabezas de recipientes a presión 13

Figura 5: Planos de inspección para carcasas cilíndricas 14 Figura 6: Inspección por método de ultrasonido 15 Figura 7: Galga de Cambridge 15

Figura 8: Geométrica de una cabeza elíptica 19 Figura 9: Calculo de espesor promedio basado en el CTP 26

Figura 10: Metodología aplicada en el desarrollo de evaluación del recipiente a presión. 30 Figura 11: Tanque de GLP con corrosión en el cuerpo y cabeza N°1 32

Figura 12: Tanque de GLP con corrosión en la cabeza N°2 33 Figura 13: Bosquejo del trazado del mallado sobre el recipiente a presión. 33

Figura 14: Trazado del mallado sobre el tanque o recipiente de GLP 34 Figura 15: Tanque o recipiente de GLP totalmente mallado. 34 Figura 16: Medidor de espesores por ultrasonido y palpador 35 Figura 17: Calibración del medidor de espesores y procedimiento de toma de datos. 35

Figura 18: Contornos del tanque real con presencia de corrosión y cuerpo solido del tanque con corrosión. 49

Figura 19: Se observa los croquis con la reducción de espesor a causa de la corrosión, las líneas punteadas representan el espesor nominal que debería tener el recipiente a presión (imagen antes de generar el sólido de la figura18). 49

Figura 20: Recipiente a presión sin presencia de corrosión. 50 Figura 21: Propiedades del material A516 en Workbench 19. 2. 50 Figura 22: Condiciones de contorno. (a) Presión interna. (b) Restricción de desplazamiento en todas las direcciones. (c) Gravedad. 51 Figura 23: Tamaño de mallado aplicado sobre el recipiente a presión. 52

Figura 24: (a) Esfuerzo de Von Mises. (b) factor de seguridad. Cálculos para un recipiente a presión sin presencia de corrosión. 53 Figura 25: (a) condiciones de contorno y presión. (b) mallado. Para el recipiente a presión interna con presencia de corrosión. 54

Figura 26: Esfuerzo de Von Mises del tanque de presión interna con presencia de corrosión. 55 Figura 27: Factor de seguridad del tanque con presión interna con presencia de corrosión. 56

LISTA DE TABLAS

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Tabla 1: Defectos y mecanismos de daño. 9 Tabla 2: Criterio de aceptación para la evaluación nivel 1 y 2 para espesores cilíndricos, cónicos y codos- Recipientes a presión y tuberías. 22 Tabla 3: Criterio de aceptación para la evaluación nivel 1 y 2 para carcasas esféricas y formas de cabezas- recipientes a presión 23 Tabla 4: Parámetros para calcular la longitud para el promedio de espesor 25

Tabla 5: Datos suministrados por la empresa Certi-Control 31 Tabla 6: Propiedades mecánicas del material A516 Gr 70 31 Tabla 7: Composición química del A516 Gr 70 32

Tabla 8: Planos correspondientes a los componentes del tanque o recipiente a presión de GLP [mm] 36

Tabla 9: Perfil de espesor de la Tapa N°2 [mm] 44 Tabla 10: Velocidad de corrosión según el tipo de ambiente 57 Tabla 11: Vida remanente de cada componente 58

RESUMEN

Uno de los principales factores que afecta la integridad estructural de recipientes a presión, tuberías, tanques atmosféricos, etc. es la presencia de la corrosión, que puede llegar a provocar una reducción notable en el espesor del material provocando fugas, daños y perjuicios, etc. Debido a ello el presente proyecto se realiza con el fin de aplicar el capítulo 4 (daño por corrosión) de la Norma API 579/ASME que evalúa la aptitud para el servicio (FFS), la cual permite determinar la integridad física para un tanque con presión interna de GLP. La evaluación de la corrosión sea externa o interna se realiza mediante 3 niveles de evaluación. Los cuales se desarrollan a partir de una lectura de espesor de puntos o un perfil de espesor. Cada nivel cuenta con unos datos requeridos para satisfacer su criterio de aceptación, de no cumplirse se debe pasar al siguiente nivel de evaluación. Por consiguiente, se aplica en el nivel de evaluación 3 un análisis de elementos finitos para obtener el máximo esfuerzo que soportaría el material en las condiciones actuales de operación con presencia de corrosión, confrontándolo contra un mismo recipiente a presión, pero sin presencia de corrosión. De igual manera evaluar el factor de seguridad del tanque con presión interna. Los resultados de la evaluación determinarán si el recipiente tiene aptitud para continuar en operación, teniendo en cuenta la reducción de espesor a causa de la corrosión. Posteriormente, con el cálculo de la vida remanente, la cual tiene como variable la velocidad de corrosión debida al medio al cual está expuesto el recipiente a presión, podremos calcular el tiempo de operación, permitiendo planificar una próxima inspección a partir de un mantenimiento predictivo y confirmar la fiabilidad del componente dañado durante ese período de uso.

INTRODUCCIÓN

Uno de los principales tipos de daño o falla que se presenta en la industria que trabaja con Hidrocarburos (como es el caso de gas licuado de petróleo), es la corrosión interna o externa presente en tuberías, recipientes a presión, tanques atmosféricos, etc., Generado por diferentes condiciones ambientales, que si no es descubierto anticipadamente puede llegar a perjudicar la integridad del equipo o componente y puede verse reflejada en costos, perjuicios, daños, etc. para la empresa. La aplicación de la norma API 579/ ASME describe varias técnicas de evaluación de aptitud para el servicio (FFS), proporcionando procedimientos para realizar evaluaciones adecuadas, dependiendo del tipo de falla o daño que posea o presente el componente en el momento de la inspección, permitiéndonos establecer la integridad estructural para diferentes piezas o equipos. Los resultados de la evaluación del FFS indicarán si el componente puede o no continuar en operación: generando una documentación para futuros monitoreos o inspecciones establecidas a partir del estudio realizado, catalogándose como un método de prevención a un posible fallo en los componentes. Igualmente, permite una aproximación de la vida remanente de la pieza para generar planes de mantenimiento predictivos y correctivos que lleguen a ser necesarios. Por tal razón, se aplicará su estudio a un tanque con presión interna y presencia de corrosión. Además, se realizará su estudio bajo los parámetros establecidos por la norma API 579/ASME para evaluar su integridad y así saber si puede o no continuar en servicio.

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1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA En la actualidad, la integridad estructural de un equipo que contenga defectos o daños es muy importante a la hora de prestar un servicio, como sucede con las tuberías, recipientes a presión y tanques atmosféricos; que son equipos presurizados y utilizados en instalaciones de petróleo y gas, petroquímicas y químicas. Por lo tanto, son equipos que deben soportar altas presiones, temperaturas, cargas, esfuerzos, y sobre todo estar expuesto a diversas condiciones ambientales, etc. En consecuencia de lo anterior, el American Petroleum Institute (API) y ASME desarrollaron la norma API 579/ASME ((ASME) & (API), 2016) que describe varias técnicas de evaluación de aptitud para el servicio (FFS), proporcionando procedimientos para realizar evaluaciones adecuadas de aptitudes para el servicio y/o revalorar el equipo que está diseñado y construido según estándares reconocidos. Por otro lado, esta norma contiene numerosas secciones sobre el proceso para calcular el impacto de los mecanismos de daño; una de las que nos interesa es la pérdida general o local de metal por corrosión. Teniendo en cuenta lo expuesto anteriormente, en el capítulo de pérdida general de metal presente en la norma API 579/ASME en el capítulo de pérdida local o general de metal podemos observar el procedimiento para los 3 niveles de evaluación (Figura 1). Es necesario destacar que, muchas empresas que trabajan con recipientes a presión no conocen la aplicabilidad de la norma, lo que contribuiría a obtener más aprovechamiento de la vida útil de la máquina para continuar en servicio (vida remanente), realizar un programa de mantenimiento predictivo, ayudar a optimizar la inspección de los equipos dañados y sobre todo reducir costos. En conclusión, el estudio de nuestro interés es poder aplicar la norma API 579/ASME en un tanque con presión interna, que correspondería a un recipiente a presión tipo A de GLP que presenta corrosión con pérdida general o local de metal, evaluando el recipiente con cada uno de los niveles que expone la norma, especialmente el nivel de evaluación 3 el cual se realiza mediante un análisis de elementos finitos con el software ANSYS disponible en la universidad Distrital Francisco José de Caldas, ya que, el nivel 3 es solo aplicable por Ingenieros Mecánicos que posean conocimientos sobre elementos finitos y quienes son capaces de tomar una decisión respecto al recipiente a presión de GLP. Finalmente, el estudio se realizó a partir de los datos y estudios suministrados por la empresa Certi-Control (organismo de Evaluación de la conformidad S.A.S), ubicado en la Carrera 80 # 57x-46 Centro Comercial Metro sur Bogotá D.C (Figura 2), debido a que el recipiente a presión de GLP no aprobó la norma 40245 del ministerio de minas y energía aplicada por dicha compañía.

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Figura 1: Descripción general de los procedimientos de evaluación para un componente con pérdida local o general de metal

Fuente, tomado de Fitness for Service API579/ASME. ASME, API

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Figura 2: Posición geográfica de la compañía Certi-Control

Fuente, Google maps

1.2. ESTADO DEL ARTE A continuación, se muestran trabajos relacionados con componentes asociados a hidrocarburos y su aptitud para el servicio. Lo anterior, se desarrolla a través de variados métodos en la toma de datos y el proceso como tal.

1.2.1. Evaluación de nivel 3 con API 579 para recipientes de presión con pérdida de metal, usando técnicas de elementos finitos.

A través de este trabajo, el inspector Rivington Kingston (2018) evalúa el estado de un tanque usado para la recuperación de condensados, el cual está sometido a corrosión interna. Inicialmente, Kingston escoge el método PTR (Lecturas puntuales de espesor) para recolectar una muestra de 15 ubicaciones sobre el contorno del tanque; a partir de estos datos, determina el espesor mínimo medido (𝑡𝑚𝑚), el

espesor promedio medido (𝑡𝑎𝑚), y el coeficiente de variación (COV). Luego, calcula el espesor mínimo para que el tanque pueda seguir en funcionamiento, y lo compara posteriormente con la indicación de la tabla 4.4 presente en la API 579; lo mismo hace al calcular la presión de trabajo máxima permitida (MAWP). Con el fin de evaluar los criterios de aceptación con la evaluación tipo 1, se realiza el anterior procedimiento. En este estudio, la evaluación tipo 1 se rechaza porque

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las desigualdades presentes en la comparación eran ilógicas, por ende, el inspector procede a estudiar el tanque con la evaluación tipo 2; la cual sigue los mismos métodos que su antecesora (con variación en las ecuaciones de comparación) y obteniendo resultados insatisfactorios para la misma. Por consiguiente, el tanque es analizado con la evaluación tipo 3, la cual involucra un análisis de esfuerzos a través del software ANSYS R15.0. Más tarde, se realiza el análisis a través de elementos finitos (FEA) y se modela el perfil del tanque en el programa (con los datos de espesor recolectados). Después, se enmalla el perfil y se somete a una carga de presión para evaluar sus máximos valores de esfuerzo. Finalmente, Kingston (2018) concluye que el tanque aún está en condiciones operativas y está exento de ser reparado (por lo menos por un tiempo más).

1.2.1. Modelado y evaluación de aptitud para servicio nivel 3 para un recipiente presurizado con pérdida general de metal en conjunto con un análisis térmico transitorio.

En este texto, unos investigadores brasileños (Lira Almeida, Cavalcanti Rodrigues, & Vasconcelos Mishina, 2014) de la Universidad federal de Paraíba estudian un recipiente presurizado que está sometido a corrosión interna y externa. A partir de pruebas con ultrasonido, obtienen mediciones para el modelado del estudio; para ello, implementan la metodología CTP (Perfiles críticos de espesores). Por otro lado, el objetivo de los investigadores es comparar el resultado de la presión máxima de trabajo permitida (MAWP) bajo la influencia de variables adicionales, que también afecten la integridad estructural del componente, como es el caso de cambios en la temperatura. Para ello, los brasileños (Lira Almeida et al., 2014) calculan el espesor mínimo

requerido de forma circunferencial y longitudinal (𝑡𝑚𝑖𝑛𝐶 𝑦 𝑡𝑚𝑖𝑛

𝐿 ); se determinan

también, el espesor mínimo medido (𝑡𝑚𝑚), el espesor promedio medido (𝑡𝑎𝑚). Con estos valores, se comparan las desigualdades presentadas en la tabla 4.4 de la norma API 579-1, cuyos resultados no satisfacen la evaluación de nivel 1. Por ende, se procede con la evaluación tipo 2, cuya diferencia con la evaluación anterior es la implementación del factor de resistencia (RSF) en sus ecuaciones. Después, los investigadores ejecutan el método de nivel 3 a través de ANSYS, y cuyo fin último es encontrar la presión de trabajo máxima permitida (MAWP). Adicionalmente, implementan una distribución de temperatura en el modelo de ANSYS y encuentran otra presión de trabajo máxima. Posteriormente, comparan los resultados de todas las MAWP.

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Por último, los involucrados encuentran un incremento del esfuerzo de Von Mises en los recipientes presurizados con carga adicional de temperatura, hecho que la norma API 579 no menciona.

1.2.2. Aplicación de la metodología Fitness For Service a un separador de

descarga de gas ácido. Los investigadores mexicanos (Sarmiento Perez, Lara Margallanes, & Garcia ortiz, 2011) estudian un fenómeno de adelgazamiento de pared en un recipiente vertical, el cual contiene ácido; dicha falla se encuentra a través de un estudio con ultrasonido. Adicionalmente, los investigadores usan la sección 5 de la norma API 579, la cual se enfoca en la pérdida local de metal provocada por corrosión. Inicialmente, los mexicanos (Sarmiento Perez et al., 2011) desarrollan una medición de espesores a partir del método CTP (Perfiles críticos de espesores). Con ello, se calcula el espesor de pared (𝑡𝑐), la razón de espesor remanente (𝑅𝑡) y el parámetro longitudinal del defecto (𝜆); dichos valores son usados para estudiar el caso con la evaluación tipo 1 descrita en la sección 5.4.2 de la norma API 579. Cabe destacar que, no se cumplen todos los criterios de aceptación para esta evaluación, por lo tanto, se procede a estudiar el recipiente con la evaluación de nivel 2. Posteriormente, se determina el factor de resistencia remanente (RSF) y a partir de este, se calcula la presión máxima de operación permisible reducida (PMOPr). De ahí, los investigadores concluyen que el componente no es aceptado para operar bajo la presión máxima de operación permisible, pero puede operar con la PMOP.

1.3. JUSTIFICACIÓN En la actualidad la aplicación de normas acreditadas por organismos internacionales (ASME, ANSI, ISO, API, NACE, entro otras) contribuyen a determinar la integridad estructural de un equipo sometido a diferentes condiciones de trabajo y ambientes, permitiendo realizar un estudio minucioso y encontrando resultados fiables para obtener un mayor aprovechamiento de la vida útil de la máquina, asimismo, programar mantenimientos y reducir costos futuros que beneficiaría a la compañía que realice una intervención oportuna.

Por otro lado, es de gran importancia que los Ingenieros mecánicos conozcan una de las muchas normas que existen para realizar diversos estudios, aplicados a las diferentes máquinas o equipos que prestan un servicio a la sociedad o la industria. Es por eso que la aplicación de la norma API 579/ASME, aptitud para el servicio, garantiza un nivel aceptable de seguridad. Igualmente, es una forma de profundizar en un tema de importancia para nuestra formación, debido a que actualmente el

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conocimiento de las normas para los diferentes campos de profundización de la Ingeniería Mecánica es relevante. Asimismo, el manejo y conocimiento de software como es el caso de elementos finitos permite análisis más profundos y de mayor confiabilidad.

Por eso, nuestro conocimiento y aplicación de la norma API 579/ASME se realizará para un tanque con presión interna que corresponde a un recipiente a presión tipo A de GLP, por causa de pérdida local o general de metal provocado por la corrosión; y se aclara que el estudio se limitará al caso que presente el tanque (que puede ser local o general), además, se actuará conforme al procedimiento establecido por la norma API 579/ASME para ese modo de falla.

1.4. OBJETIVOS

1.4.1. Objetivo General Determinar la integridad estructural de un tanque con presión interna aplicando la norma API 579/ASME.

1.4.2. Objetivos específicos

• Seleccionar el tanque con presión interna a partir de la norma 40245 del ministerio de minas y energía, y aplicar la norma API 579/ASME para los 3 niveles de estudio.

• Modelar y analizar mediante el Programa ANSYS la zona o zonas más críticas (local o general) sometida a la falla por corrosión en el tanque con presión interna.

• Determinar la vida remanente del Tanque con presión interna sometido a las condiciones estructurales actuales debida a la corrosión local o general a partir, del modelamiento con el programa ANSYS.

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2. MARCO TEÓRICO

2.2. CORROSIÓN EN RECIPIENTES A PRESIÓN

En la actualidad, una fuente energética es el gas licuado de petróleo (GLP), el cual es un combustible que proviene de la mezcla de dos hidrocarburos principales: el propano (C3H3) y el butano (C4H10) y otros en menor proporción (Unigas Colombia. 2020). Adicionalmente, es obtenido de la refinación del crudo del petróleo o del proceso de separación del crudo o gas natural en los pozos de extracción: para su almacenamiento se utilizan recipientes herméticos que estarán sometidos a una presión interna y podrá ser utilizado para diferentes finalidades tanto en la industria como en el hogar. No obstante, existen muchos factores que pueden afectar la integridad estructural del recipiente a presión y uno de los más graves es la corrosión. Por otro lado, la corrosión es la principal causa de la degradación de los metales y aleaciones por interacciones con el medio ambiente que los rodea, por lo tanto, los metales o aleaciones pierden parcialmente o totalmente sus propiedades mecánicas y físicas para lo cual fueron diseñadas. Igualmente, la corrosión suele aumentarse conforme se eleva la temperatura que son casos presentes en los recipientes a presión que suelen presentar corrosiones del tipo general (ocurre en toda una región) o local (en una región especifica) y por picadura (Urbáez R, 2009). Esto llevaría a un deterioro del espesor de la pared del recipiente y consecutivamente a una falla, poniendo en riesgo la vida de muchas personas. Es importante encontrar la localización de la corrosión y determinar la resistencia restante del área afectada. Por las anteriores razones, es de gran importancia establecer parámetros de predicción de la vida remanente del recipiente a presión, para llevar un control de la propagación de la corrosión y poder anticiparse a posibles fallas con un control de mantenimiento predictivo; esta predicción se basa en normas técnicas como es el caso de la Norma API 579/ASME que describe varias técnicas de evaluación de aptitud para el servicio (FFS).

2.3. NORMA API 579 /ASME (FITNESS- FOR- SERVICE)

Las evaluaciones de aptitud para el servicio (FFS) ((ASME) & (API), 2016) son evaluaciones de ingeniería cuantitativas que se realizan para demostrar la integridad estructural de un componente en servicio que puede contener una falla o daño, o que puede estar operando bajo una condición específica que puede causar una falla. Por ende, esta norma proporciona orientación para realizar evaluaciones

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de FFS utilizando metodologías preparadas específicamente para equipos presurizados. Además, las pautas proporcionadas en esta Norma se pueden utilizar para tomar decisiones de ejecución, reparación y reemplazo, lo que determina si los componentes en el equipo presurizado que contienen fallas y que se han identificado mediante inspección pueden continuar operando de manera segura durante un período de tiempo. Estas evaluaciones FFS son actualmente reconocidas y referenciadas Normas API (510, 570 y 653), y por NB-23 como medios adecuados para evaluar la integridad estructural de los recipientes a presión (510), sistemas de tuberías (570) y los tanques de almacenamiento (653) donde la inspección ha revelado la degradación y fallas en el equipo. ((ASME) & (API), 2016)

Los procedimientos de evaluación de FFS cubren tanto la integridad actual del componente en un estado actual de daño como la vida restante proyectada, es decir, se proporciona orientación cualitativa y cuantitativa para establecer las márgenes de vida útil restantes para la operación continua de los equipos, respecto a las condiciones operativas futuras y la compatibilidad ambiental.

2.4. TIPO DE FALLA O MECANISMOS DE DAÑO Los procedimientos de evaluación FFS en esta norma están organizados por el tipo de falla o mecanismos de daño, las cuales se puede observar en la siguiente tabla 1. Resaltamos que el tipo de daño presente en el recipiente a presión es Pérdida General de Metal (sección 4 de la norma).

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Tabla 1: Defectos y mecanismos de daño.

Fuente, traducida y tomada de ((ASME) & (API), 2016)

2.5. PÉRDIDA GENERAL DE METAL- PARTE 4

Es aquella que se produce con el adelgazamiento uniforme del material, producto de la pérdida regular del metal superficial provocada por la corrosión. Esto se evidencia bastante en la superficie exterior de los recipientes a presión debido a que están sometidos a diferentes condiciones ambientales, por ejemplo, cambios de temperatura, precipitaciones, etc. Por esa razón, la sección 4 de la norma API 579/ASME especifica el procedimiento y la respectiva evaluación. Además, el procedimiento de evaluación en esta parte puede ser usado para evaluar la pérdida general de metal (uniforme o local). La cual puede ocurrir en el interior o exterior de la superficie del componente. Asimismo, la evaluación está basada en una lectura de espesor de puntos o un perfil crítico de espesor. Los procedimientos de esta sección están basados en una aproximación de promedio de espesores. Si se encuentran áreas de pérdidas locales de metal en el componente, el promedio de espesores puede producir resultados conservadores. Para estos casos, se pueden utilizar los procedimientos de evaluación de la parte 5 (Evaluación de Pérdida local de metal), para reducir lo conservador del análisis. La exacta diferencia entre pérdida de metal general o local no se puede conocer sin saber las características del perfil de pérdida de metal. Se recomienda realizar primero una evaluación utilizando la parte 4.

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En la siguiente figura 3 se evidencia el procedimiento de evaluación para un componente con pérdida general de metal. De manera que el proceso mostrado en la figura 3 debe realizarse a cada uno de los elementos que componen un recipiente a presión que presenten corrosión.

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Figura 3: Procedimiento de evaluación para un componente con pérdida general de metal.

Fuente, traducida y tomada de ((ASME) & (API), 2016)

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2.6. DEFINICIÓN DEL TIPO DE COMPONENTE

La sección 4.2.5 de la Norma API 579/ASME (2016) provee información para catalogar el caso de estudio, dicha clasificación depende de los parámetros de diseño del componente a evaluar, es decir:

• Componentes Tipo A: a través de su ecuación de diseño, relacionan la presión (o altura de llenado en recipientes atmosféricos) y cargas adicionales con un espesor de pared demandado. Adicionalmente, el espesor requerido depende únicamente de la presión. Como son recipientes a presión cilíndricos, cónicos, esferas, tanques con cabeza elíptica o toriesfericas, tanques cilíndricos atmosféricos, etc.

• Componentes Tipo B: posee las mismas características de los componentes tipo A en lo que se refiere a su ecuación de diseño, pero el espesor del componente es gobernado por una combinación de presión y cargas adicionales en el mismo. Como son boquillas de recipiente a presión, uniones de cabezas planas, conexiones integrales de placa de tubos, etc.

• Componentes Tipo C: son aquellos que no poseen una ecuación de diseño que relacione la presión (además de otras cargas) con el espesor de pared.

En este caso, el tanque o recipiente de GLP con presión interna (caso de estudio) se cataloga como un componente tipo A, ya que, la presión del tanque es el factor principal de diseño y define el espesor de pared según el material. Del mismo modo, uno de los datos requeridos para la aplicación de la Norma API 579/ASME en la parte 4 son las lecturas de espesor. Allí se define las opciones para obtener y manejar los datos de espesor, presentes en el estudio; para ello, la norma específica lineamientos y determina los siguientes casos:

• Lecturas puntuales de espesor (PTR): se pueden usar para caracterizar la pérdida de metal en un componente si no hay diferencias significativas en los valores de lectura de espesor obtenidos en lugares de monitoreo de inspección.

• Perfiles críticos de espesor (CTP): deben usarse para caracterizar la pérdida de metal en un componente si hay una variación significativa en las lecturas de espesor. En este caso, la pérdida de metal puede ser localizada, y los perfiles de espesor (lecturas de espesor en una cuadrícula prescrita) deben usarse para caracterizar el espesor restante y el tamaño de la región de pérdida de metal.

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Con base a lo anterior, se precisan los métodos específicos para evaluar el recipiente de GLP, ya que, la norma también puede evaluar componentes como boquillas, transiciones de carcasa cónica, tuberías, etc. (casos que requieren otros lineamientos para su análisis). En las figuras 4 y 5 se evidencia como se lleva a cabo la adquisición de datos en los planos correspondientes a la cabeza elíptica y la carcasa cilíndrica del recipiente a presión de GLP. Donde, M son los planos de inspección meridionales y C son los circunferenciales.

Figura 4: Planos de inspección para cabezas de recipientes a presión

Fuente, tomada de ((ASME) & (API), 2016)

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Figura 5: Planos de inspección para carcasas cilíndricas


Finalmente, la norma API 579/ASME (2016) establece una lectura mínima de 15 espesores o más dependiendo del tamaño del componente para obtener una construcción más detallada; permitiendo al inspector la libertar de definir los puntos y distancias o seguir los parámetros matemáticos para llevar acabo la lectura que mejor defina la zona afectada. La adquisición de datos se lleva acabo con una de diferentes pruebas no destructivas, en este caso, por medio del ultrasonido e inspecciones visuales con herramientas convencionales como galga de Cambridge.

• El ultrasonido (Castillo Gonzáles & Inistroza Hernández, 2013) se genera producto de vibraciones mecánicas transmitidas en un material a través de ondas de igual naturaleza que el sonido, pero estas poseen una frecuencia mayor a 20.000 ciclos/segundo (Hz). Las ondas sonoras son fenómenos vibratorios que se transmiten a través de un medio elástico, pero no en el vacío. Por medio de las interfaces se refleja el sonido, el cual se propaga por el material detectando y analizando la presencia y localización de las discontinuidades. El mismo elemento utilizado para generar y recibir las ondas es el palpador. Existen distintos tipos de palpadores con diferentes diámetros y frecuencias. Para que este elemento cumpla la función de emisor y receptor, tiene un cristal piezoeléctrico, que tiene la propiedad de deformarse cuando recibe una presión mecánica, produciendo un voltaje eléctrico. (Figura 6).

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Figura 6: Inspección por método de ultrasonido

Fuente, tomada de (Castillo Gonzáles & Inistroza Hernández, 2013)

El calibrador de soldadura llamado BRIDGE CAM (ILOG S.A. DE CV, 2011) es una herramienta básica y versátil para el apoyo en la inspección visual ya que puede realizar 6 distintas mediciones y presenta dos escalas en mm e in, en placas de soldadura en general los Calibradores o escantillones de Soldadura (gages), ofrecen un medio rápido para medir la mayoría de soldaduras de filete, con tamaños desde 1/8” (3.2 mm) a 1” (25.4). (Figura 7).

Figura 7: Galga de Cambridge

Fuente, tomada de (ILOG S.A. DE CV, 2011)

2.7. CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DEL FFS

1. Esfuerzo permisible: Este criterio de aceptación se basa en el cálculo de esfuerzos resultantes de diferentes condiciones de carga, de la clasificación y superposición de resultados de esfuerzo y de la comparación de los esfuerzos calculados en una categoría o clase asignadas para un valor de esfuerzo permisible.

16

2. Factor de resistencia remanente: Se utiliza para definir la aceptabilidad para continuar en servicio de un componente que contiene una falla; en términos de carga de colapso plástico, el RSF se define como:

𝑅𝑆𝐹 =𝐿𝐷𝐶

𝐿𝑈𝐶

Donde: 𝐿𝐷𝐶 =Carga de pandeo plástico o límite del componente dañado. 𝐿𝑈𝐶 = Carga de pandeo plástico o límite del componente sin daños. El valor recomendado por la norma API579/ASME para 𝑅𝑆𝐹𝑎 admisible es de 0,9 para equipos que están en servicio.

3. Diagrama de evaluación de falla (FAD): Se utiliza para la valoración de fallas en forma de grietas en los componentes. La aproximación FAD fue adoptada porque ofrece un método conveniente para proporcionar una medida para la aceptabilidad de un componente con una falla en forma de grieta cuando el mecanismo de falla es medido bajo dos criterios distintos: fractura inestable y carga límite. Este criterio no se tendrá en cuenta para la aceptabilidad de este estudio.

2.8. TRATAMIENTO DE LA PÉRDIDA DE METAL (LOSS) Y LA CORROSIÓN FUTURA PERMISIBLE (FCA)

Cuando calcula el espesor requerido para una operación futura, el LOSS y FCA se aplicarán a las dimensiones del componente. La localización de la perdida de metal debería ser considerada cuando determina los ajustes dimensionales.

2.9. CARCASAS CILÍNDRICAS Las ecuaciones del mínimo espesor, MAWP, y los esfuerzos de membrana son los siguientes para este caso de estudio.

A) Esfuerzo circunferencial, cuando 𝑃 ≤ 0.385𝑆𝐸 y 𝑡𝑚𝑖𝑛𝐶 ≤ 0.5𝑅

17

𝑡𝑚𝑖𝑛𝐶 =

𝑃𝑅

𝑆𝐸 − 0.6𝑃 (1)

𝑀𝐴𝑊𝑃𝐶 =𝑆𝐸𝑡

𝑅 + 0.6𝑡 (2)

𝜎𝑚𝐶 =

𝑃

𝐸(

𝑅

𝑡+ 0.6) (3)

Donde:

𝑡𝑚𝑖𝑛𝐶 = Mínimo espesor requerido en la dirección circunferencial.

𝑃= Presión de diseño interna o externa 𝑅=Radio interno del componente

𝑆=Esfuerzo permisible del material 𝐸=Eficiencia de la soldadura 𝑡= Espesor de pared ajustado por LOSS y FCA

𝑀𝐴𝑊𝑃𝐶 = Máxima presión de trabajo permisible basado en los esfuerzos circunferenciales

𝜎𝑚𝐶 = Esfuerzo nominal de membrana circunferencial

B) Esfuerzo longitudinal, cuando 𝑃 ≤ 1.25𝑆𝐸 y 𝑡𝑚𝑖𝑛𝐿 ≤ 0.5𝑅

𝑡𝑚𝑖𝑛𝐿 =

𝑃𝑅

2𝑆𝐸 + 0.4𝑃+ 𝑡𝑠𝑙 (4)

𝑀𝐴𝑊𝑃𝐿 =2𝑆𝐸(𝑡 − 𝑡𝑠𝑙)

𝑅 − 0.4(𝑡 − 𝑡𝑠𝑙) (5)

𝜎𝑚𝐿 =

𝑃

2𝐸(

𝑅

(𝑡 − 𝑡𝑠𝑙)− 0.4) (6)

Donde:

𝑡𝑚𝑖𝑛𝐿 = Mínimo espesor requerido en la dirección longitudinal.

𝑀𝐴𝑊𝑃𝐿 = Máxima presión de trabajo permisible basado en los esfuerzos longitudinales. 𝜎𝑚

𝐿 = Esfuerzo de membrana nominal longitudinal.

𝑡𝑠𝑙 = Espesor de carcasa requerido para cargas suplementarias.

18

C) Evaluaciones finales:

𝑡𝑚𝑖𝑛 = max[𝑡𝑚𝑖𝑛𝐶 , 𝑡𝑚𝑖𝑛

𝐿 ] (7)

𝑀𝐴𝑊𝑃 = min[𝑀𝐴𝑊𝑃𝐶 , 𝑀𝐴𝑊𝑃𝐿] (8)

𝜎𝑚𝑎𝑥 = max[𝜎𝑚𝐶 , 𝜎𝑚

𝐿 ] (9)

Donde:

𝑡𝑚𝑖𝑛 = Espesor mínimo requerido 𝑀𝐴𝑊𝑃 = Máxima Presión de trabajo permisible

𝜎𝑚𝑎𝑥 = Esfuerzo máximo

2.10. CABEZA ELÍPTICA

Las ecuaciones del mínimo espesor, MAWP, y el esfuerzo de membrana son los siguientes para este caso de estudio.

A) Valores nominales:

𝑡𝑚𝑖𝑛 =𝑃𝐷𝐾

2𝑆𝐸 − 0.2𝑃 (10)

𝑀𝐴𝑊𝑃 =2𝑆𝐸𝑡

𝐾𝐷 + 0.2𝑡 (11)

𝜎𝑚 =𝑃

2𝐸(

𝐷𝐾

𝑡+ 0.2) (12)

Donde:

𝐾 =1

6(2.0 + 𝑅𝑒𝑙𝑙

2 )

𝐷 =Diametro interno 𝜎𝑚 = Esfuerzo de membrana nominal

19

𝐾 = Coeficiente de la cabeza elíptica 𝑅𝑒𝑙𝑙 = Relación del eje mayor al menor de una cabeza elíptica (Figura 8).

Figura 8: Geométrica de una cabeza elíptica


B) Valores en la parte central de la cabeza: para calcular el espesor mínimo,

el MAWP y la tensión de la membrana para la sección central de una cabeza elíptica (una sección dentro de 0.8D centrada en la línea central de la cabeza) use 𝐾𝑐 en lugar de 𝐾 en las ecuaciones anteriores.

𝐾𝑐 = 0.25346 + 0.13995𝑅𝑒𝑙𝑙 + 0.12238𝑅𝑒𝑙𝑙2 − 0.015237𝑅𝑒𝑙𝑙

3 (13)

Donde: 𝐾𝑐 =Coeficiente de radio equivalente

C) Limitaciones: Las siguientes condiciones deben ser satisfechas.

1.7 ≤ 𝑅𝑒𝑙𝑙 ≤ 2.2 (14)

𝐷(0.44𝑅𝑒𝑙𝑙 + 0.02)

𝑡𝑚𝑖𝑛≤ 500 𝑂

𝐷(0.44𝑅𝑒𝑙𝑙 + 0.02)

𝑡 ≤ 500 (15)

20

2.11. NIVEL DE EVALUACIÓN 1

El siguiente procedimiento de evaluación es utilizado para evaluar componentes tipo A sujetos a presión interna o externa con datos de lectura de puntos de espesor (PTR) para caracterizar la perdida de metal. Paso 1. Determinar:

• El espesor mínimo medido (𝑡𝑚𝑚)

• El espesor promedio medido (𝑡𝑎𝑚)

𝑡𝑎𝑚 =1

𝑁∑ 𝑡𝑟𝑑,𝑖

𝑁

𝑖=1

(16)

N=Número o cantidad de datos medidos 𝑡𝑟𝑑,𝑖= Espesor medido con la perdida de metal

• El coeficiente de variación de espesor (COV)

𝐶𝑂𝑉 =1

𝑡𝑎𝑚(

𝑆

𝑁 − 1)

0.5

(17)

𝑆 = ∑(𝑡𝑟𝑑,𝑖 − 𝑡𝑎𝑚)2

𝑁

𝑖=1

(18)

𝑆= Desviación estándar

Sí, el COV es menor o igual a 10% proceda al siguiente paso para completar la evaluación usando el promedio de espesor medido. En cambio, si el COV es mayor que 10% se deberá considerar el uso de perfiles de espesor para la evaluación (Paso 3).

Paso 2: Aceptabilidad

La aceptabilidad del componente para continuar en operación puede ser establecida usando el criterio nivel 1 de la tabla 2 o 3. Utilizar los parámetros de evaluación como son: El espesor promedio medido de lecturas de espesor de puntos (PTR), el

21

MAWP de lecturas de espesor de puntos (PTR) o el mínimo espesor medido. A continuación, se define la terminología que aparece en las tablas antes mencionadas. 𝑃= Presión de diseño interna o externa

𝑡𝑚𝑖𝑛𝐶 = Mínimo espesor requerido para una carcasa cilíndrica basado en los

esfuerzos en la dirección circunferencial.

𝑡𝑚𝑖𝑛𝐿 = Mínimo espesor requerido para una carcasa cilíndrica basado en los

esfuerzos en la dirección longitudinal. 𝑡𝑎𝑚

𝑐 = Espesor de pared promedio medido del componente basado en la CTP circunferencial determinado durante la inspección. 𝑡𝑎𝑚

𝑠 = Espesor de pared promedio medido del componente basado en la CTP longitudinal determinado durante la inspección. 𝐹𝐶𝐴𝑚𝑙 = Futura corrosión permisible del material. Es establecida con base de condiciones de servicio y operación. También, está definida por el fabricante. 𝑀𝐴𝑊𝑃 = Máxima presión admisible de un componente que no presenta daños

𝑀𝐴𝑊𝑃𝑟 = Máxima presión admisible de trabajo reducida

𝑀𝐴𝑊𝑃𝑟𝐶 = Máxima presión admisible de trabajo reducida de una carcasa cilíndrica

basado en los esfuerzos en la dirección circunferencial. 𝑀𝐴𝑊𝑃𝑟

𝐿 = Máxima presión admisible de trabajo reducida de una carcasa cilíndrica basado en los esfuerzos en la dirección longitudinal. 𝑅𝑆𝐹𝑎 = Factor del esfuerzo remanente admisible. 𝑡𝑠𝑙 = Espesor de carcasa requerido para cargas suplementarias.

𝑡𝑙𝑖𝑚 = Espesor limite.

22

Tabla 2: Criterio de aceptación para la evaluación nivel 1 y 2 para espesores cilíndricos, cónicos y codos- Recipientes a presión y tuberías.


23

Tabla 3: Criterio de aceptación para la evaluación nivel 1 y 2 para carcasas esféricas y formas de

cabezas- recipientes a presión


Paso 3: Determinar los datos del perfil de espesor y el espesor mínimo medido (𝑡𝑚𝑚)

Paso 4: Determinar el espesor de pared y el diámetro a utilizar en la evaluación usando:

𝑡𝑚𝑙 = 𝑡𝑛𝑜𝑚 − 𝐹𝐶𝐴𝑚𝑙 (19)

𝐷𝑚𝑙 = 𝐷 + 2 ∗ 𝐹𝐶𝐴𝑚𝑙 (Para un FCA interno) (20)

𝐷𝑚𝑙 = 𝐷 (Para un FCA externo) (21)

Donde:

𝑡𝑚𝑙 =Espesor nominal en la región de corrosión corregida por 𝐹𝐶𝐴𝑚𝑙.

24

𝑡𝑛𝑜𝑚 =Espesor nominal sin presencia de daños o defectos. 𝐷𝑚𝑙 =Diametro interior de la carcasa corregido por 𝐹𝐶𝐴𝑚𝑙 𝐷 =Diametro interno del recipiente

Paso 5: Calcular el promedio de espesor restante 𝑅𝑡

𝑅𝑡 = (𝑡𝑚𝑚 − 𝐹𝐶𝐴𝑚𝑙

𝑡𝑚𝑙) (22)

Paso 6: Calcular la longitud para el promedio de espesor (𝐿).

𝐿 = 𝑄√𝐷𝑚𝑙 ∗ 𝑡𝑚𝑙 (23)

𝑄 =Factor de esfuerzo remanente permisible.

Puede ir directamente a la tabla 4 para obtener el valor de Q o puede aplicar la siguiente ecuación a partir de las condiciones que se presentan:

𝑄 = 1,123 ∗ [(1−𝑅𝑡

1−𝑅𝑡

𝑅𝑆𝐹𝑎

)

2

− 1]

0,5

( 𝑅𝑡 < 𝑅𝑆𝐹𝑎) (24)

𝑄 = 5,0 (𝑅𝑡 ≥ 𝑅𝑆𝐹𝑎)

25

Tabla 4: Parámetros para calcular la longitud para el promedio de espesor


Paso 7: Establecer los perfiles de espesor críticos (CTP’s) a partir de los datos de perfil de espesor. Con la intención de determinar el espesor promedio medido (𝑡𝑎𝑚

𝑠 )

basado en el CTP longitudinal y el espesor promedio medido (𝑡𝑎𝑚𝑐 ) basado en el

CTP circunferencial como se ilustra en la siguiente figura 9.

El espesor promedio es: 𝑡𝑎𝑚𝑠,𝑐 =

𝐴𝑟

𝐿 (25)

Donde:

𝐴𝑟 = Área restante de espesor de la pared

26

LOSS=Pérdida de metal lejos del área de daño en el momento de la inspección. 𝑡𝑟𝑑 =Espesor medido con la pérdida de metal 𝑡𝑐 =La distancia del espesor de pared del área de daño ajustado por LOSS y FCA.

Figura 9: Calculo de espesor promedio basado en el CTP


Paso 8: Basado en los resultados de 𝑡𝑎𝑚𝑠 y 𝑡𝑎𝑚

𝑐 del paso anterior, determine la aceptabilidad del componente para continuar en operación usando el criterio nivel 1 de la tabla 2 o 3. Utilizar los parámetros de evaluación como son: El espesor

27

promedio medido de perfiles de espesor critico (CTP), el MAWP de perfiles de espesor critico (CTP) o el mínimo espesor medido. Sí el componente no se ajusta a los requerimientos de evaluación del nivel 1 se deberá considerar las siguientes decisiones:

• Recalibrar, reparar o reemplazar el componente

• Mejorar el factor de Eficiencia de la soldadura (E)

• Realizar la evaluación nivel 2 o 3


El procedimiento de evaluación puede ser aplicado para evaluar componentes clase 1 tipo A y tipo B sujetos a presión interna o externa, cargas suplementarias o combinadas. Cuando los datos de la lectura de espesor de puntos (PTR) son usados para caracterizar la pérdida de metal el criterio de evaluación nivel 2 puede aplicarse en conjunto con el paso 2. Asimismo, cuando los datos del perfil de espesor critico (CTP) son usados para caracterizar la pérdida de metal, el criterio de evaluación nivel 2 puede aplicarse en conjunto con el paso 8.

Sí el componente no se ajusta a los requerimientos de evaluación del nivel 2 se deberá considerar las siguientes decisiones:

• Recalibrar, reparar o reemplazar el componente

• Mejorar el factor de Eficiencia de la soldadura (E)

• Realizar la evaluación nivel 3

• Evaluar la región de pérdida de metal usando el procedimiento de evaluación parte 5 (perdida de metal local).


Los procedimientos evaluados en este nivel producen mejores resultados que los niveles 1 y 2, pero requiere mayor información del recipiente o tanque a presión como es el material, cargas y sobre todo sus medidas dimensionales. Adicionalmente, este nivel requiere lograr la mejor aproximación del modelado del recipiente respecto al real para obtener resultados confiables. Cabe agregar que, realizar el nivel de evaluación 3 es aplicado por Ingenieros o especialistas con conocimientos en programas de modelamiento y elementos finitos.

28

El método de elementos finitos se usa típicamente para calcular las tensiones en un componente, factor de seguridad, etc. La evaluación puede basarse en un análisis de tensión lineal, con aceptación determinada usando una categorización de esfuerzo; o un análisis de esfuerzo no lineal con aceptabilidad determinada, usando una carga de colapso de plástico. Se recomiendan técnicas de análisis de esfuerzo no lineal para proporcionar la mejor estimación de la capacidad de carga aceptable por el componente.

2.13.1. Programa de modelamiento NX

Se toma la decisión de realizar el modelamiento del recipiente o tanque a presión en el programa NX debido a que se cuenta con gran manejo de dicho programa; NX incluye capacidades poderosas y productivas para el diseño en 2D, la distribución, los planos de taller, las anotaciones y la documentación que son ideales para ambientes de diseño en 2D, 2D/3D híbridos y 3D; permitiéndonos poder modelar con más exactitud y facilidad el recipiente a presión con las condiciones real en las que se encuentra. Posteriormente, es importado al programa ANSYS 19.2 para su respectivo estudio.

2.13.2. ANSYS 19.2

ANSYS es un ecosistema de programas CAE para diseño, análisis y simulación de partes por elementos finitos FEA, incluye las fases de preparación de meshing o mallado, ejecución y post proceso, el programa ejecuta análisis de piezas sometidas a fenómenos físicos usadas en ingeniería y diseño mecánico, puede resolver problemas físicos sometidos a esfuerzos térmicos, fluidos, vibración y aplicaciones específicas.

2.14. EVALUACIÓN DE LA VIDA REMANENTE

Los procedimientos descritos a continuación son usados para determinar la vida remanente de un componente con corrosión general, dependiendo si el componente está en servicio o no:

• Aproximación de espesor: la vida remanente de un componente puede ser determinado con base en un cómputo del mínimo espesor requerido para las condiciones de servicio deseadas acorde a las tablas 2 y 3. Este método es apropiado para determinar la vida remanente de componentes clase 1 tipo A y B.

29

𝑅𝑙𝑖𝑓𝑒 =𝑡𝑎𝑚 − 𝑡𝑚𝑖𝑛

𝐶𝑟𝑎𝑡𝑒 (26)

𝑅𝑙𝑖𝑓𝑒 =Vida remanente del componente

𝐶𝑟𝑎𝑡𝑒 =Tasa de corrosión futura 𝑚𝑚

𝑎ñ𝑜

• Aproximación del 𝑀𝐴𝑊𝑃: que proporciona un método sistemático para determinar la vida remanente del componente. Este es el único método más aproximado para determinar la vida remanente y el MAWP garantiza que la presión de diseño no se exceda durante la operación normal.

Paso 1: Determinar la pérdida de metal del componente 𝑡𝐿𝑂𝑆𝑆

𝑡𝐿𝑂𝑆𝑆 = 𝑡𝑛𝑜𝑚 − 𝑡𝑎𝑚 (27)

Paso 2: Determinar la 𝑀𝐴𝑊𝑃𝑟 para una serie de incrementos en función del tiempo usando la corrosión efectiva permisible (𝐶𝐴𝑒).

𝐶𝐴𝑒 = 𝑡𝐿𝑂𝑆𝑆 + 𝐶𝑟𝑎𝑡𝑒 ∗ 𝑡𝑖𝑚𝑒 (28)

Donde:

𝐶𝑟𝑎𝑡𝑒 =Tasa de corrosión futura 𝑚𝑚

𝑎ñ𝑜

𝑇𝑖𝑚𝑒 = Tiempo asignado para operaciones futuras

Paso 3: Determinar la vida remanente graficando el 𝑀𝐴𝑊𝑃 vs el tiempo. El

tiempo en el cual la curva 𝑀𝐴𝑊𝑃𝑟 intercepta el 𝑀𝐴𝑊𝑃 de diseño para un componente es definido como la vida remanente del componente. La vida restante del equipo se toma como el valor más pequeño de la vida restante calculado para cada uno de los componentes individuales.

30

3. METODOLOGÍA En la siguiente figura 10 se puede evidenciar el proceso general de la metodología aplicada en el desarrollo de la evaluación del tanque o recipiente a presión.

Figura 10: Metodología aplicada en el desarrollo de evaluación del recipiente a presión.

Fuente, elaboración propia

3.2. ADQUISICIÓN DE DATOS Para la realización y aplicación de la normal API 579/ASME se realizó un trabajo en conjunto con la empresa Certi-Control (organismo de Evaluación de la conformidad S.A.S) que permitió poder realizar el estudio a uno de los tanques de GLP que en ese momento fue enviado a sus instalaciones para realizarle un estudio con la norma 40245 del ministerio de minas y energía aplicada por dicha compañía. Por consiguiente, la empresa permitió realizar el estudio al tanque o recipiente a presión bajo la norma API 579/ASME.

31

La empresa Certi-Control suministró los siguientes datos necesarios para la aplicación de la parte 4 de la norma. Presentada a continuación.

Tabla 5: Datos suministrados por la empresa Certi-Control

Fuente, elaboración y adquisición propia

Enseguida se definieron las propiedades del material A-516 Gr 70 y se buscó su esfuerzo permisible (S) a la temperatura de 250 °C que correspondería a 138 MPa o 20 Ksi. En la tabla 6 se observa las propiedades del acero al carbono y la composición química en la tabla 7.

Tabla 6: Propiedades mecánicas del material A516 Gr 70

Fuente, recuperado de

http://www.matweb.com/search/DataSheet.aspx?MatGUID=9ccee2d0841a404ca504620085056e14&ckck=1

32

Tabla 7: Composición química del A516 Gr 70

Fuente, recuperado de

http://www.matweb.com/search/DataSheet.aspx?MatGUID=9ccee2d0841a404ca504620085056e14&ckck=1

3.3. CARACTERIZACIÓN DEL TANQUE O RECIPIENTE A PRESIÓN Una vez adquiridos los datos de las condiciones de diseño, se procedió a realizar una inspección al tanque de presión interna que está ubicado en la empresa Certi-Control para determinar el tipo de falla que posee. Se evidenció que presenta corrosión general externa como se observa en las figuras 11 y 12. Como se observó en las imágenes anteriores el recipiente a presión presenta corrosión en toda la estructura, sin embargo, hay una zona con mayor corrosión que correspondería a la tapa N°2 pero se tomó la decisión de realizar la aplicación de la sección 4 de la norma API 579/ASME a todo el recipiente. Adicionalmente, se decidió que el tanque se clasifica como un componente tipo A.

Figura 11: Tanque de GLP con corrosión en el cuerpo y cabeza N°1

Fuente, adquisición propia

33

Figura 12: Tanque de GLP con corrosión en la cabeza N°2

Fuente, adquisición propia

Después, se realizó un bosquejo de la forma como se trazaría el mallado sobre el recipiente a presión (Figura 13). Por consiguiente, se decidió que el mallado sobre el cuerpo del tanque se realizara a distancias de 200 mm (tanto circunferencial como longitudinal) y a las correspondientes tapas a 120 mm (longitudinal) con ángulos de 32,73°.

Figura 13: Bosquejo del trazado del mallado sobre el recipiente a presión.


34

De manera análoga, se plasmó el mallado planteado anteriormente sobre el recipiente a presión como se observa en las figuras 14 y 15.

Figura 14: Trazado del mallado sobre el tanque o recipiente de GLP


Figura 15: Tanque o recipiente de GLP totalmente mallado.


35

Finalmente, se realizó la toma de datos con el medidor de espesores por ultrasonido (figura 16), previamente calibrado con el bloque de referencia que puede ser observado en la figura 17 y al tiempo se puede observar el proceso de toma de datos.

Figura 16: Medidor de espesores por ultrasonido y palpador

Fuente, la empresa Certi-Control

Figura 17: Calibración del medidor de espesores y procedimiento de toma de datos.


Cabe resaltar que, durante la toma de datos en la cabeza N°2 se presenta una dificultad para la adquisición total de datos con el medidor de espesores, debido a que unas zonas presentaban irregularidades que no permitían el completo contacto del palpador con la superficie, por lo cual, se utilizó el calibrador o galga de Cambridge para la toma de profundidad de esas zonas. Teniendo en cuenta que la

36

desviación de los datos seria afectada, pero se obtendrían valores muy cercanos. Igualmente, se utilizó una superficie con la misma curvatura y tangente a la cabeza N°2 para asegurar que el calibrador estuviera totalmente perpendicular a la superficie, teniendo en cuenta el espesor de esa superficie a la hora de calcular la profundidad de la corrosión.

Se obtuvieron los siguientes resultados de espesores, visualizados en la tabla 8: Donde: L corresponde a mediciones longitudinales y A las circunferenciales.

Tabla 8: Planos correspondientes a los componentes del tanque o recipiente a presión de GLP [mm]


3.4. RESULTADOS Y ANÁLISIS

3.5. EVALUACIÓN DEL RECIPIENTE O TANQUE A PRESIÓN CON BASE EN LA PARTE 4 DE LA NORMA API 579/ASME

Una vez recolectados todos los datos requeridos para aplicar la parte 4 (Corrosión general) de la norma, se debe aplicar los niveles de evaluación 1, 2 o 3 a cada componente que integra el tanque o recipiente a presión interna, dependiendo si aprueba o no el criterio de aceptación, es decir, se aplica a las dos cabezas y al cuerpo del tanque. Se inicia con la cabeza N°1 del recipiente a presión.

37

3.6. CABEZA N°1

Se procede aplicar los diferentes pasos planteados anteriormente para la evaluación nivel 1 a los datos correspondientes a la cabeza N°1 de la tabla 8. El espesor mínimo medido (𝑡𝑚𝑚).

𝑡𝑚𝑚 = 4,16 𝑚𝑚

El espesor promedio medido (𝑡𝑎𝑚) a partir de la ecuación 16.

𝑡𝑎𝑚 =1

33∑ 145,88

33

𝑖=1

= 4,42060606 𝑚𝑚

El coeficiente de variación de espesor (COV) a partir de la ecuación 17 y la desviación estándar de la ecuación 18.


= 0,60998788

33

𝑖=1

𝐶𝑂𝑉 =1

4,42060606(

0,60998788

33 − 1)

0.5

= 0,03123229

Como se observó el resultado del coeficiente de variación de espesor es menor a 0,1 por lo tanto, se puede realizar el análisis usando el promedio de espesor medido para poder aplicar los criterios de aceptación nivel 1 de la tabla 3.

Se calcula la perdida de metal en el momento de la inspección.

𝐿𝑂𝑆𝑆 = 𝑡𝑛𝑜𝑚 − 𝑡𝑎𝑚 = 4,8 𝑚𝑚 − 4,42060606 𝑚𝑚 = 0,3794 𝑚𝑚

Posteriormente, se verifica que se cumpla las limitaciones para las cabezas elípticas de las ecuaciones 14 y 15.

1.7 ≤ 2 ≤ 2.2

746,4 ∗ (0,44 ∗ 2 + 0,02)

4,8≤ 500

139.95 ≤ 500

38

Una vez se satisfacen las limitaciones anteriores se puede continuar con el estudio. Se sabe que la corrosión está dentro de una sección de 0.8*D centrada en la línea central de la cabeza, por lo tanto, se utilizará el 𝐾𝑐 en lugar de 𝐾 en las ecuaciones. Se calcula 𝐾𝑐 con la ecuación 13.

𝐾𝑐 = 0,25346 + 0,13995 ∗ 2 + 0,12238 ∗ 22 − 0,015237 ∗ 23 = 0,901

Se calcula el mínimo espesor, el MAWP, y el esfuerzo de membrana a partir de las ecuaciones 10, 11 y 12.

𝑡𝑚𝑖𝑛 =1,72369 𝑀𝑝𝑎 ∗ (746,4 𝑚𝑚 + 0,3794 𝑚𝑚 + 0,0625 𝑚𝑚) ∗ 0,901

2 ∗ 138 𝑀𝑃𝑎 ∗ 1 − 0.2 ∗ 1,72369 𝑀𝑝𝑎 = 4,21𝑚𝑚

𝑀𝐴𝑊𝑃 =2 ∗ 138 𝑀𝑝𝑎 ∗ 1 ∗ (4,42061 − 0,0625)𝑚𝑚

0,901 ∗ (746,4 𝑚𝑚 + 0,3794 𝑚𝑚 + 0,0625 𝑚𝑚) + 0.2 ∗ (4,42061 − 0,0625)𝑚𝑚= 1,79 𝑀𝑃𝑎

𝜎𝑚 =1,72369 𝑀𝑝𝑎

2 ∗ 1∗ (

(746,4 𝑚𝑚 + 0,3794 𝑚𝑚 + 0,0625 𝑚𝑚) ∗ 0,901

(4,42061 − 0,0625)𝑚𝑚+ 0.2)

= 133,244 𝑀𝑃𝑎

3.6.1. Criterios de aceptación nivel 1

Recordar que: 𝑡𝑚𝑚 = 4,16 𝑚𝑚 𝑡𝑚𝑖𝑛 = 4,21𝑚𝑚 𝑡𝑎𝑚 = 4,42060 𝑚𝑚 𝑀𝐴𝑊𝑃 = 1,79 𝑀𝑃𝑎 𝜎𝑚 = 133,244 𝑀𝑃𝑎

Se utilizan los criterios de aceptación de la evaluación nivel 1 de la tabla 3.

• Espesor promedio medido de lecturas de espesor de puntos

𝒕𝒂𝒎 − 𝑭𝑪𝑨𝒎𝒍 ≥ 𝒕𝒎𝒊𝒏

4,42060 𝑚𝑚 − 0,0625 𝑚𝑚 ≥ 𝑡𝑚𝑖𝑛

4,3581 𝑚𝑚 ≥ 4,21𝑚𝑚

CUMPLE

39

• MAWP de lecturas de espesor de puntos

𝑴𝑨𝑾𝑷𝒓 ≥ 𝑴𝑨𝑾𝑷

1,79 𝑀𝑃𝑎 ≥ 1,72369 𝑀𝑝𝑎

CUMPLE

• Mínimo espesor medido

(𝒕𝒎𝒎 − 𝑭𝑪𝑨𝒎𝒍) ≥ 𝒎𝒂𝒙[𝟎, 𝟓𝒕𝒎𝒊𝒏, 𝒕𝒍𝒊𝒎]

𝑡𝑙𝑖𝑚 = 𝑚𝑎𝑥[0,2𝑡𝑛𝑜𝑚, 2,5𝑚𝑚 (0,10 𝑖𝑛𝑐ℎ𝑒𝑠)]

𝑡𝑙𝑖𝑚 = 𝑚𝑎𝑥[0,2 ∗ 4,8𝑚𝑚, 2,5𝑚𝑚 (0,10 𝑖𝑛𝑐ℎ𝑒𝑠)]

𝑡𝑙𝑖𝑚 = 𝑚𝑎𝑥[0,96𝑚𝑚, 2,5𝑚𝑚 ]

(4,16 mm − 0,0625 mm) ≥ max[0,5 ∗ 4,21 mm, 2,5mm]

4,0975 ≥ max[2,105 mm, 2,5mm]

CUMPLE

Con el cumplimiento de los criterios de aceptación del nivel de evaluación 1 se confirma que la cabeza N°1 puede continuar en operación y simplemente necesitaría una operación de mantenimiento externa en la superficie de la cabeza elíptica y aplicar un recubrimiento de protección catódica para controlar la corrosión.

3.7. CUERPO

Se procede aplicar los diferentes pasos planteados anteriormente para la evaluación nivel 1 a los datos correspondientes al cuerpo de la tabla 8.

El espesor mínimo medido (𝑡𝑚𝑚)

𝑡𝑚𝑚 = 4,11 𝑚𝑚

El espesor promedio medido (𝑡𝑎𝑚) a partir de la ecuación 16

40

𝑡𝑎𝑚 =1

55∑ 251,09

55

𝑖=1

= 4,5653 𝑚𝑚

El coeficiente de variación de espesor (COV) a partir de la ecuación 17 y la desviación estándar con la ecuación 18.


= 10,7255709

55

𝑖=1

𝐶𝑂𝑉 =1

4,5653 (

10,7255709

55 − 1)

0.5

= 0,097622

Como se evidenció el resultado del coeficiente de variación de espesor es menor a 0,1 por lo tanto, se puede realizar el análisis usando el promedio de espesor medido para poder aplicar los criterios de aceptación nivel 1 de la tabla 2. Se calcula la pérdida de metal en el momento de la inspección.

𝐿𝑂𝑆𝑆 = 𝑡𝑛𝑜𝑚 − 𝑡𝑎𝑚 = 4,8 𝑚𝑚 − 4,5653 𝑚𝑚 = 0,2347 𝑚𝑚

Posteriormente, se calcula el espesor mínimo requerido en la dirección circunferencial (ecuación 1) y longitudinal (ecuación 4). Después, se elige el espesor mínimo requerido con la ecuación 7.

𝑡𝑚𝑖𝑛𝐶 =

1,72369 𝑀𝑝𝑎 ∗ (373,2 + 0,2347 + 0,0625)𝑚𝑚

138 𝑀𝑃𝑎 ∗ 1 − 0.6 ∗ 1,72369 𝑀𝑝𝑎= 4,7 𝑚𝑚

𝑡𝑚𝑖𝑛𝐿 =

1,72369 𝑀𝑝𝑎 ∗ (373,2 + 0,2347 + 0,0625)𝑚𝑚

2 ∗ 138 𝑀𝑃𝑎 ∗ 1 + 0.4 ∗ 1,72369 𝑀𝑝𝑎= 2,327 𝑚𝑚


𝐿 ] = max[4,7 𝑚𝑚, 2,327 𝑚𝑚] = 4,7 𝑚𝑚

se calcula los MAWP en la dirección circunferencial (ecuación 2) y longitudinal (ecuación 5). A continuación, se elige el MAWP requerido con la ecuación 8.

𝑡 = 𝑡𝑎𝑚 − 𝐹𝐶𝐴𝑚𝑙 = 4,5653 𝑚𝑚 − 0,0625 𝑚𝑚 = 4,5028 𝑚𝑚

𝑀𝐴𝑊𝑃𝐶 =138 𝑀𝑃𝑎 ∗ 1 ∗ 4,5028 𝑚𝑚

(373,2 + 0,2347 + 0,0625)𝑚𝑚 + 0.6 ∗ 4,5028 𝑚𝑚= 1,652 𝑀𝑃𝑎

41

𝑀𝐴𝑊𝑃𝐿 =2 ∗ 138 𝑀𝑃𝑎 ∗ 1 ∗ 4,5028 𝑚𝑚

(373,2 + 0,2347 + 0,0625)𝑚𝑚 − 0.4 ∗ 4,5028 𝑚𝑚= 3,344 𝑀𝑃𝑎

𝑀𝐴𝑊𝑃 = min[𝑀𝐴𝑊𝑃𝐶 , 𝑀𝐴𝑊𝑃𝐿] = min [ 1,652 𝑀𝑃𝑎, 3,344 𝑀𝑃𝑎] = 1,652 𝑀𝑃𝑎

Luego, se calcula el esfuerzo nominal de membrana circunferencial (ecuación 3) y longitudinal (ecuación 6). Posteriormente, se elige el esfuerzo máximo requerido con la ecuación 9.

𝜎𝑚𝐶 =

1,72369 𝑀𝑝𝑎

1∗ (

(373,2 + 0,2347 + 0,0625)𝑚𝑚

4,5028 𝑚𝑚+ 0.6) = 144,01 𝑀𝑃𝑎

𝜎𝑚𝐿 =

1,72369 𝑀𝑝𝑎

2 ∗ 1(

(373,2 + 0,2347 + 0,0625)𝑚𝑚

4,5028 𝑚𝑚− 0.4) = 71,1434 𝑀𝑃𝑎

𝜎𝑚𝑎𝑥 = [𝜎𝑚𝐶 , 𝜎𝑚

𝐿 ] = [144,01 𝑀𝑃𝑎, 71,1434 𝑀𝑃𝑎] = 144,01 𝑀𝑃𝑎


Recordar que:

𝑡𝑚𝑚 = 4,11 𝑚𝑚 𝑀𝐴𝑊𝑃 = 𝑀𝐴𝑊𝑃𝐶 = 1,652 𝑀𝑃𝑎

𝑡𝑎𝑚 = 4,5653 𝑚𝑚 𝜎𝑚𝑎𝑥 = 𝜎𝑚𝐶 = 144,01 𝑀𝑃𝑎

𝑡𝑚𝑖𝑛 = 𝑡𝑚𝑖𝑛𝐶 = 4,7 𝑚𝑚

Se aplica los criterios de aceptación de la evaluación nivel 1 de la tabla 2.


𝒕𝒂𝒎 − 𝑭𝑪𝑨𝒎𝒍 ≥ 𝒕𝒎𝒊𝒏𝑪

4,5653 𝑚𝑚 − 0,0625 𝑚𝑚 ≥ 4,7 𝑚𝑚

4.5028 mm ≥ 4,7 𝑚𝑚

NO CUMPLE


𝑴𝑨𝑾𝑷𝒓𝑪 ≥ 𝑴𝑨𝑾𝑷

42

1,652 𝑀𝑃𝑎 ≥ 1,72369 𝑀𝑝𝑎

NO CUMPLE

• Mínimo espesor medido

(𝒕𝒎𝒎 − 𝑭𝑪𝑨𝒎𝒍) ≥ 𝒎𝒂𝒙[𝟎, 𝟓𝒕𝒎𝒊𝒏, 𝒕𝒍𝒊𝒎]

𝑡𝑚𝑖𝑛 = 𝑚𝑎𝑥[𝑡𝑚𝑖𝑛𝐶 , 𝑡𝑚𝑖𝑛

𝐿 ]

𝑡𝑙𝑖𝑚 = 𝑚𝑎𝑥[0,2𝑡𝑛𝑜𝑚, 2,5𝑚𝑚 (0,10 𝑖𝑛𝑐ℎ𝑒𝑠)] 𝑃𝑎𝑟𝑎 𝑟𝑒𝑐𝑖𝑝𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑎 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛


𝐿 ] = max[4,7 𝑚𝑚, 2,327 𝑚𝑚] = 4,7 𝑚𝑚

𝑡𝑙𝑖𝑚 = 𝑚𝑎𝑥[0,2 ∗ 4.8, 2,5𝑚𝑚] = 2,5 𝑚𝑚

(4,11 𝑚𝑚 − 0,0625 𝑚𝑚) ≥ max[0,5 ∗ 4,7 𝑚𝑚, 2,5 𝑚𝑚 ]

(4,0475 𝑚𝑚) ≥ max[2,35 𝑚𝑚, 2,5 𝑚𝑚 ]

CUMPLE

Según los resultados anteriores, dos de los tres criterios de evaluación nivel 1 no se cumplieron, lo que indicaría que el recipiente a presión no puede seguir operando bajo las mismas condiciones. Por ese motivo, se procede a realizar el criterio de evaluación nivel 2 debido a que proporciona resultados más precisos que los obtenidos en el nivel 1.


Se aplica los criterios de aceptación del nivel de evaluación 2 de la tabla 2.


𝒕𝒂𝒎 − 𝑭𝑪𝑨𝒎𝒍 ≥ 𝑹𝑺𝑭𝒂 ∗ 𝐦𝐚𝐱 [𝒕𝒎𝒊𝒏 ,𝑪 𝒕𝒎𝒊𝒏

𝑳 ]

4.5028 𝑚𝑚 ≥ 0,9 ∗ 𝑚𝑎𝑥 [4,7 𝑚𝑚, 2,327 𝑚𝑚]

4.5028 𝑚𝑚 ≥ 4,23 𝑚𝑚

CUMPLE


43

𝒎𝒊𝒏[𝑴𝑨𝑾𝑷𝒓𝑪, 𝑴𝑨𝑾𝑷𝒓

𝑳]

𝑹𝑺𝑭𝒂≥ 𝑴𝑨𝑾𝑷

𝑚𝑖𝑛[1,652 𝑀𝑃𝑎, 3,344 𝑀𝑃𝑎]

0,9≥ 1,72369 𝑀𝑝𝑎

1,833 𝑀𝑃𝑎 ≥ 1,72369 𝑀𝑝𝑎

CUMPLE

Con la evaluación nivel dos, se evidencia el cumplimiento de los criterios de aceptación debido a que se tiene en cuenta el factor de resistencia remanente que está en términos de la carga de colapso plástico, confirmando que el componente puede seguir en operación y simplemente necesitaría una operación de mantenimiento externa en la superficie del cuerpo del tanque y aplicar un recubrimiento de protección catódica para controlar la corrosión.

3.8. CABEZA N°2

Se procede aplicar los diferentes pasos planteados anteriormente para la evaluación nivel 1 a los datos correspondientes a la cabeza N°2 de la tabla 8.

El espesor mínimo medido (𝑡𝑚𝑚)

𝑡𝑚𝑚 = 2,38 𝑚𝑚

El espesor promedio medido (𝑡𝑎𝑚) a partir de la ecuación 16

𝑡𝑎𝑚 =1

33∑ 98

33

𝑖=1

= 2,9697 𝑚𝑚

El coeficiente de variación de espesor (COV) a partir de la ecuación 17 y la desviación estándar de la ecuación 18.


= 15,332297

33

𝑖=1

𝐶𝑂𝑉 =1

2,9697 (

15,332297

33 − 1)

0.5

= 0,2331

44

Con relación a lo anterior, el resultado del coeficiente de variación de espesor es mayor a 0,1 por lo tanto, se deberá considerar el uso de perfiles de espesor para la evaluación. En la tabla 9 se muestra el perfil de espesor considerado.

Tabla 9: Perfil de espesor de la Tapa N°2 [mm]


Se determina el espesor de pared a utilizar en la evaluación con la ecuación 19:

𝑡𝑚𝑙 = 4.8 𝑚𝑚 − 0.0625 𝑚𝑚 = 4,7375 𝑚𝑚

Se calcula el promedio de espesor restante 𝑅𝑡 con la ecuación 22:

𝑅𝑡 = (2.38 𝑚𝑚 − 0.0628 𝑚𝑚

4,7375 𝑚𝑚) = 0,489

Se obtiene la longitud para el promedio de espesor (𝐿) con la ecuación 23. Pero se recuerda que la corrosión está dentro de una sección de 0.8*D centrada en la línea central de la cabeza. Entonces, se debe usar 𝐾𝑐 calculado anteriormente para corregir el diámetro y poder calcular el 𝐷𝑚𝑙 con la ecuación 21.

𝐾𝑐 = 0,901

𝐷𝑚𝑙 = 2 ∗ 0,901 ∗ (746,4 + 2 ∗ 0,0625) 𝑚𝑚 = 1345,24 𝑚𝑚

A partir de la tabla 4 o la ecuación 24 se calcula el Factor de esfuerzo remanente permisible 𝑄 y se encuentra la longitud para el promedio de espesor (𝐿).

45

𝑄 = 1,123 ∗ [(1 − 0,489

1 −0,489

0,9

)

2

− 1]

0,5

= 0,5639

𝐿 = 0,5639√1345,24 𝑚𝑚 ∗ 4,7375 𝑚𝑚 = 45,017 𝑚𝑚

Luego, se debe calcular el área del espesor promedio en la longitud encontrada anteriormente en el CTP circunferencial y meridional basados en la figura 9 y la ecuación 25. CTP Circunferencial:

𝐴𝑟 = 𝐴1 = 𝐴2 = 2 ∗ (2,38 𝑚𝑚 ∗ 22,509 𝑚𝑚) = 107,14284 𝑚𝑚2

𝑡𝑎𝑚𝑐 =

107,14284

45,017 = 2.38 𝑚𝑚

CTP Meridional:

𝐴2 = (2,38 𝑚𝑚 ∗ 22,509 𝑚𝑚) = 53,57142 𝑚𝑚2

𝐴1 = (2,38 𝑚𝑚 ∗ 22,509 𝑚𝑚) = 53,57142 𝑚𝑚2

𝑡2

45,017 mm

45,017 mm

2,38 mm 2,38 mm

120 mm

2,38 mm 𝑡1

120 mm

2,38 mm 2,38 mm

2,53 mm

𝑡4 𝑡3

120 mm 120 mm

𝐴1

𝐴2

𝐴3

𝐴1

𝐴2

46

𝑡3 = 2,38 𝑚𝑚 + (2,53 − 2,38)𝑚𝑚 ∗ (22,509 𝑚𝑚

120 𝑚𝑚) = 2,4081 𝑚𝑚

𝐴3 =(2,4081 − 2.38) ∗ 22,509

2= 0,31625 𝑚𝑚2

𝐴𝑟 = 𝐴1 + 𝐴2 + 𝐴3 = 53,57142 + 53,57142 + 0,31625 = 107,45909 𝑚𝑚2

𝑡𝑎𝑚𝑠 =

107,45909

45,017= 2.39 𝑚𝑚

Finalmente, se calcula el mínimo espesor.

𝑡𝑚𝑖𝑛 =1,72369 𝑀𝑝𝑎 ∗ (746,4 𝑚𝑚 + 2 ∗ 0,0625 𝑚𝑚) ∗ 0,901

2 ∗ 138 𝑀𝑃𝑎 ∗ 1 − 0.2 ∗ 1,72369 𝑀𝑝𝑎 = 4,21𝑚𝑚

A continuación, se aplica los criterios de aceptación para perfiles de espesor de la tabla 3.


Recordar que:

𝑡𝑎𝑚𝑐 = 2.38 𝑚𝑚 𝑡𝑎𝑚

𝑠 = 2.39 𝑚𝑚 𝑡𝑚𝑚 = 2,38 𝑚𝑚 𝑡𝑚𝑖𝑛 = 4,21 𝑚𝑚

• Espesor promedio medido de perfiles de espesor critico

𝒕𝒂𝒎𝒔 − 𝑭𝑪𝑨𝒎𝒍 ≥ 𝒕𝒎𝒊𝒏

𝒕𝒂𝒎𝒄 − 𝑭𝑪𝑨𝒎𝒍 ≥ 𝒕𝒎𝒊𝒏

(2,39 − 0,0625) 𝑚𝑚 ≥ 4,21𝑚𝑚

2,3275 𝑚𝑚 ≥ 4,21𝑚𝑚

2,3175 𝑚𝑚 ≥ 4,21𝑚𝑚

NO CUMPLE

• MAWP de perfiles de espesor critico

47

𝒎𝒊𝒏[𝑴𝑨𝑾𝑷𝒓𝑪𝑴𝑨𝑾𝑷𝒓

𝑳] ≥ 𝑴𝑨𝑾𝑷

MAWPrC =

2 ∗ 138 𝑀𝑝𝑎 ∗ 1 ∗ (2,38 − 0,0625)𝑚𝑚

0,901 ∗ (746,4 𝑚𝑚 + 2 ∗ 0,0625 𝑚𝑚) + 0.2 ∗ (2,38 − 0,0625)𝑚𝑚= 0,95 𝑀𝑃𝑎

0,95 𝑀𝑃𝑎 ≥ 1,72369 𝑀𝑝𝑎

NO CUMPLE

Con los resultados anteriores, dos criterios de evaluación nivel 1 no se cumplieron, lo que indicaría que la tapa N°2 no puede seguir operando bajo las mismas condiciones. Por ese motivo, se procede a realizar el criterio de evaluación nivel 2 debido a que proporciona resultados más precisos que los obtenidos en el nivel 1.


• Espesor promedio medido de perfiles de espesor critico

𝒕𝒂𝒎𝒔 − 𝑭𝑪𝑨𝒎𝒍 ≥ 𝒕𝒎𝒊𝒏 ∗ 𝑹𝑺𝑭𝒂

(2,39 − 0,0625) 𝑚𝑚 ≥ 4,21𝑚𝑚 ∗ 0,9

2,3275 𝑚𝑚 ≥ 3.789𝑚𝑚

NO CUMPLE

• MAWP de perfiles de espesor critico

𝒎𝒊𝒏[𝑴𝑨𝑾𝑷𝒓𝑪𝑴𝑨𝑾𝑷𝒓

𝑳]

𝑹𝑺𝑭𝒂≥ 𝑴𝑨𝑾𝑷

0,95

0,9𝑀𝑃𝑎 ≥ 1,72369 𝑀𝑝𝑎

1,06 𝑀𝑃𝑎 ≥ 1,72369 𝑀𝑝𝑎

NO CUMPLE

Según la evaluación nivel dos se demostró que tampoco se satisface los criterios de aceptación, confirmando que el componente no puede seguir en operación. Se debe tomar una decisión respecto a la zona que tiene la mayor presencia de corrosión debido a que la sección 4 de la norma API 579/ASME proporciona

48

resultados conservadores, se podría utilizar la sección 5 de la norma para obtener un criterio más confiable o aplicar el nivel de evaluación 3. En conclusión, se decidió aplicar el nivel de evaluación 3.


Lo dicho hasta aquí supone que tanto la tapa N°1 como el cuerpo del recipiente a presión pueden continuar en operación, sin embargo, la tapa N°2 no cumplió con los niveles de evaluación 1 y 2. Por en se decidió aplicar el nivel de evaluación 3 para la totalidad del tanque y poder observar si los datos teóricos pueden brindar un comportamiento cercano al que arrojaría el programa ANSYS 19.2. Igualmente, se tomó la decisión de realizar el estudio a un mismo recipiente a presión con las mismas dimensiones y condiciones que el real, pero sin presencia de corrosión, es decir, un tanque de presión interna recién fabricado para hacer una comparación. Primero, se realizó el modelado del tanque con presión interna y presencia de corrosión en el programa NX10, a partir de los espesores medidos de la tabla 6 y los datos suministrados por la empresa Certi-Control (tabla 5), intentando lograr que el modelado sea lo más parecido al tanque real para obtener datos confiables. En las siguientes figuras 18 y 19 se puede observar que cada lectura de espesor se modelo punto por punto para obtener una estructura que contenga las mismas reducciones de espesor a causa de la corrosión como el recipiente real.

49

Figura 18: Contornos del tanque real con presencia de corrosión y cuerpo solido del tanque con corrosión.


Figura 19: Se observa los croquis con la reducción de espesor a causa de la corrosión, las líneas

punteadas representan el espesor nominal que debería tener el recipiente a presión (imagen antes de generar el sólido de la figura18).


50

De manera análoga, se llevó a cabo el modelado de un recipiente con las mismas dimensiones, pero sin presencia de corrosión (figura 20). Posteriormente, se importaron al programa ANSYS 19.2 y se inició con la evaluación nivel 3 de la norma API 579/ASME.

Figura 20: Recipiente a presión sin presencia de corrosión.


Inicialmente, se definieron las propiedades del material (a partir de la tabla 6) en el programa Workbench 19.2 de ANSYS, tal como se observa en la siguiente figura.

Figura 21: Propiedades del material A516 en Workbench 19. 2.


51

Primero, se efectuó el estudio al recipiente a presión sin corrosión. Posteriormente, se realiza la comparación con el mismo recipiente a presión con presencia de corrosión. Por lo tanto, en el programa de Workbench se definieron las cargas y restricciones en el tanque sin corrosión; las condiciones de contorno establecidas son: la presión de operación es 1,72369 𝑀𝑝𝑎, que va direccionada a toda la superficie interna del tanque (figura 22.a), la restricción de desplazamiento en todas las direcciones ubicado en la base del tanque (figura 22.b) y finalmente, la gravedad en la dirección -Z (figura de 22.c).

Figura 22: Condiciones de contorno. (a) Presión interna. (b) Restricción de desplazamiento en

todas las direcciones. (c) Gravedad.

(b)

(a)

52


Luego, se hizo el mallado en el recipiente a presión y tras un refinamiento de mallado se obtuvo 15.535 elementos, lo que representa 30.908 nodos, siendo la mayor precisión alcanzada por el computador utilizado para el estudio con un tamaño de mallado de 40 mm, como se observa en la figura 23.

Figura 23: Tamaño de mallado aplicado sobre el recipiente a presión.


(c)

53

Se procedió a realizar la solución del sistema y se obtuvo un esfuerzo de Von Mises máximo interno de 205,54 MPa (figura 24.a) entre las tapas elípticas y el cuerpo del tanque debido al cambio de sección y un factor de seguridad mínimo de 1.1606 (figura 24.b).

Figura 24: (a) Esfuerzo de Von Mises. (b) factor de seguridad. Cálculos para un recipiente a

presión sin presencia de corrosión.


De forma análoga se aplicaron las condiciones de contorno y carga al recipiente con presión interna con presencia de corrosión, se hace el respectivo mallado y

(a)

(b)

54

refinamiento que daría 15.481 elementos, lo que representa 30.972 nodos, como se observa en la figura 25.

Figura 25: (a) condiciones de contorno y presión. (b) mallado. Para el recipiente a presión interna

con presencia de corrosión.


Se efectuó la solución el sistema, dando como resultado un esfuerzo de Von Mises máximo interno de 290,37 MPa (figura 26), correspondiente a la región con mayor presencia de corrosión en el tanque (tapa N°2), confirmando que supera el esfuerzo de fluencia del material A516 que corresponde a 260 MPa (tabla 6), evidenciando

(a)

(b)

55

que sería un criterio de falla en el material. Además, en contraste con el mismo recipiente sin presencia de corrosión (figura 24.a) el aumento significativo del esfuerzo de Von Mises es debido a la corrosión presente en el material causando la reducción del espesor de la tapa elíptica y reduciendo la presión máxima y los esfuerzos máximos que soportaría el material en esa zona. En cambio, el cuerpo y la tapa N°1 como se observa en la figura 26 no concentran esfuerzos mayores a 210 MPa, es decir, los niveles de evaluación 1, 2 y los criterios de aceptación calculados anteriormente para cada componente confirman que tanto el cuerpo como la tapa N°1 pueden continuar en operación y efectivamente se evidencia con el análisis de elementos finitos.

Figura 26: Esfuerzo de Von Mises del tanque de presión interna con presencia de corrosión.


Cabe señalar que, se demuestra la confirmación del criterio de falla observando el factor de seguridad para el tanque con presión interna anterior en la figura 27, correspondiendo a un factor de seguridad mínimo de 0,89542, es decir, siendo un valor menor a 1 confirmaría que el elemento fallaría en las condiciones actuales de operación, siendo un riesgo para la vida de las personas y para la estructura del tanque. Comparándolo con el valor mínimo del factor de seguridad para el mismo recipiente a presión interna sin presencia de corrosión de la figura 24.b se observa una reducción de 0,26518 en el factor de seguridad que realmente es una disminución muy importante para la toma de decisión con respecto al tanque real.

56

Figura 27: Factor de seguridad del tanque con presión interna con presencia de corrosión.


Se infiere que la tapa N°2 no puede continuar en operación y se recomienda cambiar únicamente la tapa inferior del recipiente a presión, ya que ahorrarían costos con respecto a si deciden comprar un tanque nuevo. Igualmente, mantener un mantenimiento predictivo y un control de propagación de la corrosión en el tanque con presión interna.

Finalmente, es importante señalar que la cantidad de nodos que se puede tener en este estudio está limitada a la versión ANSYS 19.2 que posee la Universidad Distrital Francisco José de Caldas (<32.000 nodos), por lo tanto, sí se tuviera una versión más robusta se podría tener unos mejores resultados, pero con la versión trabajada en este proyecto se obtuvo resultados satisfactorios.

3.10. VIDA REMANENTE

Para calcular la vida remanente de los componentes que aprobaron los niveles de evaluación 1, 2 y 3. Se tuvo en cuenta que cualquiera de los dos métodos de la sección 2.14. (Evaluación de la vida remanente) pueden ser utilizados. Por la situación que sucede actualmente en el mundo con el COVID-19 se decide utilizar

57

el método de aproximación por espesor para los componentes. Puesto que, al calcular el método por aproximación del 𝑀𝐴𝑊𝑃𝑟, se debe calcular la carga de pandeo plástico o límite del componente dañado (𝐿𝐷𝐶) y la carga de pandeo plástico o límite del componente sin daños (𝐿𝑈𝐶) para poder obtener el factor de resistencia remanente (RSF) del material en un ensayo de laboratorio, lo cual por las medidas de prevención no se puede realizar. No obstante, la aproximación por espesores nos ofrece resultados viables para componentes que se encuentran en servicio según la norma API 579/ASME. Utilizando la siguiente tabla 10 en la cual se evidencia la propagación de la corrosión según el tipo de ambiente tomada de la tesis (Cárdenas Postigo, 2015) de corrosión por picadura en tubería de la Pontificia Universidad Católica del Perú. Debido a que no se tiene datos históricos anteriores del recipiente a presión para obtener un promedio de corrosión futura anticipada (𝐶𝑟𝑎𝑡𝑒), para poder calcular la vida remanente de los componentes.

Tabla 10: Velocidad de corrosión según el tipo de ambiente

Fuente, tomada de (Cárdenas Postigo, 2015)

Se seleccionó un 𝐶𝑟𝑎𝑡𝑒 = 0,0254 𝑚𝑚

𝑎ñ𝑜 debido a que el material utilizado tiene un

espesor muy pequeño y estará sometido a ambientes industriales protegidos directamente contra el medio ambiente. Para la cabeza N°1: con la ecuación 26 y los datos calculados anteriormente, se determina la vida remanente:

𝑅𝑙𝑖𝑓𝑒 =4,421 𝑚𝑚 − 4,21𝑚𝑚

0,0254 𝑚𝑚𝑎ñ𝑜

= 8,31 𝑎ñ𝑜𝑠

Para el Cuerpo: con la ecuación 26 y los datos calculados anteriormente, se determina la vida remanente:

58

𝑅𝑙𝑖𝑓𝑒 =4,5653 𝑚𝑚 − 4,23 𝑚𝑚

0,0254 𝑚𝑚𝑎ñ𝑜

= 13,2 𝑎ñ𝑜𝑠

Acorde con los cálculos anteriores la vida remanente de cada uno de los componentes varia por el espesor promedio medido y la cantidad de corrosión en el momento de la inspección, resumido en la tabla 11.

Tabla 11: Vida remanente de cada componente

VIDA REMANENTE

Cabeza N°1 8,31 años

Cuerpo 13,2 años Fuente, elaboración propia

Lo recomendable es realizar dentro de 5 años otra inspección de Fitness For Service para tener un control de la propagación de la corrosión y plantear un mantenimiento predictivo al recipiente a presión. Así, se tendrá un historial de mantenimiento y monitoreo para el tanque a presión interna.

59

4. CONCLUSIONES

1. Se logró evaluar la integridad estructural del tanque con presión interna aplicando la Norma API 579/ASME, aptitud para el servicio (FFS), catalogándolo como un componente tipo A con presencia de daño por corrosión general, obteniendo resultados cuantitativos para cada componente, de los cuales la cabeza N°1 y el cuerpo cumplen con los criterios establecidos para continuar en operación.

2. Se evaluó completamente el recipiente a presión mediante un análisis de

elementos finitos (ANSYS 19.2), confirmando que el recipiente actual presenta un criterio de falla en la cabeza N°2 (Figura 26), superando el límite de fluencia del material A516 (260 MPa). De igual manera se comprueba que la cabeza N°2 posee un factor de seguridad (Figura 27) menor a 1 que complementa el criterio de falla, evidenciando que el componente fallaría en las condiciones actuales de operación.

3. Se calculó la vida remanente de los componentes del tanque con presión interna que aprobaron los 3 niveles de evaluación por el método de aproximación de espesores, dando como resultados 8,31 años para la cabeza N°1 y 13,2 años para el cuerpo (Tabla 11). Por ende, se recomienda realizar nuevamente el estudio a los 5 años para confirmar que la aproximación de la vida remanente se cumple y se confirma la fiabilidad del componente con presencia de daño durante ese periodo de uso.

60

5. RECOMENDACIONES

A partir del estudio realizado, se recomienda a la empresa Certi-Control tomar la decisión de cambiar la Cabeza N°2 del recipiente a presión de GLP, ya que, la misma presenta una elevada tasa de corrosión como se evidenció en el análisis realizado. De igual manera se evidencio que tanto el cuerpo y la cabeza N°1 pueden continuar en servicio, posterior a un mantenimiento externo en las superficies de los componentes y la aplicación de un método, como la protección catódica, para reducir la velocidad de corrosión.

61

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