UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE MECÁNICA
DISEÑO DE PLANES DE INSPECCIÓN BASADOS EN RIESGO PARA TUBERÍAS Y EQUIPOS DEL LAZO DE CORROSIÓN DE HIDROCARBUROS HIDROCARBUROS CON TRAZAS DE ÁCIDO FLUORHÍDRICO CASO: UNIDAD DE ALQUILACIÓN DE LA REFINERÍA P.L.C.
REALIZADO POR:
BR. MELVIN ORLANDO ÁLVAREZ VILLARROEL
Trabajo de Grado presentado a la Universidad de Oriente como requisito parcial para optar al título de
INGENIERO MECÁNICO Puerto La Cruz, Mayo de 2016
UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE MECÁNICA
DISEÑO DE PLANES DE INSPECCIÓN BASADOS EN RIESGO PARA TUBERÍAS Y EQUIPOS DEL LAZO DE CORROSIÓN DE HIDROCARBUROS HIDROCARBUROS CON TRAZAS TR AZAS DE ÁCIDO FLUORHÍDRICO CASO: UNIDAD DE ALQUILACIÓN DE LA REFINERÍA P.L.C.
ASESORES
____________________
____________________
Prof (a). Glorys López
Ing. Luis Chaparro
Asesor Académico
Asesor Industrial
Puerto La Cruz, Mayo de 2016
UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS DEPARTAMENTO DE MECÁNICA
DISEÑO DE PLANES DE INSPECCIÓN BASADOS EN RIESGO PARA TUBERÍAS Y EQUIPOS DEL LAZO DE CORROSIÓN DE HIDROCARBUROS HIDROCARBUROS CON TRAZAS DE ÁCIDO FLUORHÍDRICO CASO: UNIDAD DE ALQUILACIÓN DE LA REFINERÍA P.L.C. JURADO El Jurado hace constar que asignó a esta Tesis la calificación de:
APROBADO ______________________ Prof (a). Glorys López Asesor Académico ______________________ Prof. (a) Delia Villarroel Jurado Principal
______________________ Prof. (a) Yamile Lara Jurado Principal
Puerto La Cruz, Mayo de 2016
RESOLUCIÓN
De acuerdo al artículo 41 del reglamento de trabajo de grado: “Los trabajos de grado son de propiedad exclusiva de la Universidad de Oriente y sólo podrán ser utilizados para otros fines con el consentimiento del Consejo de Núcleo respectivo, quién deberá participarlo al Consejo Universitario, para su autorización”.
DEDICATORIA
A Dios y la Virgen del Valle por todas las veces que dije: “Las cosas me pasaron porque el tiempo de Dios es perfecto y debo aceptarlo con humildad y alegría”. A mí, como una recompensa por lo vivido y aprendido durante todos los años de educación y aprendizaje, esfuerzo, noches de estudio y demostrarme a mí mismo que si pude a pesar de los comentarios de alta dificultad de la carrera Ingeniería Mecánica. A mis padres para que sientan orgullo y felicidad de que su trabajo conmigo estuvo bien hecho. A mi novia e hijo, para que este logro sirva de impulso a cosas muy buenas para nosotros a futúro. A todas aquellas personas que dudan de proponerse metas académicas de alta dificultad, mi consejo de no escuchar todo lo malo que le digan y sigan su pasión para lograr lo que en algun momento le dibujaron muy difícil.
AGRADECIMIENTO
A Dios y la Virgen del Valle por haberme dado la oportunidad y sabiduría de escoger esta carrera, y llegar al final con este trabajo. A mis padres, por su esfuerzo en mantenerme sano y en el camino del bien, por su paciencia durante todo este camino y porque cuando se trató de estudios nunca dijeron que no. A mi novia e hijo por su paciencia y colaboración durante la realización de este trabajo y el tiempo que no les dediqué el cual merecían. A mis hermanos por su ayuda para conmigo en el transcurso de mis estudios y la realización de este trabajo. A mi tutor académico, profesora Glorys López, por dedicarme su tiempo, preocupación, conocimiento, experiencia y esa capacidad de darse a entender de una manera amable y educada. A mi tutor industrial, Luis Chaparro, por su dedicación, consejos y ayuda en conseguir la información importante para culminar el presente trabajo. Tambien a mis cotutores Alexander Osio y Roger Hernández quienes proporcionaron gran parte del asesoramiento técnico basado en sus conocimientos y experiencias relacionado al tema desarrollado. A la Universidad de Oriente Núcleo Anzoátegui y al Dpto. de Mecánica por darme la oportunidad de formarme en sus instalaciones, donde compartí con compañeros/as que se convirtieron en mi amigos/as a quienes tambien agradezco por poner su grano en este trabajo.
A la empresa PDVSA Refinación Oriente y sus gerencias de Seguridad Industrial e Higiene Ocupacional e Ingeniería de Instalaciones, por brindarme un proyecto de gran importancia y reto. Donde compartí con personas que me ayudaron de la mejor manera, entre ellos: Giomar Morillo, Allison Rojas, Henry Castillo, Juan Olivares, Juan Silva y Exel Rangel.
RESUMEN
En este trabajo se diseñaron planes de inspeccion basados en riesgo para tuberías y equipos del lazo de corrosión de hidrocarburos con trazas de ácido fluorhídrico pertenecientes a la Unidad de Alquilación de la Refinería P.L.C. Se hizo con la finalidad de realizar un estudio para la implementación de la práctica de Inspección Basado en Riesgo (IBR), a circuitos de tuberías y equipos estáticos del lazo de corrosión Nº 7 en la Unidad de Alquilación. La razón del estudio se debe a que el producto procesado por la unidad y sus contaminantes origina mecanismos de degradación en tuberías y equipos, que pueden producir adelgazamiento de los espesores y/o agrietamiento, ocasionando fugas de los fluidos transportados. El estudio se enfocó en doce (12) equipos y veinte (20) circuitos de tuberías, ordenados en diecisiete (17) grupos de inventario. Se identificaron de los mecanismos de daño según la norma API-571, con los cuales según la norma API-RP 581 se calcularon las probabilidades de fallas y areas de consecuencias incluso las financieras. Con los resultados obtenidos se jerarquizaron los equipos y las tuberías en dos matrices de riesgo: Probabilidad de Falla Vs Área de Concesuencia y Probabilidad de Falla Vs Consecuencia Financiera. Los resultados indicaron cuatro (4) equipos y cinco (5) tuberías en el nivel de riesgo Alto, siete (7) equipos y diéz (10) tuberías en el nivel Medio Alto y un (1) equipo y cinco (5) tuberías en el nivel Medio en la primera matríz, y once (11) equipos en el nivel Alto y uno (1) en el nivel Medio Alto en la segunda matríz. La proyección estimada del riesgo que tendría cada equipo y tubería diéz (10) años a futuro, permitió conocer el comportamiento del riesgo de éstos y su situación en la próxima fecha de inspección. Finalmente se diseñaron planes de inspección para cada equipo y tubería donde se muestra la información y datos calculados en el estudio, incluyendo velocidad de corrosión, vida remanente, fechas y actividades a realizar en la próxima inspección en el lugar mas crítico del equipo o tubería señalado con una imagen en el plan de inspección.
ÍNDICE GENERAL
RESOLUCIÓN ................................................................................................iv DEDICATORIA ............................................................................................... v AGRADECIMIENTO .......................................................................................vi RESUMEN .................................................................................................... viii ÍNDICE GENERAL..........................................................................................ix ÍNDICE DE TABLAS ...................................................................................... xii ÍNDICE DE FIGURAS ....................................................................................xv INTRODUCCIÓN .......................................................................................... xvi CAPÍTULO I .................................................................................................. 18 EL PROBLEMA ............................................................................................. 18 1.1 Planteamiento del problema ............................................................... 18 1.2. Reseña histórica de la empresa ........................................................ 20 1.2.1 Unidades de proceso de la refinería puerto la cruz ..................... 22 1.2.2 Unidad de alquilación .................................................................. 24 1.3. Objetivos ............................................................................................ 24 1.3.1 Objetivo general .......................................................................... 24 1.3.2 Objetivos específicos ................................................................... 24 CAPÍTULO II ................................................................................................. 26 MARCO TEÓRICO ....................................................................................... 26 2.1 Antecedentes ...................................................................................... 26 2.2 Bases teóricas .................................................................................... 28 2.2.1 Descripción del proceso de la unidad de alquilación ................... 28 2.2.2 Equipos de la unidad de alquilación ............................................ 31 2.2.3 Planos de la unidad de alquilación .............................................. 34 2.2.4 Condiciones de operación ........................................................... 35 2.2.5 Corrosión ..................................................................................... 43 2.2.6 Inspección basada en riesgo ....................................................... 55 2.2.7 Grupo de inventario ..................................................................... 58
2.2.8 Normas y códigos internacionales ............................................... 59 CAPÍTULO III ................................................................................................ 63 DESARROLLO DEL PROYECTO ................................................................ 63 3.1. Marco metodológico........................................................................... 63 3.1.1 Tipo de investigación ................................................................... 63 3.1.2 Diseño de la investigación ........................................................... 64 3.1.3 Población y muestra .................................................................... 65 3.1.4 Ténicas de recolección y análisis de datos.................................. 65 3.1.5 Procedimiento seguido para el desarrollo del trabajo .................. 67 CAPÍTULO IV .............................................................................................. 125 RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS ........................................ 125 4.1 Estado actual de los equipos y circuitos de tuberías que conforman el lazo N°7 de la unidad de alquilación ....................................................... 125 4.2. Velocidad de corrosión de los equipos y circuitos de tuberías del lazo Nº 7, según metodología especificada en la norma API-RP 570 (C r,bm) . 127 4.3 Vida remanente de los equipos y tuberías de los circuitos que conforman el lazo Nº 7, según los pasos señalados en la norma API-RP 571 (Vr ) ................................................................................................... 129 4.4 Mecanismos de daño que se presentan en los equipos y circuitos de tuberías, según lo establecido en la norma API-RP 571 ........................ 131 4.5 Análisis del nivel de riesgo de los equipos y circuitos de tuberías del lazo Nº 7, mediante una matriz de riesgo, según la norma API-RP 581 . 132 4.5.1 Probabilidad de falla (P (t)) .......................................................... 132 4.5.2 Consecuencias .......................................................................... 152 4.5.3 Matríz de riesgo ......................................................................... 170 4.5.4 Análisis del riesgo ...................................................................... 173 4.6 Planes de inspección para los equipos y circuitos de tuberías del lazo Nº 7 ......................................................................................................... 175 CAPÍTULO V ............................................................................................... 177 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................. 177 5.1 Conclusiones .................................................................................... 177
5.2 Recomendaciones ............................................................................ 179 BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................... 181 METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO ......... 184
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1. Espesor mínimo requerido para boquillas de recipientes a presión. ...................................................................................................................... 53
Tabla 3.1. Evaluación de sistemas de gerencia. .......................................... 87 Tabla 3.2. Valores numéricos asociados a categorías de probabilidad y consecuencia basada en área en IBR API.................................................. 120
Tabla 3.3. Valores numéricos asociados a categorías de probabilidad y consecuencia financiera en IBR API. .......................................................... 120
Tabla 4.1. Inventario de equipos del lazo N°7. ........................................... 125 Tabla 4.2. Inventario de tuberías del lazo N°7. ........................................... 126 Tabla 4.3. Velocidades de corrosión de los equipos del lazo N°7. ............. 127 Tabla 4.4. Velocidades de corrosión de las tuberías del lazo N°7. ............. 128 Tabla 4.5. Espesor mínimo requerido y vida remanente de los equipos del lazo N°7. ..................................................................................................... 129
Tabla 4.6. Espesor mínimo requerido y vida remanente de las tuberías del lazo N°7. ..................................................................................................... 130
Tabla 4.7. Datos generales de los equipos del lazo N°7. ........................... 133 Tabla 4.8. Datos generales de las tuberías del lazo N°7. ........................... 134 Tabla 4.9. Datos para la determinación de adelgazamiento en los equipos del lazo N°7. ..................................................................................................... 134
Tabla 4.10. Datos para la determinación de adelgazamiento en las tuberías del lazo N°7................................................................................................. 135
Tabla 4.11. Resultados del adelgazamiento en los equipos del lazo N°7. . 136 Tabla 4.12. Resultados del adelgazamiento en las tuberías del lazo N°7. . 137 Tabla 4.13. Datos para la determinación de corrosión externa de los equipos del lazo N°7................................................................................................. 138
Tabla 4.14. Datos para la determinación de corrosión externa de las tuberías del lazo N°7................................................................................................. 138
Tabla 4.15. Resultados de corrosión externa de los equipos del lazo N°7. 140
Tabla 4.16. Resultados de corrosión externa de las tuberías del lazo N°7. 140 Tabla 4.17. Datos para la determinación de agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF para los equipos del lazo N°7. ..................... 141
Tabla 4.18. Datos para la determinación de agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF para las tuberías del lazo N°7. ..................... 142
Tabla 4.19. Agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF para los equipos y tuberías del lazo N°7. .................................................... 143
Tabla 4.20. Datos para la determinación de agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y orientado por esfuerzos (SOHIC) para los equipos del lazo N°7. ............................................................................................................. 144
Tabla 4.21. Datos para la determinación de agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y orientado por esfuerzos (SOHIC) para las tuberías del lazo N°7. ............................................................................................................. 145
Tabla 4.22. Agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y orientado por esfuerzos (SOHIC) para los equipos del lazo N°7. ..................................... 146
Tabla 4.23. Agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y orientado por esfuerzos (SOHIC) para las tuberías del lazo N°7. ..................................... 147
Tabla 4.24. Factor de daño total resultante para cada equipo y tubería del lazo N°7. ..................................................................................................... 148
Tabla 4.25. Puntuación del cuestionario para el factor de sistemas de gerencia de la unidad de alquilación. .......................................................... 149
Tabla 4.26.Probabilidad de falla de los equipos y tuberías del lazo N°7. ... 151 Tabla 4.27. Fluido liberado y sus propiedades. .......................................... 153 Tabla 4.28. Conjunto de agujeros para cálculo de consecuencias. ............ 154 Tabla 4.29. Régimen y flujo de liberación para cada tamaño de orificio de cada grupo de inventario............................................................................. 155
Tabla 4.30. Masa de componente, inventario y disponible para fugar de cada grupo de inventario. .................................................................................... 157
Tabla 4.31. Tipo de emisiones para cada grupo de inventario. .................. 158 Tabla 4.32. Influencia de la clasificación de sistemas de detección y aislamiento en la magnitud y duración de fuga. .......................................... 159
Tabla 4.33. Flujo de liberaciones y masa para análisis de consecuencias. 161 Tabla 4.34. Áreas de consecuencia inflamables finales para daño a componente y lesión personal. ................................................................... 166
Tabla 4.35. Área de consecuencia tóxica final. .......................................... 166 Tabla 4.36. Área de consecuencia final de daño a componentes. ............. 166 Tabla 4.37. Área de consecuencia final para daños a personal. ................ 167 Tabla 4.38. Área de consecuencia final. ..................................................... 167 Tabla 4.39. Consecuencias financieras finales........................................... 168
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1. Unidad de Alquilación. ............................................................... 18 Figura 1.2. Ubicación geográfica de la refinería Puerto la Cruz. .................. 22 Figura 2.1. Etapas del tratamiento de alimentaión. ...................................... 29 Figura 2.2. Secciones de la Unidad de Alquilación. ..................................... 30 Figura 2.3. Esquema del Lazo N°7 de la Unidad de Alquilación. ................. 30 Figura 3.1. Etapas del procedimiento seguido para el desarrollo del trabajo. ...................................................................................................................... 68
Figura 3.2. Procedimiento de cálculo del factor de daño por adelgazamiento. ...................................................................................................................... 76
Figura 3.3. Procediemiento de cálculo del factor de daño por corrosión externa. ......................................................................................................... 79
Figura 3.4. Procediemiento de cálculo del factor de daño por agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF. ........................................ 82
Figura 3.5. Procedimiento de cálculo del factor de daño por agrietamiento inducido por hidrógeno y orientado por esfuerzos en presencia de HF. ....... 84
Figura 3.6. Matríz de Riesgo. ..................................................................... 119 Figura 3.7. Caso 1: Riesgo permisible es excedido entre la fecha del estudio IBR y la fecha del plan de inspección. Fuente: [7]. .................................... 121
Figura 3.8. Caso 2: Riesgo permisible ha sido excedido antes de la fecha del estudio IBR. Fuente: [7].............................................................................. 122
Figura 3.9. Caso 3: Riesgo permisible no es excedido antes la fecha del plan de inspección. Fuente: [7]. ......................................................................... 123
Figura 4.1. Matríz de Riesgo: Probabilidad de Falla Vs Área de Consecuencias. .......................................................................................... 171
Figura 4.2. Matriz de Riesgo: Probabilidad de Falla Vs Consecuencias Financieras. ................................................................................................ 173
Figura 4.3. Proyección del riesgo de la torre despropanizadora, T-2. ........ 174
INTRODUCCIÓN
La Refinería Puerto La Cruz, está ubicada en las cercanías de la Bahía de Pozuelos, en la costa nororiental de Venezuela, al este de la ciudad de Puerto La Cruz, estado Anzoátegui. Está compuesta por diversos complejos entre los cuales se encuentra el Complejo de Conversión, dividido en la Unidad de Craqueo Catalítico Fluídizado, Alquilación (figura 1.2), Merox y STG (Sistema de Tratamiento de Gases). El proceso de alquilación consiste en la combinación de las olefinas (compuestos de hidrocarburos con doble enlace) provenientes de la Unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado, con isobutano en presencia de un catalizador (ácido fluorhídrico) para producir compuestos parafínicos altamente ramificados. La mezcla de estos compuestos posee un alto octanaje y se denomina alquilato. El producto que procesa la Unidad de Alquilación (mezcla de olefinas con isobutano) posee porcentajes de elementos y compuestos contaminantes como lo son: sulfuro de hidrógeno (H 2S), agua (H2O) y trazas de ácido fluorhídrico (HF), que originan mecanismos de degradación en tuberías y equipos. Estos mecanismos pueden producir adelgazamiento de los espesores de las tuberías y/o agrietamiento, ocasionando fugas de los fluidos que se transportan. A fin de prevenir daños a trabajadores, equipos, medio ambiente, y para mantener en operación segura las instalaciones, evitando así accidentes catastróficos, la superintendencia de Ingeniería de Instalaciones, decidió realizar un estudio para la implementación de planes basados en la práctica de Inspección Basado en Riesgo (IBR), a circuitos de tuberías y equipos estáticos del lazo Nº 7 en la Unidad de Alquilación. En concordancia con lo anteriormente planteado, en este estudio se
analizó la influencia de las variables operacionales y los factores que generan los diferentes procesos de corrosión a líneas y equipos de la Unidad de Alquilación, recopilando la información necesaria para elaborar planes de inspección según el nivel de riesgo calculado, que sirvió como referencia para comparar con el actual sistema para inspección implementado (SILCO) para la Unidad de Alquilación. La información fué tomada de los datos operacionales contenidos en los documentos de Información de Seguridad de Procesos (ISP) de los equipos estáticos, históricos de fallas e inspecciones, y todos los antecedentes suministrados por el personal del Departamento de Inspección. En el estudio se tomaron los lazos de corrosión y circuitos de tuberías como actualmente los posee el Sistema de Lazos de Corrosión (SILCO), donde el Lazo Nº 7 correspondiente al servicio de hidrocarburos con trazas de HF, es el lazo de corrosión objeto de estudio en la presente investigación. Se identificaron los mecanismos de degradación que afectan a cada uno de los circuitos de tuberías y equipos estáticos del lazo Nº 7, y todas aquellas variables precursoras de los mecanismos de corrosión, para monitorearlas y controlarlas, tomando como referencia la norma internacional API 571. Los circuitos de tuberías y equipos se jerarquizaron de acuerdo al estudio de riesgo, empleando la metodología de la norma internacional API-RP 581, donde se halló la probabilidad de falla conociendo los mecanismos de degradación identificados anteriormente, y las consecuencias de fallas a nivel de área y económicas, producto de fugas en las tuberías y equipos del lazo Nº 7, con el fin de construir una matriz que mostró el nivel de riesgo de los circuitos de tuberías y equipos. Según el valor y nivel de riesgo se elaboró el plan de inspección que fué el propósito final de este estudio, para de esta manera intervenir las tuberías y equipos estáticos en intervalos de tiempo menores a su tiempo de vida útil y disminuir el riesgo de paradas imprevistas a corto y largo plazo.
CAPÍTULO I EL PROBLEMA
1.1 Planteamiento del problema La Refinería Puerto La Cruz, está ubicada en las cercanías de la Bahía de Pozuelos, en la costa nororiental de Venezuela, al este de la ciudad de Puerto La Cruz, estado Anzoátegui. Está compuesta por diversos complejos entre los cuales se encuentra el Complejo de Conversión, dividido en la Unidad de Craqueo Catalítico Fluídizado, Alquilación (figura 1.1), Merox y STG (Sistema de Tratamiento de Gases). El proceso de alquilación consiste en la combinación de las olefinas (compuestos de hidrocarburos con doble enlace) provenientes de la Unidad de Craqueo Catalítico Fluidizado, con isobutano en presencia de un catalizador (ácido fluorhídrico) para producir compuestos parafínicos altamente ramificados. La mezcla de estos compuestos posee un alto octanaje y se denomina alquilato.
Figura 1.1. Unidad de Alquilación. Fuente: Propia.
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El producto que procesa la Unidad de Alquilación (mezcla de olefinas con isobutano) posee porcentajes de elementos y compuestos contaminantes como lo son: sulfuro de hidrógeno (H 2S), agua (H2O) y trazas de ácido fluorhídrico (HF), que originan mecanismos de degradación en tuberías y equipos. Estos mecanismos pueden producir adelgazamiento de los espesores de las tuberías y/o agrietamiento, ocasionando fugas de los fluidos que se transportan. A fin de prevenir daños a trabajadores, equipos, medio ambiente, y para mantener en operación segura las instalaciones, evitando así accidentes catastróficos, la superintendencia de Ingeniería de Instalaciones, decidió realizar un estudio para la implementación de planes basados en la práctica de Inspección Basado en Riesgo (IBR), a circuitos de tuberías y equipos estáticos del lazo Nº 7 en la Unidad de Alquilación. En concordancia con lo anteriormente planteado, en este estudio se analizó la influencia de las variables operacionales y los factores que generan los diferentes procesos de corrosión a líneas y equipos de la Unidad de Alquilación, recopilando la información necesaria para elaborar planes de inspección según el nivel de riesgo calculado, que sirvió como referencia para comparar con el actual sistema para inspección implementado (SILCO) para la Unidad de Alquilación. La información fué tomada de los datos operacionales contenidos en los documentos de Información de Seguridad de Procesos (ISP) de los equipos estáticos, históricos de fallas e inspecciones, y todos los antecedentes suministrados por el personal del Departamento de Inspección. En el estudio se tomaron los lazos de corrosión y circuitos de tuberías como actualmente los posee el Sistema de Lazos de Corrosión (SILCO), donde el Lazo Nº 7 correspondiente al servicio de
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hidrocarburos con trazas de HF, es el lazo de corrosión objeto de estudio en la presente investigación. Se identificaron los mecanismos de degradación que afectan a cada uno de los circuitos de tuberías y equipos estáticos del lazo Nº 7, y todas aquellas variables precursoras de los mecanismos de corrosión, para monitorearlas y controlarlas, tomando como referencia la norma internacional API 571. Los circuitos de tuberías y equipos se jerarquizaron de acuerdo al estudio de riesgo, empleando la metodología de la norma internacional API-RP 581, donde se halló la probabilidad de falla conociendo los mecanismos de degradación identificados anteriormente, y las consecuencias de fallas a nivel de área y económicas, producto de fugas en las tuberías y equipos del lazo Nº 7, con el fin de construir una matriz que mostró el nivel de riesgo de los circuitos de tuberías y equipos. Según el valor y nivel de riesgo se elaboró el plan de inspección que fué el propósito final de este estudio, para de esta manera intervenir las tuberías y equipos estáticos en intervalos de tiempo menores a su tiempo de vida útil y disminuir el riesgo de paradas imprevistas a corto y largo plazo.
1.2. Reseña histórica de la empresa Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), creada en 1975, es la corporación estatal de la República Bolivariana de Venezuela que se encarga de la exploración, producción, manufactura, transporte y mercadeo de los hidrocarburos, actuado bajo los lineamientos de los Planes de Desarrollo Nacional y de acuerdo a las políticas, directrices, planes y estrategias para el sector de los hidrocarburos, dictadas por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo.
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PDVSA desarrolla las operaciones principalmente a través de sus empresas filiales; también participa en asociación con empresas locales y extranjeras. Las operaciones correspondientes al sector petrolero incluyen:
Exploración, producción y mejoramiento de crudo y gas natural.
Refinación, transporte y mercadeo de crudo y productos refinados.
Procesamiento, transporte y mercadeo de gas natural. La división de Refinación, transporte y mercadeo está a cargo de las
actividades de refinación de crudos, así como de la manufactura de productos y gas natural, su comercialización y suministro para el mercado nacional e internacional, encontrándose dentro de esta división la Refineria Puerto La Cruz. La Refinería Puerto La Cruz, está ubicada en la costa nororiental del país al este de la ciudad de Puerto La Cruz en el estado Anzoátegui. Tiene facilidades de acceso desde el Mar Caribe y está conectada por oleoductos con los campos de producción. Fue construida por la empresa Venezuela Gulf Refining (VENGREF), entró en operación en el año 1950, inicialmente con la unidad de destilación atmosférica DA-1. Es uno de los centros de procesamiento de crudo mas importantes de PDVSA. Por su ubicación estratégica, figura 1.2, la refinería Puerto La Cruz cumple con los siguientes roles:
Suplir la demanda del mercado interno de la región Sur-oriental del país.
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Colocar los productos excedentes en el mercado de exportación.
Manejar y distribuir la producción de crudos del oriente del país hasta los mercados de exportación y las otras filiales.
Figura 1.2. Ubicación geográfica de la refinería Puerto la Cruz. 1.2.1 Unidades de proceso de la refinería puerto la cruz La refinería de Puerto La Cruz está constituida principalmente por las siguientes unidades de proceso:
Unidades de destilación atmosférica: DA-1, DA-2 y DA-3.
Unidades de conversión: Craqueo Catalítico Fluídizado (FCC) y Alquilación.
Unidad de fraccionanmiento de nafta: unidad 051 y unidad 052.
Unidad de tratamiento Merox.
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Unidad de reformación contínua de catalizador (CCR).
Unidad de hidrotratamiento de nafta.
Unidad de hidrotratamiento de diesel.
Unidades ambientales, involucran 18 sistemas de servicios industriales de ámbito ambiental. Entre los productos más importantes que se obtienen de las distintas
unidades de proceso de la Refinería Puerto La Cruz, se pueden nombrar los siguientes:
Unidades de destilación atmosférica: gases no condensables, naftas y gasolinas, jet, diesel pesado y liviano, gasóleo pesado, liviano y residual atmosféricos.
Unidades de conversión: nafta catalítica, olefinas y alquilatos.
Unidades de fraccionamiento de nafta: nafta liviana y nafta pesada.
Unidad tratamiento Merox: se remueven sulfuro de hidrógeno y mercaptanos contenidos en las gasolinas y el jet.
Unidad de reformación contínua de catalizador (CCR): reformados con un octanaje RON en un rango de 95-102 octanos.
Unidades de hidrotratamiento de nafta y diesel: en éstas se descomponen
los
constituyentes
azufrados,
nitrogenados
y
halogenados, se saturan las olefinas y se remueven los metales presentes en las corrientes de hidrocarburos tratadas en dichas plantas (nafta y diesel) [1].
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1.2.2 Unidad de alquilación Es diseño PHILLIPS, puesta en operación en 1962, con capacidad de 2271 BPD (Barriles por Día) de alquilato. En 1991 la unidad fue ampliada a una capacidad de 4500 BPD de alquilato y modificada en áreas de tratamiento de carga, reacción y fraccionamiento incorporando nueva tecnología. Se implementaron cambios en el control e instrumentación de la unidad, desde el control neumático a un sistema de control distribuido con el fin de mejorar su confiabilidad [2].
1.3. Objetivos 1.3.1 Objetivo general Diseñar planes fundamentados en la práctica de inspección basado en riesgo a circuitos de tuberías y equipos del lazo de corrosión Nº 7 de hidrocarburos con traza de HF perteneciente a la Unidad de Alquilación del complejo de conversión de la Refinería P.L.C.
1.3.2 Objetivos específicos 1.
Diagnosticar el estado actual de los equipos y circuitos de tuberías que conforman el lazo Nº 7 de la unidad de alquilación.
2.
Determinar la velocidad de corrosión de los equipos y circuitos de tuberías del lazo Nº 7, según metodología especificada en la norma API-RP 570.
3.
Calcular la vida remanente de los equipos y tuberías de los circuitos que conforman el lazo Nº 7, según los pasos señalados por la norma API-RP 571.
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4.
Identificar los mecanismos de daño que se presentan en los equipos y circuitos de tuberías, según lo establecido en la norma API 571.
5.
Analizar el nivel de riesgo de los equipos y circuitos de tuberías del lazo Nº 7, mediante una matriz de riesgo, según la norma API-RP 581.
6.
Diseñar plan de inspección a cada equipo y circuito de tuberías del lazo Nº 7 según su nivel de riesgo.
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO
2.1 Antecedentes Pérez, J. (2012), desarrolló una propuesta de un plan de inspección basado en riesgo para equipos estáticos en una unidad de producción de hidrógeno. Para la unidad estudiada que forma parte del Mejorador Petropiar, JoséEstado Anzoátegui, se establecieron 8 lazos de corrosión identificando a través de la norma API-571 los mecanismos de degradación potenciales y activos en ellos, según las variables operacionales de los lazos de corrosión. Se desarrolló la base de datos para uso del software Meridium, el cual proporcionó el nivel de riesgo de los equipos estáticos. El resultado del análisis de riesgo mostró que un (1) equipo de setenta y nueve (79) se encontró en un nivel de riesgo alto. Basado en el nivel de riesgo, se elaboraron planes de inspección para cada equipo identificando la técnica, ubicación y cobertura de la inspección, al igual que sus mecanismos de deterioro [3]. Este trabajo sirvió al presente estudio en la identificación de mecanismos de degradación potenciales y activos a través de la norma API571, y para el desarrollo de la base de datos para el estudio de riesgo, a equipos estáticos.
Alemán, Y. (2010), realizó la implementacion de un plan de inspección en marcha para tuberías y equipos estáticos en la unidad de destilación atmosférica y vacio (PDVSA), donde se empleó la metodología de Lazos de Corrosión para sistemas de tuberías y equipos estáticos, con el fin de predecir y prevenir fallas por corrosión interna. Se delimitaron 8 lazos de
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corrosión y se identificaron las variables que activan la corrosión interna según la norma API-571. En el estudio se determinó que la corrosión por ácidos nafténicos a temperaturas mayores de 177ºC y la corrosión por H 2S tanto a bajas como a altas temperaturas, son los mecanismos que afectan a la mayoría de los lazos de corrosión. También se aplicó un análisis de Inspección Basada en Riesgo (IBR) que permitió conocer las líneas de procesos y equipos estáticos de los lazos de corrosión que requerían mayor atención para las inspecciones. El análisis de los resultados del IBR para líneas de proceso condujo a agrupar 4,9% de las líneas en un nivel alto. Para los equipos estáticos 0,9% de los equipos obtuvo un nivel alto [4]. Este trabajo sirvió al presente estudio en el uso de lazos de corrosión, identificación de variables que activan la corrosión interna según la norma API-571 y en el análisis de Inspección Basada en Riesgo a lí neas de proceso y equipos estáticos.
Ahow, H. (2003), en su trabajo titulado plan de inspección basado en la criticidad de tuberías para la unidad 13 de la planta recuperadora de gas Petrozuata, determinó el nivel de criticidad para cada tubería perteneciente a la Unidad Recuperadora de Gas en el Complejo de Petrozuata, José, el cual permitió proponer un plan de inspección para la próxima parada de planta. El nivel de criticidad fue determinado por dos factores; el tipo de fluido que se transporta y la susceptibilidad a los mecanismos de degradación, basándose en las condiciones de operación y diseño de cada tubería presente en la unidad. Con una muestra de 1519 tuberías, el estudio dió como resultado que la corrosión bajo aislamiento y el agrietamiento de H 2S húmedo son respectivamente los mecanismos de degradación que afectarían al mayor número de tuberías. En cambio, el mecanismo de degradación menos frecuente fue el agrietamiento por amina, pudiendo afectar solamente 2 líneas. Se demostró que 1417 tuberías no son afectadas por alguno de los 8
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mecanismos de degradación estudiados. El análisis de nivel de criticidad demostró que ninguna tubería se ubicó en el nivel I, siendo este el nivel más crítico y prioritario para la inspección en la próxima parada de planta. La técnica de inspección recomendada en los planes de inspección se fundamentó en la medición por ultrasonido y perfil radiográfico [5]. Este trabajo sirvió al presente estudio con identificación de la influencia en las tuberías del fluido que transportan, su susceptibilidad a los mecanismos de degradación que puedan activarse, y las técnicas de inspección a utilizar señaladas en los planes de inspección de tuberías.
2.2 Bases teóricas 2.2.1 Descripción del proceso de la unidad de alquilación En el proceso de alquilación con ácido fluorhídrico (HF), se ponen en contacto olefinas (tales como propilenos, butilenos o pentenos) con isobutano en presencia de HF, que funciona como catalizador para producir una mezcla de compuestos parafínicos ramificados, denominados alquilato. El alquilato posee un alto octanaje y es usualmente utilizado en mezclas de gasolinas de alta calidad. La alimentación de la unidad representada en la figura 2.1, consiste en olefinas que provienen de la Unidad de Craqueo Catalítico Fluídizado (FCC) e isobutano foráneo proveniente del complejo criogénico de José. Existen contaminantes en la carga como: agua, azufre y etano que llegan a ser eliminados mediante un sistema de tratamiento dentro de la unidad, para evitar reacciones secundarias no deseadas con el ácido fluorhídrico y cualquier problema operacional (corrosión, alto consumo de HF, pérdida de calidad de los productos).
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Figura 2.1. Etapas del tratamiento de alimentaión. Fuente: [6]. El catalizador de las reacciones de alquilación, ácido fluorhídrico (HF), se contamina en presencia de agua y compuestos de azufre, formándose aceites solubles en ácido (ASO). Estos aceites deben ser removidos por fraccionamiento para mantener la pureza del ácido (regeneración de ácido). Sin embargo, una cantidad de ácido se pierde por esta vía, además, de la causada por los venteos no deseados o por la formación de fluoruros orgánicos combinados, los cuales se producen como componentes estables en las corrientes de propano, butano y alquilato. La Unidad de Alquilación está conformada en cinco (5) secciones básicas: Tratamiento de alimentación, Reacción, Fraccionamiento, Tratamiento de productos y Regeneración de ácido. Como se muestra en la figura 2.2. El lazo Nº 7 (figura 2.3), está representado por la sección de fraccionamiento, que consiste en una serie de torres, la despropanizadora, la desisobutanizadora y la desbutanizadora, las cuales permiten la separación de los hidrocarburos originados en la reacción en los distintos productos: propano, butano y alquilato. En este lazo operan diversos equipos, formados por un conjunto de componentes. Los ejemplos incluyen recipientes a
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presión, dispositivos de alivio, tuberías, calderas y calentadores [7]. Unidades de proceso complejas o sistemas de tuberías se dividen en circuitos de tuberías para gestionar las inspecciones necesarias.
Figura 2.2. Secciones de la Unidad de Alquilación. Fuente: [6].
Figura 2.3. Esquema del Lazo N°7 de la Unidad de Alquilación. Fuente: [8].
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2.2.2 Equipos de la unidad de alquilación La unidad de Alquilación cuenta con los equipos que se describen a continuación, cuyas imágenes se muestran en el Apéndice A.
2.2.2.1 Recipientes a presión Un recipiente diseñado para soportar la presión interna o externa. Esta presión puede ser impuesta por una fuente externa, por la aplicaciónón de calor de una fuente directa o indirecta, o por cualquier combinación de los mismos. Esta definición incluye intercambiadores de calor, enfriadores de aire, generadores de vapor sin fuego y otros recipientes de generación de vapor que utilizan el calor de un lado a otro de la operación de un sistema de procesamiento o de otra fuente de calor indirecto [9].
2.2.2.2 Tubería Se define como un cilindro hermético a la presión utilizada para transportar un fluido o transmitir una presión de fluido y se designa ordinariamente como "tubo" en las especificaciones de materiales aplicables, según la norma API 570 [10].
2.2.2.2.1 Tamaño y espesor de tubería El tamaño de la tubería representa un valor nominal del diámetro externo en pulgadas, es decir, cuando se habla de una tubería de dos pulgadas, en realidad la tubería posee un diámetro mayor a 2,375 pulgadas, que por cuestión de comodidad y comercialización se estandarizó a dos pulgadas. Es también conocido como el tamaño de tubería nominal por sus siglas en
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inglés NPS (Nominal Pipe Size). La dimesión mas pequeña de ésta se denomida Espesor de Tubería [4].
2.2.2.2.2 Tolerancia de corrosión Espesor de material adicional añadido para permitir la pérdida de material durante la vida de diseño del componente [11].
2.2.2.2.3 Circuito de tubería Un circuto de tubería se define como una sección de tubería en la cual todos los puntos son expuestos a un ambiente corrosivo similar y posee condiciones de diseño y materiales de construcción similares. Los circuitos de tuberías son utilizados tanto en unidades de procesos complejos como en sistemas de tuberías para la administración de datos, cálculos, planes de inspección, etc [4]. Los circuitos de tuberías de la unidad de Alquilación se muestran en el Apéndice B.
2.2.2.2.4 Sistema de tubería Se considera un sistema de tubería la unión o interconexión de tuberías sujeta a las mismas condiciones de diseño, usado para transportar, distribuir, mezclar, separar, descargar, medir y controlar diferentes corrientes de fluidos. En los sistemas de tuberías son incluidos los elementos de soporte, pero no incluyen los soportes de estructuras [4].
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2.2.2.2.5 Lineas muertas (deadlegs) Esto se refiere a los componentes de los sistemas de tuberías que normalmente no tienen un flujo significativo. Incluye líneas que normalmente están bloqueadas por válvulas o sellos, líneas de emergencia (bypass), tubería con válvulas de alivio, etc [4].
2.2.2.2.6 Punto de inyección Se define como un punto en el que se agrega una sustancia química (incluyendo agua) a la corriente de flujo principal [7].
2.2.2.3 Intercambiadores de calor La transferencia de calor entre dos fluidos se lleva a cabo en intercambiadores de calor. El tipo más común es uno en el cual el fluido caliente y el frío no entran en contacto directo el uno con el otro, sino que están separados por una pared de tubos o una superficie plana o curvada. La transferencia de calor se efectúa por convección desde el fluido caliente a la pared o la superficie de los tubos, a través de la pared de tubos o placa por conducción, y luego por convección al fluido frío [2].
2.2.2.4 Condensadores Es otro equipo que está ligado a la transferencia de calor, éste es un recipiente cerrado mantenido a baja temperatura mediante la circulación de agua, en el cual se hace descargar el vapor de una máquina alternativa o de una turbina para condensarlo a presión correspondiente y a la temperatura existente en el aparato [2].
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2.2.2.5 Columnas o torres La separación de sustancias viene dada por equipos llamados columnas o torres, éstas son cubiertas cilíndricas que poseen un conjunto de platos colocados uno sobre otro, de tal forma que las sustancias que tienen diferentes presiones de vapor a una temperatura dada se separen. Para el proceso se utiliza fases de vapor y líquido, esencialmente a la misma presión y temperatura. Los componentes más ligeros (de punto de ebullición más bajo) tienden a concentrarse en la fase vapor, mientras que los más pesados (de punto de ebullición más alto) tienden a la fase liquida. El resultado es una fase de vapor que se hace más rica en componentes ligeros al ir ascendiendo por la columna, y una fase liquida que se va haciendo cada vez más rica en los componentes pesados conforme desciende en cascada [2].
2.2.3 Planos de la unidad de alquilación 2.2.3.1 Planos (PFD) Los planos o diagramas de flujo de proceso, conocidos por sus siglas en inglés PFD (Process Flow Diagram), representan el funcionamiento de un sistema, donde se incluye, la red de tuberías a grandes rasgos, todos los equipos relacionados como recipientes, tanques y otros equipamientos e instrumentos pertenecientes a la red de tubería. Dentro de los PFD se pueden conseguir todas las características en cuanto al tipo de flujo que se maneja, así como las condiciones de operaciones de los equipos y líneas [4].
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2.2.3.2 Planos (P&ID) Tanto las tuberías como los equipos que forman parte de la Unidad de Alquilación se encuentran representadas en planos, conocidas por sus siglas en inglés P&ID (Piping & Instrument Diagram). Dentro de los P&ID se pueden conseguir todas las características de diseño y operación de una línea específica [4].
2.2.4 Condiciones de operación 2.2.4.1 Presión 2.2.4.1.1 Presión de diseño La presión de diseño de cada componente en un sistema de tuberías no debería ser menor que la presión en las condiciones mas severas. En otras palabras, la presión de diseño representa el máximo valor de presión al que se puede operar la tubería, sin presenciar consecuencias negativas [4].
2.2.4.1.2 Presión de transición Es la contrapresión de transición. Altas contrapresiones producirán un flujo de vapor subsónico a través del agujero de liberación, mientras que bajas contrapresiones causarán flujo estrangulado o sónica a través del orificio de liberación [7].
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2.2.4.2 Temperatura 2.2.4.2.1 Temperatura de diseño La temperatura de diseño un componente en un sistema de tubería, es la temperatura a la cual trabaja, bajo la presión de diseño y el mayor espesor de tubería requerido. Para establecer la temperatura de diseño se debe considerar al menos la temperatura del fluido, la temperatura del ambiente, la radiación solar, enfriadores, calentadores, entre otros [4].
2.2.4.2.2 Temperatura de auto-ignición (AIT) Es la temperatura más baja para un fluido que pueda causar la ignición de la mezcla sin una fuente de ignición [7].
2.2.4.3 Clases de servicio Cada tubería transporta un tipo de fluido en particular, la utilización específica de cada tubería es conocida como servicio. Todas las tuberías de la unidad tienen un servicio, que es designado con abreviaciones en inglés, para cada servicio con su significado [4]. Donde para las tuberías del lazo N°7 de la unidad de alquilación poseen dos nomenclaturas donde la primera viene dada por la empresa Foster Wheeler la cual asigna la letra “X” para los servicios con contenido de ácido fluorhídrico y la letra “Y” para los servicios con traza del mismo ácido, mientras que la empresa Santa Fe Braun Inc. asigna las iniciales “BBP3” para los servicios que contienen ácido fluorhídrico.
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Todos los sistemas de procesos se pueden clasificar en diferentes clases. Tal sistema de clasificación permite un esfuerzo adicional de inspección que se centra en los sistemas de tuberías que pueda tener los mas altos niveles de consecuencias posible en caso de pérdida de contención del servicio. En general, los sistemas de mas alto riesgo generalmente requieren de una inspección mas amplia en intervalos mas cortos, con el fin de afirmar su integridad para un funcionamiento seguro. La clasificación debe estar basada en los efectos potenciales a la seguridad y del medio ambiente al producirse de una fuga. A continuación se enumeran las tres clases de servicios.
2.2.4.3.1 Clase 1 Son aquellos servicios con mayor potencial de resultar en una emergencia inmediata en caso que se produjera una fuga, pertenecerán a la clase 1. Una emergencia de este tipo puede ser la seguridad o medio ambiente. Ejemplos de la clase 1 de tuberías incluyen, pero no son necesariamente limitado a, los que contienen los siguientes: servicios inflamables que pueden autorefrigerarse y dar lugar a fractura por fragilidad, servicios presurizados que pueden vaporizarse rapidamente durante la liberación, creando vapores que puedan formar una mezcla explosiva, tales como C2, C3, y corrientes de C4. Los fluidos que se vaporizan rápidamente son los que tienen temperatura de ebullición atmosférica por debajo de 50°F (10°C). El sulfuro de hidrogeno (mayor de 3 por ciento en peso). Ácido clorhídrico anhidro. El ácido fluorhídrico. Servicios de tuberías sobre o adyacente al agua y la tuberías sobre las vías principales públicas.
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2.2.4.3.2 Clase 2 Servicios no incluidos en otras clases se incluirán en la clase 2. Esta clasificación incluye la mayoría de las tuberías de proceso y tuberías fuera de la unidad de instalaciones. Ejemplo típicos de estos servicios incluyen aquellos que contienen lo siguiente: Hidrocarburos que se evaporan lentamente durante la liberación tales como los que operan por debajo del punto de inflamación. Hidrogeno, gas combustible y el gas natural. En las instalaciones ácidos fuertes y cáusticos.
2.2.4.3.3 Clase 3 Son aquellos servicios que son inflamables, pero no se vaporizan de manera significativa cuando se producen fugas y no se encuentran en zonas de alta actividad. Los servicios que son potencialmente dañinos para los tejidos humanos, pero se encuentran en zonas remotas, puede ser incluido en esta clase. Los ejemplos de servicios de clase 3 son los siguientes: Hidrocarburos que no se vaporian significativamente durante la liberación, tales como los que operan por debajo del punto de inflamación, destilados y líneas de productos desde y hacia el almacenamiento, y finalmente ácidos y cáustico en lugares alejados [10].
2.2.4.4 Fluidos que circulan en los equipos y tuberías del lazo n°7 de la unidad de alquilación 2.2.4.4.1 Ácido fluorhídrico anhidro (HF) Es un líquido humeante incoloro o gas fuertemente irritante que si bien no es inflamable su efecto altamente corrosivo sobre metales libera hidrógeno muy
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inflamable. Se emplea generalmente para: Síntesis química, producción de fluorocarburos, fluoruros inorgáncos, refinado de ciertos metales, catalizador en reacciones químicas orgánicas, grabado químico en vidrios. En cuanto al riesgo a la salud el límite máximo permisible es de 3 ppm (2,5 mg/m 3) y las rutas de penetración al organismo son: Inhalación, ingestión, contacto (ojos y/o piel). Para evitarlo existen medidas mínimas de protección tales como: Mascarillas para gases con filtro de caja contra el compuesto, respirador de aire comprimido o autónomo con máscara, guantes de vitón/noepreno, butilo/neopreno, vitón, PVC, lentes contra salpicaduras químicas y máscaras de protección facial, duchas de emergencia y fuentes lava ojos. En cuanto a las medidas de precaución en el manejo y almacenamiento del material el ácido fluorhídrico se debe almacenar lejos de todo material incompatible, protegido de la luz, humedad y calor. Toda operación con el ácido debe hacerse bajo campana [2].
2.2.4.4.2 Propano (C3H8 ó CH3-CH2-CH3) Es un gas incoloro e inoloro. Asfixiante simple, generalmente se le agrega un adorizante de olor pestilente. Es soluble en mayoría de solubles orgánicos: éter, benceno, etanol. Es inflamable, los recipientes pueden explotar en el fuego, posee un riesgo elevado de fuego al exponerse al calor, llama u oxidantes y puede formar mezclas explosivas con el aire. Se emplea para: Refrigerante y aditivo para pozos de perforación, agente propelente, intermediario en la manufactura de petroquímicos, combustible. En cuanto al riesgo a la salud el propano no posee un límite máximo de exposición permisible, el factor limitante: disponibilidad de O 2. OSHA=1000 ppm. Las rutas de penetración al organismo son: Inhalación y contacto. Para evitarlo existen medidas mínimas de protección tales como: Respiradores de aire comprimido o suplido por aire con máscara facial completa, casco o capucha
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para altas concentraciones, guantes resistentes al frío, lentes de protección contra salpicaduras de químicos, cuando trabaje con propano líquido. (20 cm), en caso de manejo de cilindros: Bragas y botas con punteras de acero. En cuanto a las medidas de precaución en el manejo y almacenamiento del material, el propano se debe almacenar en un lugar frío, seco y alejado de materiales oxidantes [2].
2.2.4.4.3 Butano (N-C4H10 ó CH3-CH2-CH2-CH3) Es un gas incoloro e inflamable. Soluble en alcohol. Asfixiante simple. Posee elevado peligro de explosión y/o fuego cuando se expone al calor, llama u oxidante. Los vapores pueden explotar. Se emplea para: Síntesis química, intermediarios para altos octanos de petróleo, propelente de aérosoles, combustibles para motor y refrigerante. En cuanto al riesgo a la salud el butano posee un límite máximo de exposición permisible de 800 ppm (1900 mg/m3). Las rutas de penetración al organismo es por inhalación y para evitarlo existen medidas mínimas de protección tales como: Máscaras con cartuchos contra vapores orgánicos (ambients abiertos), máscara facial de protección, suministro de aire fresco (espacios confinados), guantes de caucho, en caso de manejo de cilindros se debe usar bragas y botas con punteras de acero. En cuanto a las medidas de precaución en el manejo y almacenamiento del material, el butano se debe almacenar al frío [2].
2.2.4.4.4 Isobutano (CH(CH3)3) Es un gas altamente inflamable, irritante y asfixiante simple. Es muy peligroso cuando se expone al calor o llama, oxidantes. En cuanto al riesgo a la salud el isobutano no posee un límite máximo de exposición permisible. Las rutas de penetración al organismo son: inhalación y contacto. Para
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evitarlo existen medidas mínimas de protección tales como: Respiradores de aire comprimido o suplido por aire con máscara facial completa, casco o capucha para altas concentraciones, guantes impermeables y resistentes a solventes orgánicos, lentes contra salpicaduras de sustancias químicas, cuando trabaje con isobutano líquido (20 cm), en caso de manejo de cilindros se debe usar bragas y botas con punteras de acero. En cuanto a las medidas de precaución en el manejo y almacenamiento del material, el isobutano se debe almacenar en un lugar frío, seco y alejado de materiales oxidantes [2].
2.2.4.5 Fase Esto se refiere al estado físico del servicio transportado, el cual puede presentarse en los estados: Líquido, Gas o Líquido – Gas [4].
2.2.4.6 Definición y tipos de emisiones 2.2.4.6.1 Emisión continúa Una emisión que ocurre dentro de un periodo de tiempo prolongado, permitiendo al fluido el dispersarse en forma de una elipse alongada.
2.2.4.6.2 Emisión instantánea Una emisión que ocurra tan rápido que el fluido se dispersa como una sola gran nube o charco [7].
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2.2.4.6.3 Masa liberada La cantidad de material que será liberado durante una emisión instantánea [7].
2.2.4.6.4 Volumen liberado En teoría, esto es la cantidad de fluido entre las válvulas de aislamiento que se puede cerrar rápidamente. El volumen liberado se deriva típicamente de una combinación de los siguientes elementos: a.
Volumen de fluido disponible para liberarse, volumen de fluido en la pieza de los equipos y elementos de equipos conectados
b.
Modo de falla
c.
Tasa de fuga
d.
La detección y tiempo de aislamiento
e.
En algunos casos, el volumen liberado será el mismo que el volumen disponible para su liberación [12].
2.2.4.6.5 Eventos inflamables (incendio y explosión) Eventos inflamables ocurren cuando se producen una fuga y un encendido. El encendido podría ser a través de una fuente de ignición o auto ignición. Eventos inflamables pueden provocar daños en dos formas: la radiación térmica y sobrepresión explosión. La mayoría de los daños causados por los efectos térmicos tiende a producirse a corta distancia, pero los efectos de la explosión pueden causar daño a una distancia mayor del centro explosión [12].
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2.2.4.6.6 Emisión tóxica Las emisiones tóxicas, en RBI, sólo se tratan cuando afectan al personal (sitio y público). Estas emisiones pueden causar efectos a distancias mayores que los eventos inflamables. A diferencia de versiones inflamables, las emisiones tóxicas no requieren un evento adicional (por ejemplo, encendido, como en el caso de productos inflamables) para causar lesiones al personal. El programa RBI normalmente se centra en los riesgos tóxicos agudos que crean un peligro inmediato, en lugar de los riesgos crónicos producidos por una exposición de bajo nivel [12].
2.2.5 Corrosión La corrosión en metales es un mecanismo de degradación que dependerán de diversos factores, entre los cuales se pueden nombrar los siguientes: material de construcción del equipo o tubería, componentes del fluido de trabajo y sus respectivas naturaleza, temperatura y presión de operación, velocidad del fluido, entre otros. Estos factores producen un fenómeno que induce un deterioro micro y/o macro, el cual promueve un cambio en las condiciones del material estructural y es perjudicial para sus propiedades mecánicas. Los mecanismos de degradación son graduales, acumulativos, e irrecuperables. Mecanismos de degradación comunes están asociados con ataque químico, termofluencia, corrosión, fatiga, fractura, fragilización, térmicas y de envejecimiento [7]. Por ser la corrosión un mecanismo particularmente importante en este estudio, a continuación se profundiza sobre este fenómeno. La corrosión es la destrucción o deterioro de un metal debido a la reacción con el medio ambiente. La corrosión de metales es un proceso
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electroquímico. En general, todos los ambientes son corrosivos, pudiéndose enumerar algunos: aire y humedad, agua dulce y salada, atmósferas industriales y urbanas, gases, ácidos orgánicos e inorgánicos, entre otros.
2.2.5.1. Características generales de la corrosión Es un fenómeno que puede ocurrir en presencia de un electrolito, involucra reacciones que ocurren en regiones plenamente identificadas, llamadas anódicas y catódicas. La reacción anódica es una reacción de oxidación, la cual libera electrones que se dirigen a la región catódica, aumentando así la valencia o producción de electrones. En la región anódica se produce la disolución del metal (corrosión). Mientras que en la reacción catódica se produce la inmunidad del metal, que consiste en la disminución de valencia o consumo de electrones. La velocidad a la que se corroe un metal puede ser lenta y continua, dependiendo del ambiente donde se encuentre [4].
2.2.5.2 Clasificación de la corrosión Existen muchas maneras de clasificar los tipos de corrosión, los cuales van a depender del criterio que se considere. A continuación se nombran dos métodos mediante los cuales se ha clasificado el proceso de corrosión.
2.2.5.2.1 De acuerdo al mecanismo de los procesos de corrosión 2.2.5.2.1.1 Corrosión química Está basada en las leyes básicas de la cinética química de reacciones heterogéneas, y se refiere al caso donde no existe generación de corriente eléctrica. Un ejemplo de este tipo sería la corrosión en medios no
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electroliticos, la cual es una corrosión que ocurre en un metal por sustancias orgánicas agresivas.
2.2.5.2.1.2 Corrosión electroquímica Está basada en las leyes de la cinética de la electroquímica, y generalmente está asociada a casos de corrosión con generación de corriente eléctrica. Ambos tipos de corrosión se diferencian fundamentalmente por las características del proceso de intercambio entre el metal y el medio oxidante. En el caso de la corrosión química, ésta se produce en una misma zona de la superficie del metal, en cambio en la corrosión electroquímica ocurre en diferentes puntos o zonas de la superficie metálica.
2.2.5.2.2 De acuerdo a la forma en que se manifiesta Para el estudio de la corrosión de una manera completa o un poco mas profunda, no se debe conformar sólo con el análisis de los fenómenos de formación de herrumbre, al empañado o pérdida de brillo que sufen los metales, la corrosión puede actuar de otras maneras, como por ejemplo, que un material falle por agrietamiento o por la pérdida de su resistencia o ductilidad, es por ello que se analizarán los tipos de corrosión de acuerdo a las formas en que se pueden manifestar.
2.2.5.2.2.1 Corrosión uniforme Este tipo de corrosión es la forma más común que suele presentarse y es la más evidente, en este caso el material va disminuyendo su espesor y eventualmete puede fallar. Se caracteriza por el desgaste uniforme y general del material, sin embargo ésta es la corrosión más fácil de prevenir y
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controlar, la misma puede presentarse bajo cualquier tipo de condiciones, por ejemplo, en presencia de H 2O y CO2, H2S, H2SO4, entre otros. La definición de corrosión uniforme es sólo para indicar cuando el proceso decorrosión es generalizado sobre toda la superficie de un metal, sin hacer distinciones del ambiente corrosivo. Un ejemplo de este tipo de corrosión es el desgaste de un tubería expuesta continuamente a un fluido corrosivo de forma más o menos uniforme alrededor de toda su superficie, considerando que la tubería está expuesta a unas condiciones atmosféricas normales.
2.2.5.2.2.2 Corrosión no uniforme o localizada Se caracteriza por ser la más dañina y dificil de controlar, porque no se genera por las pérdidas metálicas, las cuales son pequeñas en comparación con la corrosión uniforme, sino que genera grandes pérdidas indirectas por el daño producido en el material metálico. Por otra parte, a diferencia de la corrosión uniforme, ésta se caracteriza también por la presencia de zonas anódicas y catódicas bien definidas que no cambian su polaridad con el transcurrir del tiempo. Debido a esto el ataque destructivo a la superficie del metal se hace muy intenso en determinadas zonas, en lugar de distribuirse a todo lo largo y ancho de la misma.
2.2.5.2.2.3 Corrosión por picadura Es un ataque electroquímico extremadamente localizado que se manifiesta como huecos en el metal. Estos agujeros pueden ser de diámetro variable, pero en la mayoría de los casos son relativamente pequeños, donde algunas veces se puede confundir con la rugosidad del material debido debido al
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tamaño tan reducido en que se presenta. Este tipo de corrosión es uno de los ataques más destructivos e insidioso, a veces se dificulta su detección y por lo tanto aumenta también la dificultad de predecirlo a niveles de laboratorio. Ésta se presenta en dirección de la gravedad creciendo de forma vertical hacia abajo.
2.2.5.2.2.4 Erosión – corrosión La erosión – corrosión es una aceleración en la velocidad de corrosión debido al movimiento relativo de fluidos corrosivos con respecto al metal. La abrasión y el deterioro mecánico incrementan la acción corrosiva. Los daños son en forma de ranuras y huecos alargados, que normalmente se forman en la misma dirección del fluido. La erosión – corrosión ocurre cuando la película superficial protectora es dañada o removida, por estar continuamente expuesta. Las aleaciones de aluminio, aceros al cromo y aceros inoxidables son especialmente susceptibles a erosión – corrosión porque ellos dependen de una película superficial resistente a la corrosión. En general, cualquier incremento en la velocidad del fluido puede incrementar la erosión – corrosión, especialmente si se manejan sólidos en suspensión. Frecuentemente los fluidos con velocidades críticas se asocian con este tipo de corrosión. La erosión - corrosión causada por la caída de líquidos suspendidos en fluido fase vapor es un problema real en las refinerías. Este tipo de erosión – corrosión es causada por la caída del agua que está contenida en el sulfuro de hidrógeno disuelto y el ácido hidroclohídrico
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moviéndose a través de los equipos cuando la velocidad del vapor supera los 8 m/s.
2.2.5.2.2.5 Corrosión bajo aislamiento La corrosión bajo aislamiento ocurre cuando el aislamiento se humedece. La corrosión de la superficie metálica implícita comienza a ser un serio problema en tuberías y recipientes que operan a temperaturas menores a 121°C. A esta temperatura el metal no esta lo sificientemente caliente para mantener el aislamiento seco durante operaciones normales. Los sistemas de refrigeración son particularmente vulnerables a corrosión bajo aislamiento.
2.2.5.2.2.6 Agrietamiento inducido por hidrógeno Sus siglas en inglés HIC (hydrogen Induced Cracking) este tipo de corrosión se presenta cuando en aceros de alta dureza (mayor de 200 en la escala Brinell), los iones de hidrógeno pueden migrar dentro del reticulado metálico y formar moléculas de hidrógeno que crean presiones internas que estresan el material y lo vuelven frágil [4].
2.2.5.2.2.7 Agrietamiento inducido por hidrógeno orientado por esfuerzos (SOHIC) Describe una serie de grietas, alineado casi perpendicular a la tensión, que se forman por la conexión de las pequeñas grietas de HIC en acero. Se requiere resistencia a la tracción (residual o aplicada) para producir SOHIC. SOHIC se observa comúnmente en el metal de base adyacente a la zona afectada por el calor (ZAC) de una soldadura, orientada en la dirección a través del espesor. SOHIC también se puede producir en los aceros
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susceptibles en otros puntos de altas tensiones, tales como los de la punta de las grietas y defectos mecánicos, o de la interacción entre HIC en diferentes planos en el acero [13].
2.2.5.2.2.8 Corrosión por agrietamiento bajo tensión Sus siglas en inglés son SCC (Stress Corrosion Cracking) éste es otro tipo de corrosión localizada, se reconoce por la presencia de fracturas de la estructura metálica. La morfología de este tipo de corrosión es muy característica. En la superficie del metal se producen fisuras muy pequeñas de forma ramificada. La cantidad de ramificaciones tiene relación directa con la concentración del medio corrosivo y el nivel de tensiones del metal [4].
2.2.5.2.2.9 Agrietamiento por hidrógeno bajo tensión (HSC) Agrietamiento por hidrógeno se puede describir como una fractura frágil de una aleación dura bajo tensión constante en un ambiente que contiene hidrógeno. Por eso a veces se conoce como "Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo asistido por hidrógeno" y " fatiga estática”. En este tipo de situación, la fractura a menudo se produce en una cepa por debajo del punto de rendimiento del metal [14].
2.2.5.2.2.10 Ampollamiento por hidrógeno El ampollamiento por hidrógeno es causado por el hidrógeno atómico que difunde dentro del acero y es favorecido por las inclusiones no metálicas dentro del mismo. Como ya se mencionó, el hidrógeno atómico penetra por difusión en el metal combinándose y formando ampollas de gas hidrógeno dentro del metal. La presión de expansión de la acumulación de hidrógeno
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gaseoso produce una separación de los componentes a través de la pared y se hace aparentemente como una ampolla en la superficie del metal. Las ampolladuras pueden variar de tamaño, desde pequeñas hasta grandes elevaciones en el metal. Incrementar el crecimiento de la ampolladura puede producir quebrantos en la superficie del metal, resultando un decrecimiento en la capacidad de retención de la presión en los equipos [4].
2.2.5.3 Velocidad de corrosión La velocidad de corrosión de un material determina si éste se puede utilizar o no en un ambiente de servicio particular. La velocidad de corrosión está expresada en: milésimas de pulgadas de penetración por año (mpy) o milímetros de penetración por año (mm/año). Se considera aceptable para servicios continuos una velocidad de corrosión por debajo de 5 mpy [4]. La velocidad de corrosión (
) es una variable que se utiliza frecuentemente
para determinar la vida remanente de tuberías y equipos, ésta junto con el espesor mínimo requerido (t min) permiten hacer predicciones de riesgos de fuga. Las ecuaciones 2.1 y 2.2 son las utilizadas para calcular la Velocidad de Corrosión a largo plazo (
) y corto plazo (
) respectivamente.
(Ec. 2.1)
Donde: Cr,bm(Lt): Velocidad de corrosión a largo plazo (mm/años) trd: Espesor medido en la última inspección (mm) tinic: Espesor medido en la inspección inicial (mm) Trd: Fecha en la que ejecutó la última inspección (años)
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Tinic: Fecha en la que ejecutó la inspección inicial (años) Para la velocidad de corrosión a corto plazo:
(Ec. 2.2)
Donde: Cr,bm(St): Velocidad de corrosión a corto plazo (mm/años) trd: Espesor medido en la última inspección (mm) tprev: Espesor medido en la inspección previa a la última (mm) Trd: Fecha en la que ejecutó la última inspección (años) Tprev: Fecha en la que ejecutó la inspección previa a la última (años)
2.2.5.3.1 Vida remamente Es el tiempo disponible útil de la tubería o equipo, sin comprometer su integridad mecánica. Para su cálculo se utiliza la Ec. 2.3: (Ec. 2.3)
Donde: Vr : Vida remanente (años). trd: Espesor medido actualmente (mm). tmin: Espesor mínimo requerido (mm). Cr,bm: Velocidad de corrosión (mm/años) [4].
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2.2.5.3.2 Espesor mímino requerido (t min) Es el mínimo espesor basado en la presión, mecánica , y las consideraciones estructurales utilizando las fórmulas apropiadas de diseño, código y esfuerzo admisible. Para las tuberías se calcula mediante la Ec. 2.4, como lo establece el Código ASME B31.3 [10]: (Ec. 2.4)
Donde: tmin: Espesor mínimo requerido (mm). Pdi: Presión de diseño de la tubería (psig). Dext: Diámetro externo de la tubería (pulg). S: Esfuerzo mínimo permitido por el material (psig). E: Eficiencia de junta (adimensional). W: Factor de reducción de resistencia de uniones soldadas (adimensional). Y: Coeficiente para espesores menores a D ext/6 (adimensional). En el caso de los equipos el espesor mínimo requerido se halló para cada sección de éstos (tope, cuerpo y boquillas). Tomando en cuenta el código ASME Sec. VIII División 1, y que los equipos como torres y cascos de intercambiadores poseen forma cilíndrica en el cuerpo y semielíptica con proporción 2:1 en sus topes o tapas, los espesores mínimos requeridos se calcularon con las ecuaciones de la Ec. 2.5 hasta la Ec. 2.8: Tope o tapa de torre:
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(Ec. 2.5)
Cuerpo de torre: (Ec. 2.6)
Tapa de Intercambiadores: (Ec. 2.7)
Cuerpo de Intercambiadores: (Ec. 2.8)
El espesor mínimo requerido de las boquillas de las torres y los intercambiadores se obtuvieron de la tabla 2.1.
Tabla 2.1. Espesor mínimo requerido para boquillas de recipientes a presión. Diámetro Nominal NPS 1/8 (DN 6) NPS 1/4 (DN 8) NPS 3/8 (DN 10) NPS 1/2 (DN 15) NPS 3/4 (DN 20) NPS 1 (DN 25) NPS 11/4 (DN 32) NPS 11/2 (DN 40) NPS 2 (DN 50) NPS 21/2 (DN 65)
in 0.060 0.077 0.080 0.095 0.099 0.116 0.123 0.127 0.135 0.178
Fuente: [15].
mm 1.51 1.96 2.02 2.42 2.51 2.96 3.12 3.22 3.42 4.52
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Diámetro Nominal NPS 3 (DN 80) NPS 31/2 (DN 90) NPS 4 (DN 100) NPS 5 (DN 125) NPS 6 (DN 150) NPS 8 (DN 200)
in 0.189 0.198 0.207 0.226 0.245 0.282
mm 4.80 5.02 5.27 5.73 6.22 7.16
Fuente: [15]. 2.2.5.4 Lazo de corrosión Es una metodología dinámica aplicable a recipientes y tuberías basadas en criticidad, que permite predecir y prevenir la ocurrencia de fallas y optimizar los planes de inspección y mantenimiento, así como de proceso y operación. La metodología busca selecciónar la planta en lazos o bloques que posean similares características en cuanto a: condiciones de operación, mecanismos de degradación y materiales de construcción [4]. Los lazos de corrosión deben poseer una estructura formada con las siguientes características: materiales de construcción similares, condiciones de operación similares y mecanismos de degradación comúnes.
2.2.5.4.1 Materiales de construcción similares En cuanto a los materiales de construcción de los equipos, estos deben ser similares para obtener mecanismos de degradación semejantes. Por lo tanto las tuberías deben tener especificaciones similares, los equipos deben tener materiales comparables y el material de los equipos deben ser similares al de las tuberías.
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2.2.5.4.2 Condiciones de operación similares Las condiciones de operación deben ser cumplirse según lo indicado en la ventana operacional (ventana SILCO). Lo que indica que dentro de un lazo se debe cumplir que: Las temperaturas deben estar en el mismo intervalo respecto al fenómeno de corrosión, los químicos o contaminantes deben ser los mismo, las reacciones posibles deben ser las mismas y los límites puestos en la ventana operacional para la corrosión deben ser los mismos.
2.2.5.4.3 Mecanismos de degradación comune Los mecanismos de degradación deben ser comunes dentro de un mismo lazo. Lo que implica que: Las especies corrosivas deben ser las mismas para cada uno de los lazos, para que puedan ocurrir reacciones similares y la temperatura debe estar en un intervalo en el cual no ocurra cambios en el fenómeno de corrosión [4].
2.2.6 Inspección basada en riesgo La Inspección Basada en Riesgo es un tipo de evaluación y gestión de riesgos que se centra en la pérdida de contención de los equipos a presión en las instalaciones de procesamiento, debido al deterioro del material. Estos riesgos son gerenciados principalmente a través de la inspección basada en riesgo de los equipos [7].
2.2.6.1 Riesgo El Riesgo estará influenciado por la probabilidad de que un equipo o tubería falle en determinado periodo de tiempo, y las consecuencias por fuga o
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derrame del fluido de proceso al medio ambiente, equipos adyacentes, explosión y todo el impacto económico que signifique volver a poner en operación normal la unidad. El riesgo se define como combinación de la probabilidad de un evento y su consecuencia. En algunas situaciones, el riesgo es una desviación de lo esperado. Cuando la probabilidad y consecuencias se expresan en cifras, el riesgo es el producto [7]. Como se muestra en la Ec. 2.9. (Ec. 2.9)
Donde: R(t): Riesgo P(t): Probabilidad de Falla (Evento/Año) C: Consecuencia (Pies2/Evento) La probabilidad de falla viene dada por la Ec. 2.10. (Ec. 2.10)
Donde: P(t): Probabilidad de Falla (Evento/Año) gff: Frecuencia de Falla Genérica (Evento/Año) Df(t): Factor de Daño (Adimensional) FMS: Factor de Sistemas de Gerenciamiento (Adimensional)
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2.2.6.2 Consecuencia Es el resultado de un evento o situación cualitativa o cuantitativa, donde se produzca una pérdida ó lesión, desventaja o ganancia. Al analizar las consecuencias se consigue información sobre los efectos esperados de casos incidentales resultantes independiente de su frecuencia o probabilidad. y el área consecuencia, la cual refleja la zona en la que los resultados de una avería del equipo se harán evidentes [7]. Existen varias categorias de consecuencias entre las cuales destacan:
2.2.6.2.1 Consecuencias inflamable Resultado de la emisión de un líquido inflamable al ambiente. Afecta tanto a personas como a equipos cercanos [7].
2.2.6.2.2 Consecuencias tóxica Resultado de la emisión de un líquido tóxico al ambiente. Afecta sólo a personal cercano [7].
2.2.6.2.3 Consecuencias financieras Incluye los costos que están asociados con cualquier incumplimiento por parte de los equipos en una planta de proceso. Estos incluyen pero no están limitados a, el costo del equipo, reparación y sustitución, también el tiempo asociado cuando el equipo este en reparación ó sustitución, los costos debido a los posibles lesiones relacionadas por una falla, y los costos de limpieza ambiental [7].
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2.2.6.3 Frecuencia de falla genérica La frecuencia de fracaso desarrollado para determinados tipos de componentes en base a una gran población de datos de los componentes que no incluye los efectos de los mecanismos de daño específicos, es conocida como frecuencia de falla genérica. Ésta posee dos factores de ajuste:
2.2.6.3.1 Factor de daño Toma en cuenta el daño de mecanismos que actúan en un componente, el cual es representado con un valor numérico.
2.2.6.3.2 Factor de sistemas de gerenciamiento Toma en cuenta las diferencias en la seguridad del sistema de gestión de proceso. El Factor de Gerenciamiento de Sistemas se deriva de los resultados de una evaluación de una instalación y sistema de gestión que afectan el riesgo de las plantas [7].
2.2.7 Grupo de inventario Es un inventario de equipos ligados que pueden contribuir de manera realista la masa de fluido a un equipo con fugas, es decir, la masa de los equipos de un grupo de inventario es la masa disponible para fugar por el equipo que sufre la fuga. Los límites de un grupo de inventario vienen dados por las válvulas de bloqueo de servicio que se encuentran en los sistemas de
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tuberías [7]. Los Grupos de Inventario delimitados en el lazo N°7 de la unidad de Alquilación se muestran en el Apéndice C.
2.2.8 Normas y códigos internacionales 2.2.8.1 Norma API-510: código de inspeción de recipientes a presión Este código de inspección cubre las actividades de inspección en servicio, reparación y alteración de recipientes a presión y los dispositivos de alivio de presión que protegen estos recipientes. Este código de inspección se aplica a todos los recipientes de refinado y procesamiento químico que hayan sido puestos en servicio, esto incluye:
Recipientes construidos de acuerdo con un código de construcción aplicable.
Recipientes construidos sin código de construcción (sin código) Recipientes no fabricados según un código de construcción reconocido y que no cumplen con ninguna norma reconocida conocida.
Los recipientes construidos y aprobados como jurisdiccionales especiales basados en la aceptación de la jurisdicción de diseño particular, fabricación, inspección, pruebas e instalación.
Los recipientes no estándar fabricados a un código de construcción reconocido pero han perdido su placa de identificación o estampado[9].
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2.2.8.2 Norma API-570: código de inspección de tuberías API 570 cubre la inspección, reparación, modificación, y los procedimientos de recalificación de los sistemas de tuberías metálicas que han estado en servicio. API 570 fue desarrollado para el petróleo refinación y las industrias de procesos químicos, pero se puede utilizar, cuando sea posible, para cualquier sistema de tuberías. Está diseñado para ser utilizado por las organizaciones que mantienen o tienen acceso a un organismo de control autorizado, una organización de reparación, y técnicamente cualificado de tuberías, ingenieros, inspectores y examinadores[10].
2.2.8.3 Norma API-RP-571: mecanismos de daños que afectan a los equipos fijos en la industria de refinación Esta práctica recomendada proporciona una guía general en cuanto a los mecanismos de daño más probable que afectan a las aleaciones comunes que se utilizan en la industria del refino y petroquímica, y está destinado a introducir los conceptos de modos de deterioro y ruptura de servicio inducido. Éstas guías proporcionan información que puede ser utilizada por el personal de inspección de plantas para ayudar en la identificación de las posibles causas de daño; para ayudar en el desarrollo de estrategias de inspección; para ayudar a identificar los programas de vigilancia para garantizar la integridad del equipo[13].
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2.2.8.4 Norma API-RP-581: tecnología de inspección basada en riesgo Esta práctica recomendada proporciona procedimientos cuantitativos para establecer un programa de inspección utilizando métodos basado en el riesgo para los equipos fijos a presión, incluyendo recipiente a presión, tuberías, tanques de almacenamiento, dispositivos de alivio de presión y haces de tubos de intercambiador de calor. API RP 580 proporciona orientación sobre el desarrollo de un programa de inspección basado en el riesgo para los equipos fijos en el refino y petroquímica y plantas de procesos químicos. La intención de estas publicaciones es de API RP 580 para introducir los principios y las presentes directrices generales mínimas para RBI mientras recomendó esta práctica proporciona métodos de cálculo cuantitativos para determinar un plan de inspección[7].
2.2.8.5 Código ASME B31.3: tuberías de proceso El Código ASME B31 para la presión de tuberías consiste en una serie de secciones que aparecen de forma individual, cada una Norma Nacional Americana, bajo la dirección del Comité ASME B31, Código de la tubería de presión. Reglas para cada sección reflejan los tipos de instalaciones de tuberías consideradas durante su desarrollo, de la siguiente manera: Tuberías de proceso: Tubería se encuentran típicamente en las refinerías de petróleo; química, farmacéutica, textil, del papel, de semiconductores, y criogénicos
plantas;
terminales[16].
y
plantas
de
procesamiento
relacionadas
y
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2.2.8.6 Código ASME sección VIII división 1: reglas para la construcción de recipientes a presión Para el alcance de esta División, contenedores para la contención de la presión, ya sean internos o externos. Esta presión puede obtenerse a partir de una fuente externa, o por la aplicación de calor desde una fuente directa o indirecta, o cualquier combinación de los mismos. Esta división contiene requisitos obligatorios, prohibiciones específicas, y la orientación no obligatoria para los materiales de recipientes a presión, el diseño, la fabricación, el examen, inspección, ensayos, certificación y de alivio de presión. El Código no aborda todos los aspectos de estas actividades,
y
aquellos
aspectos
que
no
están
contemplados
específicamente no debe considerarse prohibida. los criterios de ingeniería debe ser coherente con la filosofía de esta División, y tales juicios nunca debe ser usado para hacer caso omiso de los requisitos obligatorios o prohibiciones específicas de esta División[15].
CAPÍTULO III DESARROLLO DEL PROYECTO
3.1. Marco metodológico En el presente capítulo se explican las características de la metodología empleada en el presente estudio, asi como las actividades realizadas en cada etapa y las técnicas utilizadas para el alcance de los objetivos planteados; de tal manera de poder analizar la influencia de las variables operacionales y los factores que generan mecanismos de degradación en las líneas y equipos estáticos de la planta. Seguidamente, se exponen los planes de inspección basados en riesgo, diseñados para la Unidad de Alquilación de la Refinería P.L.C.
3.1.1 Tipo de investigación En este proyecto se desarrolló una investigación del tipo descriptiva, ya que se siguió la metodológia de la norma API-RP 581, para la elaboración de un plan de inspección basado en riesgo que predice el alcance de consecuencias y probabilidad de falla de equipos y tuberías del lazo N°7 de la unidad de alquilación, dando opción de prevenirlo mediante el ofrecimiento de información del comportamiento de variables fundamentales que deben monitorearse para evitar tales eventos. El carácter descriptivo también se origina del seguimiento que se hace de la norma API 571 para identificar los mecanismos de degradación que pueden ocurrir durante la operación de los equipos y tuberías, lo cual podría
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derivar en fallas y por consiguiente fuga de fluidos peligrosos tanto para los equipos como para el personal cercano. Motivo por el cual, se tomaron en cuenta características como: materiales de construcción, variables operacionales y propiedades del fluido que circula a través de los equipos y tuberías del lazo N°7 de la Unidad de Alquilación, lo que en conjunto con la aplicación de las normas API 571 y API-RP 581, permitieron mostrar un pronóstico a futuro de la situación de cada equipo y tuberías en cuanto a riesgo (probabilidad de falla y consecuencia) se refiere.
3.1.2 Diseño de la investigación Debido a que esta investigación se llevó a cabo en el lugar y tiempo en que ocurren los fenómenos asociados a los objetos de estudio, y parte de la información fue recolectada de documentos relacionados directamente con estos objetos, se puede considerar que el diseño es mixto (campo y documental respectivamente), ya que una parte de ella se llevó a cabo en el lazo N° 7 de la Unidad de Alquilación de la Refinería P.L.C. En la unidad de alquilación se registraron datos relevantes obtenidos de las inspecciones realizadas a los equipos y tuberías, donde también se completó el resto de la información necesaria para alcanzar los objetivos específicos formulados a través de los documentos y archivos referentes al inspecciones pasadas, proceso de la unidad, entrevistas al personal de los departamentos de inspección, corrosión, procesos, ingeniería de riesgo y finanzas.
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3.1.3 Población y muestra En el presente trabajo la población es igual a la muestra, ya que los equipos y tuberías que fueron objeto de estudio poseen cada uno características particulares. Fueron objeto de estudio 12 equipos y 20 circuitos de tuberías que si bien pueden compartir los mismos fenómenos de degradación, estos no se presentan en rangos iguales entre ellos, lo que conllevó a la realización de un plan de inspección basado en riesgo para cada uno.
3.1.4 Ténicas de recolección y análisis de datos Para lograr cumplir los objetivos propuestos en el presente estudio se utilizaron una serie de técnicas para la recolección de datos las cuales se reseñan brevemente en los siguientes apartados.
3.1.4.1 Técnicas de recolección de datos Las técnicas de recolección de datos, que son las distintas formas de obtener la información, las técnicas usadas fueron:
3.1.4.1.1 Búsqueda de información fundamental en fuentes bibliográfica Tanto al inicio como durante el desarrollo del proyecto se llevó a cabo una serie de actividades orientadas a la búsqueda y la revisión de todo el material impreso y digital relacionado con la Unidad de Alquilación y la elaboración de planes de inspección basados en riesgo, como lo son: Manual de Información de Seguridad de Los Procesos para la Unidad de Alquilación, Manual SILCO de la Unidad de Alquilación, Normas Internacionales API-RP 581, API 580, API 574, API 571, API 570, ASME B31.3, AMSE Sec VIII-Div
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1, norma PDVSA de Ingeniería de Riesgo, planos de flujo de proceso, planos de tubería e instrumentación. Además de los planos isométricos y toda la literatura relacionada al tema.
3.1.4.1.2 Visitas Consistió en la observación directa para reconocer las instalaciones de la Unidad de Alquilación, y así familiarizarse con el proceso que se estudia e identificar todos los componentes que en él intervienen, siendo éste el sitio donde se llevó a cabo la recolección de datos operacionales que se utilizaron en la elaboración del trabajo de grado, a través de los “formatos para inspección en evaluación de equipos estáticos” de la norma PDVSA Procedimiento de Inspección en Marcha de Equipos Estáticos, (2001) de la Refinería Puerto La Cruz.
3.1.4.1.3 Entrevistas Esta herramienta se utilizó para profundizar y obtener una documentación más objetiva y directa del proceso en particular. Se fundamentó en un diálogo directo con el entrevistado que es el personal que trabaja en la planta tales como: ingenieros, técnicos, supervisores, mantenedores y operadores de turno que poseen conocimiento pleno del funcionamiento del proceso y pudieron facilitar documentos, registros históricos, manuales y diagramas de procesos donde el entrevistador trató de lograr que su entrevistado dé respuestas precisas sobre el caso en estudio, logrando de esta manera complementar la experiencia que se tiene a través de la observación. Para ello se utilizó el formato de Evaluación de Sistemas de Gerencia, que proporciona la norma API-RP-581.
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3.1.4.2 Técnicas de análisis de datos Se refiere al conjunto de herramientas o metodologías que se emplearon para obtener los resultados necesarios en este proyecto, aprovechando toda la información recabada por las técnicas antes explicadas. La norma titulada “Tecnología de Inspección Basada en Riesgo” (API-RP (API -RP 581), fue la que proporcionó la metodología para alcanzar el objetivo principal del trabajo, contiene las ecuaciones y criterios para el cálculo de probabilidad de falla, consecuencias, y los pasos para la elaboración de planes de inspección según el nivel de riesgo asociado a equipos y tuberías.
3.1.5 Procedimiento seguido para el desarrollo del trabajo El procedimiento y los pasos que sirvieron como guía para la realización de los cálculos, y demás actividades para alcanzar los objetivos específicos del presente estudio, se muestran en la figura 3.1, donde se pueden apreciar las divisiones en etapas y subetapas, explicadas y desarrolladas a los largo del presente capítulo.
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Figura 3.1. Etapas del procedimiento seguido para el desarrollo del trabajo. 3.1.5.1 Diagnóstico del estado actual de los equipos y circuitos de tuberías que conforman el lazo N°7 de la unidad de alquilación En esta etapa se realizó el inventario de equipos y tuberías que representan el lazo Nº 7 de la Unidad de Alquilación, mediante los anteriormente revisados planos de tuberías e instrumentación y del Manual SILCO de la unidad. Se revisó si los equipos y tuberías estaban operando bajo las condiciones normales de operación o por debajo de sus condiciones de diseño, de acuerdo a lo sugerido en el Manual de Información y Seguridad de los Procesos. También se revisaron los históricos de falla e inspección que junto a lo anterior an terior sirvieron para diagnosticar el estado actual de cada equipo y tubería.
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3.1.5.2 Determinación de la velocidad de corrosión de los equipos y circuitos de tuberías del lazo N°7, según metodología especificada en la norma API-RP 570 La velocidad de corrosión se determinó por la diferencia de medida de espesor realizada sobre un mismo punto en diferentes inspecciones de una tubería o equipo, dividido por la diferencia de tiempo entre las inspecciones. Se calculó la velocidad de corrosión a largo plazo (C r,bm(Lt) ), y a corto plazo (Cr,bm(St)) utilizando las ecuaciones 2.1 y 2.2 respectivamente, mostradas en el capítulo anterior. Siguiendo lo estipulado en la Norma API 570, se tomó el valor más alto entre la velocidad de corrosión a largo y a corto plazo, para que ésta fuese la velocidad de corrosión representativa del equipo en estudio en todos los cálculos de este trabajo.
3.1.5.3 Cálculo de vida remanente de los equipos y tuberías de los circuitos que conforman el lazo N°7, según los pasos señalados en la norma API-RP 571 Se estimó la vida remanente de las tuberías según la Norma API 571, la cual indica que la vida remanente de una tubería expresa la estimación del tiempo en años que le queda de servicio, manteniendo las mismas condiciones de proceso a las cuales se encuentra sometida la tubería al momento de hacer dicho cálculo (también aplicó para los equipos). La ecuación utilizada para determinar la vida remanente (V r ) fue la Ec. 2.3, mostrada en el capítulo anterior.
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El espesor mínimo requerido (tmin) de las tuberías y los equipos se determinaron mediante las ecuaciones 2.4 hasta 2.8, mostradas en el capítulo anterior, según el Código ASME B31.3 para las tuberías y el Código ASME Sec VIII para los equipos.
3.1.5.4 Identificación de mecanismos de daño que se presentan en los equipos y circuitos de tuberías, según lo establecido en la norma APIRP 571 Tomando como base los materiales de los equipos y tuberías del lazo Nº 7 y el ambiente que proporciona el fluido de proceso que manejan, se identificaron los mecanismos de daño que podrían activarse durante el servicio que desempeñan los equipos y tuberías. Esto se realizó según lo descrito en la norma API-571.Los datos necesarios para la identificación de los mecanismos de daño fueron los siguientes:
Material del equipo o tubería
Fluido que transporta
Temperatura y presión de operación Se tomó en consideración que para los servicios de hidrocarburos con
trazas de HF la Norma API 571 establece lo siguiente:
Los materiales susceptibles a deteriorarse por este servicio son los aceros al carbono, aleaciones de cobre- níquel, aleación serie 400. Otras aleaciones de base níquel tales como la aleación C276 también se han utilizado en algunas aplicaciones. Los aceros de baja aleación, serie 300 SS y la serie SS 400 son susceptibles a la corrosión y / o
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formación de grietas y por lo general no son adecuados para el servicio HF.
En cuanto a los mecanismos de daño que se pueden originar por el servicio de hidrocarburos con trazas de HF, la norma API 571 establece lo siguiente: La corrosión por ácido HF puede resultar en altas tasas de corrosión general o localizada y puede estar acompañada por agrietamiento por hidrógeno, formación de ampollas y/o agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC)/agrietamiento inducido por hidrógeno orientado por esfuerzo (SOHIC).
Con respecto a las condiciones de operación los valores críticos que nombra la Norma API 571 son los siguientes: La concentración de ácido HF (contenido de agua), la temperatura, la composición de la aleación y la presencia de contaminantes incluyendo compuestos de oxígeno y azufre, son los factores de control. La principal preocupación es la concentración de "HF -en-agua" de la fase ácida. Aunque la corriente de proceso puede estar compuesto principalmente de hidrocarburos, el ácido se considera como una fase separada. La concentración se determina por la cantidad de agua presente en la fase ácida. Unidades de alquilación de HF típica operan con 1% a 3% de agua en el ácido, equivalente a una concentración de HF en agua de 97 % a 99 % y las temperaturas son generalmente por debajo de 150°F (66°C). En estas condiciones el acero al carbono se utiliza ampliamente para todos los equipos, excepto donde se requieren tolerancias para la operación (es decir, bombas, válvulas, instrumentos).
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3.1.5.5 Análisis del nivel de riesgo de los equipos y circuitos de tuberías del lazo Nº 7, mediante una matríz de riesgo, según la norma API-RP 581 El análisis de riesgo de los equipos y circuitos de tuberías se realizó mediante el cálculo de la probabilidad de falla y consecuencias de cada uno de éstos, que posteriormente se categorizaron en una matríz de riesgo la cúal indicó el nivel de riesgo de los equipos y circuitos de tuberías del lazo N° 7 como se procede a explicar a continuación.
3.1.5.5.1 Probabilidad de falla (P(t)) El procedimiento utilizado para calcular la probabilidad de falla no está destinado a ser utilizado en un riguroso análisis de la fiabilidad de un componente. Alternativamente, este procedimiento de cálculo está destinado a ser utilizado en la metodología IBR de API para proporcionar una clasificación de riesgo y sumar información para la elaboración de un plan de inspección para un componente sometido a un proceso en las condiciones ambientales que se encuentran típicamente en la industria del refino y petroquímica. La ecuación de Probabilidad de Falla utilizada está basada IBR-API y es la Ec. 3.9: (Ec. 3.9) Donde: P(t): Probabilidad de Falla (Eventos/Año) gff: Frecuencia de Falla Genérica (Eventos/Año)
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Df-total(t): Factor de Daño (Adimensional) FMS: Factor de Sistemas de Gerencia (Adimensional) En la expresión anterior, los factores de ajuste de la frecuencia de falla genérica (gff), reflejan diferencias entre los mecanismos de daño y los procesos de gestión de fiabilidad dentro de una planta. El factor de daño (D ftotal(t)),
ajusta la frecuencia de falla genérica basado en los mecanismos de
daño activos a los que el componente está sujeto, y considera la susceptibilidad al mecanismo de daño y/o la velocidad a la que el daño se acumula. El factor de daño también tiene en cuenta los datos históricos de inspección y la eficacia de ambas inspecciones pasadas y futuras. El factor de sistemas de gerencia (FMS), se ajusta a la influencia del sistema de gestión de la instalación de la integridad mecánica de la planta. El factor de daño se aplica sobre una base específica de componentes y mecanismo de daño, mientras que el factor de los sistemas de gestión se aplica por igual a todos los componentes dentro de una planta. Los factores de ajuste con un valor superior a 1,0 aumentarán la probabilidad de fracaso, y los que tienen un valor inferior a 1,0 de disminuirlo. Ambos factores de ajuste son siempre números positivos.
3.1.5.5.1.1 Frecuencia de falla genérica (gff) La frecuencia de falla genérica fue tomada de la Tabla 4.1 de la norma APIRP 581 en su parte 2, página 16 y 17, titulada “Frecuencias de falla genérica sugeridas para componentes”. Los datos presentados en esa tabla se basan en las mejores fuentes disponibles y la experiencia del Grupo Patrocinador de IBR API.
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La frecuencia de falla genérica global para cada tipo de componente se dividió en todos los tamaños de los orificios pertinentes, es decir, la suma de la frecuencia de falla genérica para cada tamaño de agujero se tomó igual a la frecuencia falla genérica total para el componente. Cabe destacar, que las frecuencias de falla genéricas se supone que siguen una distribución logarítmica normal, con tasas de error que van desde 3% a 10%.
3.1.5.5.1.2 Factor de daño (Df ) La función básica del factor de daño es evaluar estadísticamente la cantidad de daño que puede estar presente como una función del tiempo en servicio y la eficacia de una actividad de inspección. Puede ocurrir una combinación de factores de daño para múltiples mecanismos de daño. Cuando el adelgazamiento del equipo se presentó de forma local la expresión del factor de daño final utilizada fue dada por la ecuación 3.10. (Ec. 3.10) Por lo contrario cuando el adelgazamiento del equipo se presentó de forma general, la expresión utilizada para del factor de daño final fue la ecuación 3.11. (Ec. 3.11) Donde: Df-total: Factor de Daño Total (Adimensional) Df-govthin: Factor de Daño Gobernante por Adelgazamiento (Adimensional)
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Df-govextd: Factor de Daño Gobernante por Corrosión Externa (Adimensional) Df-govSCC: Factor de Daño Gobernante por Agrietamiento (Adimensional) Cuando la suma de cada factor se realizó, los factores que resultaron igual a uno (1) ó menos, se consideraron cero (0). Y sí el factor de daño final resultó uno (1) ó menos, se tomó como uno (1). La secuencia de cálculo de los factores de daño en las tuberías y equipos del Lazo N° 7 se hizo como se explica a continuación.
3.1.5.5.1.2.1 Factor de daño por adelgazamiento (Df thin) En primer lugar se calculó el factor de daño por adelgazamiento, el cual representa a aquellos mecanismos de daño que proporcionan una disminución del espesor de un equipo de manera localizada o generalizada. Los datos necesarios de los componentes para el análisis se dan en la Tabla 5.1 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 24, titulada “Datos básicos necesarios para el análisis”, los tipos de componentes se muestran en la Tabla 5.2 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 25, titulada “Tipos de componentes admisibles y tipos de geometrías basados en el tipo de equipo”. Mientras que los datos geométricos necesarios se muestran en la Tabla 5.3 de la norma API-RP 581 en s u parte 2, página 26, titulada “Datos geométrios basados en el tipo de geometría” . Finalmente los datos necesarios para la determinación del factor de daño por adelgazamiento se proporcionan en la Tabla 5.4 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 27, titulada “Requerimientos para el cálculo del factor de daño por adelgazamiento”. La figura 3.2, representa los pasos utilizados para determinar el factor de daño por adelgazamiento. Se tiene en cuenta que este procedimiento hace la suposición de que el revestimiento se corroe
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antes de cualquier corrosión del metal base. Cuando el adelgazamiento debido a la corrosión externa existe, este procedimiento será conservador.
Figura 3.2. Procedimiento de cálculo del factor de daño por adelgazamiento. Notas:
Para la determinación de la categoría de efectividad de inspección sirvieron como guías tanto la técnica utilizada para inspeccionar el equipo o tubería como el porcentaje inspeccionado del cuerpo del equipo de acuerdo con la Tabla 5.5 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 28, titulada “Pautas para asignar la eficiencia de inspección Adelgazamiento general”, y la Tabla 5.6, de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 29, titulada “Pautas para asignar la eficiencia de inspección- Adelgazamiento local”.
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Se determinó el tiempo en servicio “age”, y la lectura de espesor en la última inspección “t rd”, referidos tanto en las carpetas de inspección de los equipos como de la data SILCO de las tuberías.
Se utilizó la velocidad de corrosión del metal base, (C r,bm), calculado para cada equipo y tubería.
Se utilizó el espesor de pared mínimo requerido (t min) ya calculado, según el código de construcción. Para los equipos se utilizó el código ASME Sec VIII, y para las tuberías código ASME B31.3.
Se determinó el parámetro de factor de daño (Art), utilizando la Ec. 3.12
(Ec. 3.12)
Se determinó el factor de daño base por adelgazamiento, (Dfbthin), usando la Tabla 5.11 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 34, titulada “Factor de daño por adelgazamiento”,en función del número y la categoría más alta inspección efectiva del PASO 1 y el parámetro de factor de daño(Art), del PASO 5.
Se determinó el Factor de Daño por Adelgazamiento, “D f thin”, usándola Ec. 3.13.
(Ec. 3.13)
Donde: FOM: Factor de ajuste por monitoreo en línea FIP: Factor de ajuste para punto de inyección FDL: Factor de ajuste para líneas muertas FWD: Factor de ajuste para construcción soldada
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F AM: Factor de ajuste para el mantenimiento de acuerdo con API 653 FSM: Factor de ajuste de arreglo
Los factores de ajuste de la ecuación 3.13 se determinaron como se describe en la norma API-RP 581 en su parte 2, páginas 22 y 23.
Se calculó el factor de daño por adelgazamiento gobernante, (D f-govthin), mediante la Ec. 3.14, ya que de los equipos estudiados la mayoría no posee revestimiento, y la minoría que si lo posee, no presentan en sus historiales de inspección la información necesaria respecto a la calidad y medición de espesor del revestimiento. Por lo tanto cuando no existe revestimiento interno. (Ec. 3.14)
3.1.5.5.1.2.2 Factor de daño por corrosión externa para componentes ferríticos (Df extcor ) El factor de daño por corrosión externa se basó en el método de adelgazamiento general descrito anteriormente. Ya que la mayoría de los equipos y todas las tuberías del lazo N°7 son de acero al carbono, que funcionan entre -23°C y 121°C (-10°F y 250°F), la corrosión externa es particularmente agresiva donde las temperaturas de operación provocan la condensación y reevaporación de la humedad atmosférica frecuente o continua, motivo por el cual se determinó este factor de daño. Los datos específicos necesarios para la determinación del factor de daño por corrosión externa se proporcionan en la Tabla 16.1 de la norma API-RP 581 en su
79
parte 2, página 111, titulada “Datos requeridos para la determinación del factor de daño - Corrosión externa”. La figura 3.3 muestra el procedimiento que se utilizó para determinar el factor de daño por corrosión externa para componentes ferríticos:
Figura 3.3. Procediemiento de cálculo del factor de daño por corrosión externa. Notas:
Para la determinación de la categoría de efectividad de inspección sirvieron como guías tanto la técnica utilizada para inspeccionar el equipo o tubería como el porcentaje inspeccionado del cuerpo del equipo de acuerdo con la Tabla 16.2 de la norma API-RP 581 en su
80
parte 2, página 111, titulada “Pautas para asignar la eficacia de inspección - Corrosión externa”.
Se determinó el tiempo en servicio, (age), sobre las que, la corrosión externa puede haber ocurrido, mediante la Ec. 3.15, donde “agecoat”, es el tiempo desde que se le hizo la última inspección al recubrimiento térmico, el cual no generó ningún efecto ya que no los equipos y tuberías no lo poseen. (Ec. 3.15)
Se determinó la velocidad de corrosión de base (CrB), basándose en la temperatura del conductor y de operación del equipo o tubería, utilizando la Tabla 16.3M de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 112, titulada “Velocidad de corrosión para el cálculo del factor de daño – Corrosión externa”.
Se calculó la velocidad de corrosión final (Cr ), utilizando la ecuación 3.16. (Ec. 3.16) Los factores de ajuste se determinaron como sigue: 1) Ajuste por soportes de tubería, (F PS ): Sí la tubería se apoya
directamente sobre las vigas u otra configuración que no permite el mantenimiento adecuado del revestimiento, entonces,el factor será igual a dos (2),de otra manera será igua la uno (1). 2) Ajuste por i nterfaz, “F IP ”: Sí la tubería tiene una interfaz donde
entra ya sea aceite o agua, entonces el factor será igual a dos
81
(2),de otra manera será igual a uno (1).
Se utilizó el espesor de pared mínimo requerido (t min) ya calculado, según el código de construcción. Para los equipos se utilizó el código ASME Sec VIII, y para las tuberías código ASME B31.3.
Se determinó el parámetro de factor de daño (Art),usando la Ec. 3.17
(Ec. 3.17)
Se calculó el factor de daño por corrosión externa, (Df extcor ), utilizando la Tabla 5.11 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 34, titulada “Factor de daño por adelgazamiento”, en función del número y la más alta categoría de la inspección efectiva del PASO 1, y el parámetro de factor de daño (Art) del PASO 7.
Se calculó el factor de daño externo gobernante (D f-govextd), mediante la Ec. 3.18.
(Ec. 3.18)
3.1.5.5.1.2.3 Factor de daño por agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF (Df HSC-HF) Los componentes se evaluaron por la susceptibilidad de agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF. Los datos específicos necesarios para la determinación de este factor de daño se proporcionan en la Tabla 14.1 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 98, titulada “Datos necesarios para la determinación del factor de daño - HSC- HF”.
82
El análisis se realizó debido a que el material de construcción del componente es acero al carbono, expuesto en ácido fluorhídrico en cualquier concentración y las temperaturas de operación son generalmente por debajo de 66°C (150°F). El procedimiento que muestra la figura 3.4, fue utilizado para determinar el factor de daño por agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF.
Figura 3.4. Procediemiento de cálculo del factor de daño por agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF. Notas:
Para la determinación de la categoría de efectividad de inspección sirvieron como guías tanto la técnica utilizada para inspeccionar el equipo o tubería como el porcentaje inspeccionado del cuerpo del equipo de acuerdo con la Tabla 14.2 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 99, titulada “Pautas para asignar la eficiencia de inspección - HSC-HF”.
Se determinó la susceptibilidad de agrietamiento usando la Tabla 14.3 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 99, titulada
83
“Susceptibilidad a agrietamiento- HSC-HF” basado en la dureza Brinnell de piezas soldadas, y el conocimiento de si el componente fue objeto de tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT). En base a la susceptibilidad se determinó el índice de gravedad, (SVI),
de la Tabla 14.4 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 99, titulada “Determinación de índice de severidad - HSC-HF” Se determinó el factor de daño base de agrietamiento por hidrógeno
bajo esfuerzo en presencia de HF, (DfBHSC-HF), usando la Tabla 7.4 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 51, titulada “Factores de daño, SCC - Todos los mecanismos de SCC”. Se calculó la escalada en el factor de daño basado en el tiempo en
servicio desde la última inspección utilizando el (age) del PASO 2 y la Ec. 3.19. (Ec. 3.19) En la Ec. 3.19, se asume que la probabilidad de agrietamiento aumentará con el tiempo desde la última inspección como resultado de un aumento de la exposición a condiciones adversas y otras condiciones no normales.
3.1.5.5.1.2.4 Factor de daño por agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y orientado por esfuerzos (SOHIC) en presencia de HF (D f HIC/SOHICHF
)
Los datos específicos para la determinación del factor de daño se proporcionan en la Tabla 15.1 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página
84
104, titulada “Datos necesarios para la determinación del factor de dañoHIC/SOHIC-HF”. Este factor se calcula debido a que el material de construcción del componente es acero al carbono y el componente se expone a ácido fluorhídrico en cualquier concentración. La figura 3.5 muestra el procedimiento se utilizó para determinar el factor de daño por agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y agrietamiento inducido por hidrógeno orientado por esfuerzos (SOHIC) en presencia de HF.
Figura 3.5. Procedimiento de cálculo del factor de daño por agrietamiento inducido por hidrógeno y orientado por esfuerzos en presencia de HF.
85
Notas:
Para la determinación de la categoría de efectividad de inspección sirvieron como guías tanto la técnica utilizada para inspeccionar el equipo o tubería como el porcentaje inspeccionado del cuerpo del equipo de acuerdo con la Tabla 15.2 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 105, titulada “Pautas para asignar la eficacia de inspección - HIC/SOHIC-HF”.
Se determinó la susceptibilidad para el agrietamiento usando la Tabla 15.3 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 106, titulada “Susceptibilidad al agrietamiento - HIC/SOHIC-HF”, principalmente basado en la calidad de la placa de acero (es decir, el número, tamaño y forma de las discontinuidades). En este sentido, el contenido de azufre del acero es un parámetro de material primario. También teniendo el conocimiento de si el componente estaba sujeto a tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT). Se tuvo en cuenta que una alta susceptibilidad se debe utilizar si el agrietamiento se sabe que está presente.
Con base en la susceptibilidad se determinó el índice de gravedad, (SVI), de la Tabla 15.4 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 106, titulada “Determinación del índice de seve ridad - HIC/SOHIC-HF”. En la determinación de la susceptibilidad, cabe señalar que si el HF está presente en cualquier concentración, entonces el componente es potencialmente susceptible a agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y agrietamiento inducido por hidrógeno orientado por esfuerzos (SOHIC) en presencia de HF. Tuberías fabricadas a partir de componentes forjado de aceros convencionales (es decir, A 53, A 106, API 5L [sin incluir 5LX], A 234, A 105, etc.) debe considerarse que tiene
86
una baja susceptibilidad a HIC/SOHIC-HF. Para los componentes fabricados a partir de chapas de acero laminado y soldado, la susceptibilidad se determinó utilizando la mencionada Tabla 15.4. La susceptibilidad del acero a la formación de ampollas está directamente relacionada con la limpieza del acero que se mide por el contenido de azufre. Se debe reconocer que la formación de ampollas no es un mecanismo daños que dará lugar a un camino de fuga si no va acompañado por el agrietamiento inducido por el hidrógeno que conduce a la superficie. La formación de ampollas no supone un peligro para la integridad mecánica cuando se aproxima una soldadura que contiene suficientes tensiones residuales para conducir el craqueo a las superficies de inducido por el hidrógeno. Es en este último caso, la situación más grave que se considera al determinar la susceptibilidad.
Se determinó el factor de daño base por agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y agrietamiento inducido por hidrógeno orientado por esfuerzos (SOHIC) en presencia de HF, (DfBHIC/SOHIC-HF), usando la tabla 7.4 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 51, titulada “Factores de daño, SCC - Todos los mecanismos de SCC”, en función del número y la más alta eficacia de inspección y el índice de gravedad, (S VI).
Se calculó la escalada en el factor de daño basado en el tiempo en servicio desde la última inspección utilizando el (age) desde el PASO 2 y la Ec. 3.20.
(Ec. 3.20)
Se calculó el factor de daño por agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo gobernante, (Df-govscc), mediante la ecuación 3.21, tomando en
87
cuenta los dos factores de daño por agrietamiento presentes en el equipo, (Df HSC-HF) y (Df HIC/SOHIC-HF).
(Ec. 3.21)
3.1.5.5.1.3. Factor de sistemas de gerencia (FMS) La evaluación de sistemas de gerencia se compone de numerosas preguntas, la mayoría de los cuales tienen múltiples partes. Cada respuesta posible a cada pregunta se le da un peso, dependiendo de la adecuación de la respuesta y de la importancia del tema, como se muestra en la tabla 3.1.
Tabla 3.1. Evaluación de sistemas de gerencia. Tema
Preguntas
Max
1) Liderazgo y Administración
6
70
2) Información sobre Seguridad de los Procesos
10
80
3) Análisis de Peligros de Proceso
9
100
4) Gerencia del Cambio
6
80
5) Procedimientos Operacionales
7
80
6) Prácticas de Trabajo Seguro
7
85
7) Capacitación
8
100
8) Integridad Mecánica
20
120
9) Revisión de Seguridad Previo al Arranque
5
60
10) Respuestas a Emergencias
6
65
11) Investigación de Incidentes
9
75
12) Contratistas
5
45
13) Evaluación del Sistema de Gerencia
4
40 1000
Fuente: [7].
Total
88
Este sistema proporciona una puntuación cuantitativa y reproducible para la evaluación de sistemas de gerencia. Permite identificar áreas de fortaleza y debilidad en el sistema PSM de la instalación. No hay puntaje específico que indique el cumplimiento vs incumplimiento. Una puntuación de 1000 equivale a alcanzar la excelencia en cuestiones PSM que afectan la integridad mecánica. Muchos de los problemas de medición pueden ir mucho más allá de lo que se requiere para el cumplimiento de la normativa.
3.1.5.5.1.3.1 Cálculo del factor de sistemas de gerencia Se evaluó el sistema de gerencia aplicado en la unidad de alquilación mediante numerosas preguntas cuyas respuestas indican una puntuación determinada para cada tema. La tabla 3.1 representa la totalización de la puntuación obtenida de las entrevistas (columna total), comparado con el máximo de puntos que puede obtener cada tema (columna max), y el número de preguntas correspondientes a cada tema. La escala recomendada para convertir una puntuación de evaluación de sistemas de gerencia a un factor de sistemas de gerencia se basa en la suposición de que la planta "promedio" alcanzaría 50% (500 de una puntuación posible de 1000) sobre la evaluación de los sistemas de gerencia, y que un 100% de la puntuación equivaldría a una reducción de un orden de magnitud en el riesgo total de la unidad. Basándose en esta clasificación, la Ec. 3.23 se utilizó para calcular un factor de sistemas de gerencia (F MS), para cualquier puntuación de la evaluación de sistemas de garencia (Score). Se tomó en cuenta que la puntuación de gerencia (Score) primero se debió convertir a un porcentaje entre 0 - 100% (pscore) con la Ec. 3.22.
89
(Ec. 3.22)
(Ec. 3.23) Hay que recordar que el factor de los sistemas de gerencia se aplica por igual a todos los componentes y, por tanto, no cambia la clasificación de riesgo de los componentes para la priorización de inspección. El valor del factor es la comparación de una unidad de funcionamiento o sitio de la planta a otra.
3.1.5.5.2 Consecuencia El análisis de consecuencias de emisiones de un fluido peligroso se determinó en 12 pasos, aplicados a cada grupo de inventario (17) seleccionado en el lazo N°7. La descripción de estos pasos se provee a continuación.
3.1.5.5.2.1 Paso 1 Se determinó el fluido liberado y sus propiedades, incluyendo la fase de liberación.
3.1.5.5.2.1.1 Fluido representativo Se seleccionó un fluido representativo que se asemeje al fluido contenido en el sistema presurizado a evaluar, de los fluidos representativos mostrados en la Tabla 5.1 de la norma API-RP 581 en su parte 3, página 50, titulada “Lista
90
de fluidos resentativos para el análisis de consecuencia”, con el conocimiento de la fase en la que se encuentra el fluido en el grupo de inventario.
3.1.5.5.2.1.2 Propiedades del fluido Las propiedades requeridas para cada fluido representativo han sido determinadas y provistas en la Tabla 5.2 de la norma API-RP 581 en su parte 3, páginas 51 y 52, titulada “Propiedades de los fluidos representativos usados en el análisis nivel 1”. Las propiedades del fluido necesitadas para un análisis dependen de la fase del fluido almacenada y se identifican a continuación:
3.1.5.5.2.1.2.1 Líquido almacenado Punto de ebullición normal (NBP) en [°F],[°C], Densidad(ρ) en [Kg/m3], [lb/ft 3], Temperatura de auto ignición(AIT) en [K], [°R].
3.1.5.5.2.1.2.2 Vapor o gas almacenado Punto de ebullición normal (NBP) en [°F], [°C], Peso molecular (MW) en [kg/kg-mol], [lb/lb-mol], Relación de capacidad calorífica de gas ideal (k)[adimensional], Calor especifico de presión constante(C p) en [J/kmol-K], [Btu/kmol-°R] y Temperatura de auto ignición (AIT)en K, [°R]. En el análisis de consecuencias el punto de ebullición normal se usa para determinar la fase del material siguiente a la liberación a la atmósfera, y ya sea el peso molecular o densidad se utiliza para determinar la velocidad de emisión, dependiendo de si es gas o liquido lo que es liberado, respectivamente.
91
3.1.5.5.2.1.3 Estimación la relación de capacidad calorífica de gas ideal (k) Como el valor de la relación de capacidad calorífica para gas ideal (k) se desconocía, se estimó conociendo la capacidad calorífica a presión constante, (Cp), y usando la ecuación 3.24.
(Ec. 3.24) Donde: R: Es la constante de gas ideal, igual a 1545 Btu/lb-mol°R Cp: Es la capacidad calorífica a presión constante, evaluada usando las ecuaciones dadas en la Tabla 5.2 de la norma API-RP 581 en su parte 3, página 51 y 52, titulada “Propiedades de los fluidos representativos usados en el análisis nivel 1” .
3.1.5.5.2.1.4 Fase de emisión Se determinó la fase de estado estable del fluido después de ser liberado a la atmósfera usando la Tabla 5.3 de la norma API-RP 581 en su parte 3, página 55, titulada “Directrices para determinar la fase de un fluido en el análisis de consecuencias nivel 1”, y la fase del fluido almacenado en el equipo fue determinada como se indica en el punto 1.1.
92
3.1.5.5.2.2 Paso 2 Se seleccionó una liberación de un conjunto de agujeros de diferentes tamaños con los que se calculó la gama de consecuencias del riesgo. Los siguientes pasos fueron repetidos para cada tamaño de orificio de fuga, generalmente se evalúan cuatro tamaños de orificio.
3.1.5.5.2.2.1 Tamaño de diámetro de los orificios de fuga (d n) Basado en el tipo de componente y la Tabla 5.4 de la norma API-RP 581 en su parte 3, página 55, titulada “Tamaños de los agujeros de liberación y las áreas utilizadas para el análisis de consecuencias nivel 1 y 2 del IBR de API”, se determinó el tamaño de diámetro de los orificios de fuga (d n).
3.1.5.5.2.2.2 Frecuencia de falla genérica (gff n) y total (gff total) Se determinó la frecuencia de falla genérica (gff n) para los “n” tamaños de orificio por medio de la Tabla 4.1 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 16 y 17, titulada “Frecuencias de falla genérica sugeridas para componentes”, y la frecuencia de falla genérica total (gff total) de esta tabla o de la ecuación 3.25.
(Ec. 3.25)
93
3.1.5.5.2.2.3 Área del agujero de liberación (An) Para cada tamaño de orificio de liberación, se calculó el área del agujero de liberación (An), utilizando la ecuación 3.26, basado en los diámetros de los orificios de fuga (d n).
(Ec. 3.26)
3.1.5.5.2.3 Paso 3 Se calculó el flujo de liberación teórica (W n). Existen dos regímenes de flujo de gases o vapores a través de un orificio; el sónico para presiones internas elevadas y el subsónico para presiones inferiores (normalmente, 103,4Kpa [15psig] o menos). Por lo tanto, las velocidades de emisión de vapores se calculan en un proceso de dos etapas. La primera etapa, se determinó el régimen del flujo y en la segunda etapa se calculó la velocidad utilizando el régimen de flujo especificado. La presión de transición a la cual el régimen de flujo pasa de sónico a subsónico se define por la Ec. 3.27.
(Ec. 3.27)
La ecuación usada para calcular la velocidad de flujo de vapor es la Ec. 3.28. Esta ecuación se basa en descarga de gases y vapores a una velocidad sónica a través de un orificio
94
(Ec. 3.28)
Donde: Wn: Flujo de liberación [kg/s], [lb/s] Cd: Coeficiente de descarga, valor 0,9 [adimensional] C2: Factor de conversión al sistema inglés de unidades. An: Área del agujero asociado al “n” tamaño del agujero de liberación [mm 2], [in2] Pop: Presión de operación de almacenamiento o normal, [kPa], [psia] K: Relación de calor específico de los gases ideales, [adimensional] MW: Peso molecular del fluido de liberación, [kgb/kg –mol], [lb/lb –mol] gc: Constante gravitacional, 1[kg-m/N-s 2], 32,2 [lb m-ft/lbf -s2] R: Constante universal de los gases, 8,314 [J/kg-mol K], [1545 ft-lbf/lb-mol°R] Top: Temperatura de operación de almacenamiento o normal, [K], [°R] Sí la presión de operación, dentro del equipo es mayor que la de transición (Pop>Ptrans) calculada usando la Ec. 3.23, entonces se considera un régimen de flujo sónico, el cuál fue el régimen de flujo predominante en todos los equipos y circuitos de tuberías estudiados. La velocidad de emisión se calculó para cada orificio usando la Ec. 3.28.
3.1.5.5.2.4 Paso 4 Se estimó la cantidad total de fluido disponible para la liberación (mass avail,n). En el IBR de API, la masa disponible para liberación se estimó para cada tamaño de orificio de liberación como el menor de dos cantidades:
95
3.1.5.5.2.4.1 Masa de grupo de inventarios El componente siendo evaluado es parte de un grupo mas grande de componentes del cual se puede esperar se provea inventario de fluido a la emisión. Estos equipos juntos forman un grupo de inventario. El cálculo de grupos de inventarios presentado aquí se usó como un límite superior en la masa de fluido disponible para liberación y no indica que esta cantidad de fluido seria liberada en un escenario de fuga. La masa del grupo de Inventarios se calculó usando la Ec. 3.29.
(Ec. 3.29)
3.1.5.5.2.4.2 Masa de componente En la IBR-API, se asume que para fugas mayores, la intervención de los operadores ocurrirá dentro de tres minutos, limitando así la cantidad de material liberado.
Por lo tanto, la cantidad de masa disponible para
liberación se limita a la masa del componentemas la masa adicional (massadd,n), que se calculó en base a la fuga de tres minutos (180s) del grupo de inventario del componente. Esta masa adicional se calculó asumiendo la misma velocidad de flujo delcomponente de fuga, pero se limita a un tamaño de orificio (dmax8) de 203mm [8plg], cuya área representada por (A max8) es igual a 50.,3 [pulg 2]. Tomando en cuenta lo anterior se calculó la velocidad de flujo máxima (W max8), con el área máxima (A max8) por medio de la Ec. 3.30.
96
(Ec. 3.30)
La masa adicional se calculó para cada tamaño de orificio de liberación usando la Ec. 3.31. (Ec. 3.31) En la ecuación 3.31, la velocidad de flujo máxima que se agregue a la emisión desde los componentes de los alrededores (W max8) (limitado por un diámetro de fuga de 203mm [8in]) se calculó usando la Ec. 3.30, con el área de orificio (Amax8=32,450mm2, [50,3in2]). La máxima masa disponible para liberación (massavail,n) se calculó usando la Ec. 3.32. (Ec. 3.32) Las técnicas de detección, aislamiento y de mitigación de la planta, limitaran la duración de la emisión de tal manera que la masa liberada a la atmósfera puede ser significativamente menor que la masa disponible determinada arriba.
3.1.5.5.2.5 Paso 5 Se determinó el tipo de liberación, continua o instantánea, con el que se determinó el método utilizado para la modelación de las consecuencias de la dispersión. Según el IBR de API, la emisión se modeladó como uno de los dos tipos siguientes: Emisión instantánea y emision continua. El proceso
97
utilizado para determinar el tipo apropiado de emisión a modelar requerió de la determinación del tiempo necesario para liberar 4,536kg [10,000lb] del fluido, (tn), a través de cada uno de los tamaños de orificio. Este se ha determinado como un punto de transición entre las emisiones de tipoinstantáneas y continuas mediante la secuencia de cálculos que se describen a continuación.
3.1.5.5.2.5.1 Tiempo para liberación de masa (tn) Para cada tamaño de orificio, se calculó con la Ec. 3.33 el tiempo (t n), requerido para liberar 4536kgs [10000lb] del fluido, donde el factor de conversion “C3” es igual a 10000.
(Ec. 3.33)
3.1.5.5.2.5.2 Tipo de emisión Para cada tamaño de orificio de liberación, se determinó si el tipo de emisión era instantánea o continua utilizando el siguiente criterio. 1.
Si el tamaño de orificio es menor a 6,35mm [0,25plg], el tipo de emisión es continua.
2.
Si tn<180sec o la masa liberada es mayor a 4536kg [10000lb], entonces la emisión es instantánea, en cualquier otro caso la emisión será continua.
98
3.1.5.5.2.6 Paso 6 Se estimó el impacto de los sistemas de detección y aislamiento sobre magnitud de liberación.Los sistemas de detección y aislamiento que están presentes en la unidad pueden tener un impacto significativo en la magnitud y duración de la emisión de fluido peligroso.
Una orientación para la
asignación de un rango cualitativo de letras (A B o C) para los sistemas de detección y aislamiento se proveen en la Tabla 5.5 de la norma API-RP 581 en su parte 3, página 56, titulada “Pautas de evaluación de los sistemas de detección y aislamiento”. Los sistemas de detección A, son normalmente encontrados solamente en aplicaciones químicas especializadas y no son usados a menudo en refinerías. La información se usa solamente cuando se evalúan consecuencias de emisiones continuas. El procedimiento de cálculo se describe a continuación. 1.
Se determinaron los sistemas de detección y aislamiento presentes en la unidad. Es decir si la unidad cuenta con instrumentación diseñada para detectar pérdidas de fluido o alguna condición de operación, detectar material fuera de los equipos y tuberías, o dispositivos visuales como cámaras. Tambien se tomó en cuenta la existencia de dispositivos de aislamiento como sistemas de apagado accionados automaticamente por detectores, o por el personal operador lejos de la fuga. En ausencia de estos dos últimos recurrencia de válvulas manuales cerca de la fuga.
2.
Usando la misma Tabla 5.5, se seleccionó la clasificación apropiada (A, B, C) para el sistema de detección. Siendo los sistemas de detección A, normalmente encontrados solamente en aplicaciones químicas
99
especializadas y no son usados a menudo en refinerías. La información presentada en la Tabla 5.5 se usa solamente cuando se evalúan consecuencias de emisiones continuas. 3.
Usando la Tabla 5.5, se seleccionó también la clasificación apropiada (A, B, C) para el sistema de aislamiento.
4.
Usando la Tabla 5.6 de la norma API-RP 581 en su parte 3, página 57, titulada “Ajustes a la emisión basados en los sistemas de detección y aislamiento” y la clasificación determinada en los puntos 6.2 y 6.3, se seleccionó el factor de reducción de emisión (fact di).
5.
Usando la Tabla 5.7 de la norma API-RP 581 en su parte 3, página 57, titulada “Duración de fugas basadas en los sistemas de detección y aislamiento” y la clasificación determinada en los PASOS 6.2 y 6.3, se determinó el tiempo total de duración de fuga para cada uno de los tamaños de orificio de liberación seleccionados, (ld max,n).
3.1.5.5.2.7 Paso 7 Se determinó el flujo de las liberaciones y la masa para los análisis de consecuencias, siguiendo los pasos que se describen a continuación. 1.
Para cada tamaño de orificio de liberación, se calculó la velocidad de emisión ajustada por la presencia de unidades de detección y de aislamiento (rate n), usando la Ec. 3.34 donde la velocidad de emisión (Wn) es del PASO 3. Note que el factor de reducción de emisión (fact dl), seleccionado en el PASO 6.4 considera cualquier sistema de detección y de aislamiento que este presente. (Ec. 3.34)
100
2.
Para cada uno de los tamaños de orificio de liberación, se calculó la duración de fuga, (ld n), de la emisión usando la Ec. 3.35 basada en la masa disponible (mass avail,n) del PASO 4 y la velocidad de emisión ajustada, (raten), del PASO 7.1. Note que la duración de fuga no podrá exceder la máxima duración (ld max,n), determinada en el punto 6.5.
(Ec. 3.35)
3.
Para cada tamaño de orificio, se calculó la masa liberada, (massn), usando la Ec. 3.36, basada en la velocidad de emisión, (rate n), del PASO 7.1, la duración de fuga, (ld n), del PASO 7.2 y la masa disponible, (mass avail,n), del PASO 4,la cual se usó como un límite superior para la masa de emisión, (mass n). (Ec. 3.36)
3.1.5.5.2.8 Paso 8 Se calcularon las consecuencias inflamables/explosivas (CA flam). Las áreas de consecuencia se estimaron de un juego de ecuaciones utilizando la velocidad de emisión (ratenpara emisiones continuas) o masas emitidas (massn) (para emisiones instantáneas) como entrada. 1.
Se seleccionó el factor de reducción de mitigación del área consecuencia, (factmit), de la Tabla 5.10 de la norma API-RP 581 en su parte 3, página 63, titulada “Ajuste de áreas de consecuencias
101
inflamables por sistema de mitigación”. Para tomar en cuenta los efectos de las medidas de mitigación en la magnitud de una consecuencia inflamable. Estos valores se basan en juicio de ingeniería, utilizando la experiencia en evaluación de medidas de mitigación en análisis de riesgo cuantitativos. 2.
Para cada tamaño de orificio, se calculó el factor de corrección de eficiencia de energía (eneff), usando la Ec. 3.37. En el IBR de API, esta corrección se hace para eventos instantáneos que excedan de una masa liberada de 4,536kg [10,000lb], al dividir el área de consecuencia calculada entre el factor de ajuste (eneff n). (Ec. 3.37)
3.
Se determinó si el fluido es de TIPO 0 ó TIPO 1 de la ya mencionada Tabla 5.1 de la norma API-RP 581 en su parte 3, página 50, titulada “Lista de fluidos representativos para el análisis de consecuencia”.
4.
Para cada tamaño de orificio, se calcularon las áreas de consecuencia de daño de componente para emisiones continuas no viables para auto ignición (CAcmd,n AINL-CONT). a.
Se determinaron las constantes apropiadas a y b de la Tabla 5.8 de la norma API-RP 581 en su parte 3, página 59, titulada “Constantes de la ecuación de consecuencias inflamables para daño a componentes”, la fase de emisión determinada en el punto 1.4 se necesitó para asegurar la selección de las constantes correctas.
y
102
b.
Siendo la emisión tipo gas o vapor TIPO 0, se utilizaron la Ec. 3.38 para el área consecuencia y la Ec. 3.39 para la velocidad de emisión efectiva. (Ec. 3.38)
(Ec. 3.39) 5.
Para cada tamaño de orificio de liberación, se calcularon las áreas de consecuencia de daño de componente para emisiones continuas viables para auto ignición (CA cmd,n AIL-CONT). a.
Se determinaron las constantes apropiadas a y b de la Tabla 5.8, se necesitó de la fase de emisión determinada en el punto 1.4 para asegurar la selección de las constantes correctas.
y b.
Siendo la emisión tipo gas o vapor TIPO 0, se utilizaron la Ec. 3.40 para calcular las áreas de consecuencia y la Ec. 3.41 para calcular la velocidad de emisión efectiva. (Ec. 3.40)
(Ec. 3.41)
103
6.
Para cada tamaño de orificio de liberación, se calcularon las áreas de consecuencia para daño de componentes para emisiones instantáneas no viables para auto ignición (CA cmd,n AINL-INST) a.
Se determinaron las constantes a y b apropiadas de la Tabla 5.8, la fase de emisión determinada en el PASO 1.4 se necesitó para asegurar la selección de las constantes correctas.
y b.
Siendo la emisión tipo gas o vapor TIPO 0, se usaron la Ec. 3.42 para el área de consecuencia y la Ec. 3.43 para la velocidad de emisión efectiva.
(Ec. 3.42)
(Ec. 3.43) 7.
Para cada tamaño de orificio de liberación, se calcularon las áreas de consecuencia para daño de componentes para emisiones instantáneas viables para auto ignición (CA cmd,n AIL-INST ). a.
Se determinaron las constantes a y b apropiadas de la tabla 5.8. La fase de emisión determinada en el PASO 1.4 se necesitó para asegurar la selección de las constantes correctas.
104
b.
Siendo la emisión tipo gas o vapor TIPO 0, se usaron la Ec. 3.44 para calcular el área de consecuencia y la Ec. 3.45 para calcular la velocidad efectiva de emisión.
(Ec. 3.44)
(Ec. 3.45)
8.
Para cada tamaño de orificio de liberación, se calcularon las áreas de consecuencia de lesión de personal para emisiones continuas no viables para auto ignición (CA inj,n AINL-CONT) a.
Se determinaron las constantes a y b apropiadas de la Tabla 5.9 de la norma API-RP 581 en su parte 3, página 61, titulada “Constantes de la ecuación de consecuencias inflamables para daños a personal”. Se necesitó la fase de emisión determinada en el punto 1.4 para asegurar la selección de las constantes correctas. y
b.
Se calculó el área de consecuencia utilizando la Ec. 3.46 donde (effrate) es del punto 8.4.
105
(Ec. 3.46)
9.
Para cada tamaño de orificio de liberación, se calcularon las áreas de consecuencia de lesión a personal para emisiones continuas viables para auto ignición (CAinj,n AIL-CONT).
a.
Se determinaron las constantes a y b apropiadas de la Tabla 5.9. Se necesitó la fase de emisión determinada en el PASO 1.4 para asegurar la selección correcta de las constantes.
y b.
Se calculó el área de consecuencia utilizando la Ec. 3.47 donde (effrate) es del punto 8.5 (Ec. 3.47)
10. Para cada tamaño de orificio de liberación, se calcularon las áreas de consecuencia de lesión a personal para emisiones instantáneas no viables para auto ignición (AINL-INST) a.
Se determinaron las constantes a y b apropiadas de la Tabla 5.9. La fase de emisión determinada en el punto 1.4 se necesitó para asegurar la selección correcta de las constantes.
106
y
b.
Se calculó el área de consecuencia utilizando la Ec. 3.48 donde (effrate) fue calculada como se indica en el punto 8.6 (Ec. 3.48)
11. Para cada tamaño de orificio de liberación, se calcularon las áreas de consecuencia de lesión a personal para emisiones instantáneas viables para auto ignición (CAinj,n AIL-INST) a.
Se determinaron las constantes a y b apropiadas de la Tabla 5.9. La fase de emisión determinada en el PASO 1.4 se necesitó para asegurar la selección de las constantes correctas. y
b.
Se calculó el area de consecuencia utilizando la Ec. 3.49 donde (effrate) es calculada como en el punto 8.7 (Ec. 3.49)
12. Para cada tamaño de orificio de liberación, se calcularon los factores de mezclado instantáneo/continuo (factnIC), usando las ecuaciones 3.50, 3.51 ó 3.52 donde sea aplicable. Los cálculos de área de consecuencia arrojan resultados significativamente diferentes dependiendo de si usan
107
las ecuaciones de área continua o instantánea. El factor de mezclado se determinó como se indica a continuación dependiendo del tipo de emisión.
3.1.5.5.2.8.1 Emisiones continuas Para aligerar los resultados para emisiones que estén cerca del punto de transición entre continuo e instantáneo (4536kg [10000lb] en tres (3) minutos o una velocidad de emisión de 25,2kg/s [55,6lb/s]), se utilizó el factor de mezclado dado por la Ec. 3.50. (Ec. 3.50)
Si las constante de la ecuación de instantáneo, no se provén en las Tablas 5.8 y 5.9, para el fluido de referencia, entonces el factor de mezclado es dado por la Ec. 3.51. (Ec. 3.51)
3.1.5.5.2.8.2 Emisiones instantáneas El mezclado no es necesario. Debido a que la definición de una emisión instantánea es aquella con una velocidad de emisión ajustada mayor a 25,2kg/s [55,6lb/s] (4536kg [10000lb] en tres (3) minutos, el factor de mezclado siempre será igual a uno (1), como se muestra en la Ec. 3.52 . (Ec. 3.52)
108
13. Se
calcularon
las
áreas
de
consecuencia
mezcladas
continuo/instantáneo para el componente usando las ecuaciones de la 3.53 a la 3.56 basada en las áreas de consecuencia calculadas en los PASOS 8.4 al 8.11, y el factor de mezclado continuo/instantáneo (fact IC) del punto 8.12 (Ec. 3.53) (Ec. 3.54) (Ec. 3.55) (Ec. 3.56)
14. Se calculó el factor de mezclado AIT, (fact AIT) usando las ecuaciones de la 3.57 a la 3.59, como se aplique. Para Top+C6 ≤ AIT
(Ec. 3.57)
Para Top+C6> AIT > T op-C6
(Ec.3.58)
Para Top-C6≥ AIT
(Ec. 3.59)
15. Se calcularon las áreas de consecuencia mezcladas AIT para el componente usando las ecuaciones 3.60 y 3.61, basada en las áreas de consecuencia determinadas en el punto 8.13 y el factor de mezclado AIT, (fact AIT) calculado en el punto 8.14. Las áreas de consecuencia resultante son las áreas de consecuencia inflamables de daño de componente y lesión de personal, (CA cmd,nflam) y (CAinj.nflam), para cada
109
uno de los tamaños de orificio de liberación en cómo se describe en el punto 2.2. (Ec. 3.60) (Ec. 3.61)
16. Se determinaron las áreas de consecuencia final (ponderadas al tamaño de orificio) para daño de componente y lesión de personal usando las ecuaciones 3.62 y 3.63 basada en las áreas de consecuencia del punto 8.15.
(Ec. 3.62)
(Ec. 3.63)
3.1.5.5.2.9 Paso 9 Se calcularon las consecuencias tóxicas. El cálculo de consecuencias tóxicas se realizó utilizando análisis de riesgos en conjunto con modelos de dispersión atmosférica. Subsecuentemente, el procedimiento se redujo al uso de ecuaciones simplificadas, similar al procedimiento descrito para consecuencias inflamables. Para la determinación de áreas de consecuencia tóxicas, se supone que la fase de emisión siempre será gas o vapor. El procedimiento de cálculo se describe a continuación.
110
1.
Para cada tamaño de orificio de liberación seleccionado en el PASO 2.2, se calculó la duración efectiva de la emisión tóxica, (ldntox) usando la Ec. 3.64, tomando en cuenta como mínimo una hora (3600sg) de duración, la masa de inventario (masa disponible) dividida por velocidades de emisión, y la duración máxima de fuga, (ldmax,n) mostrada en la tabla 3.15.
(Ec. 3.64)
2.
Se determinó el porcentaje tóxico del componente, (mfractox), en el material de la emisión. Este valor ha sido proporcionado para las diferentes corrientes de fluido que están contenidas en el lazo N°7 de la unidad, por el personal del Departamento de Ingeniería de Riesgo de la Refinería Puerto La Cruz.
3.
Para cada tamaño de orificio de liberación, se calculó la velocidad de emisión, (ratentox), y masa de emisión, (massntox), a ser utilizada en el cálculo de consecuencias tóxicas usando las ecuaciones 3.65 y 3.66. (Ec. 3.65)
(Ec. 3.66) 4.
Para cada tamaño de orificio de liberación, se calculó el área de consecuencia tóxica, (CAinj,ntox), usando la Ec. 3.67 para emisiones continuas y la Ec. 3.68 para emisiones instantáneas. Las constantes “c”
111
y “d” utilizadas en estas ecuaciones se muestran de la Tabla 5.11 de la norma API-RP 581 en su parte 3, página 63, titulada “Constantes de la ecuación de consecuencias tóxicas gaseosas para HF y H2S”, como una función de la duración de la emisión. Es aceptable la interpolación entre curvas utilizando una duración actual.
(Ec. 3.67)
(Ec. 3.68)
5.
Se determinaron las áreas de consecuencia tóxica finales para lesión de personal de acuerdo a la Ec. 3.69, como un promedio ponderado de las áreas de consecuencia calculadas para cada tamaño de orificio. Esto solo se realiza para las áreas de consecuencia de lesión de personal, debido a que las emisiones tóxicas no tienen una resultante de daño de componentes. La probabilidad ponderada utiliza la frecuencia de falla genérica del tamaño de orificio obtenida en el punto 2.3.
(Ec. 3.69)
3.1.5.5.2.10 Paso 10 Se calcularon las consecuencias no tóxicas y no inflamables.
112
No existen fluidos en el lazo N°7 que indiquen realizar el cálculo de consecuencias no tóxicas y no inflamables. Por lo tanto se consideraron nulas.
3.1.5.5.2.11 Paso 11 Se determinó la probabilidad final el daño ponderado para componente y el personal herido en el área de consecuencias. Las áreas de consecuencia final para el daño a componentes y lesión a personal son las áreas máximas de aquellas calculadas para: Consecuencias Inflamables, Consecuencias Toxicas, Consecuencias no inflamables y no toxicas. El procedimiento para el cálculo se explica a continuación. 1.
Se calculó el área final de consecuencias de daño a componentes (CAcmd), usando la Ec. 3.70, tomando en cuenta que las áreas consecuencia de daño de componente para emisiones tóxicas y emisiones no inflamable no tóxica son todas igual a cero, resultando el área final de consecuencia de daño de componente igual al área calculada en emisiones inflamables. (Ec. 3.70)
2.
Se calculó el área final de consecuencias de lesión a personal (CAinj), usando la ecuación 3.71. Donde por no existir consecuencias a personal por fluidos no inflamables y no toxicos, (CAinjnfnt),éstas fueron nulas para esta ecuación.
113
(Ec. 3.71)
3. Se calculó el área de consecuencia final (CA), usando la ecuación 3.72. (Ec. 3.72)
3.1.5.5.2.12 Paso 12 Las consecuencias financieras (FC), de la pérdida de contenido y subsiguiente emisión de materiales peligrosos se determinaron sumando los costos individuales siguientes: Daño de componente (FC cmd), daño a equipos cercanos en el área afectada (FC affa), interrupción de negocios (FCprod), lesiones potenciales (FCinj), limpieza ambiental (FC environ ). El método básico de análisis de riesgo presentado en el IBR de API no ha cambiado en cuanto el análisis de riesgos financieros. El riesgo sigue siendo calculado como la consecuencia de falla (ahora expresado como costo en dólares) por la probabilidad de falla. Para un análisis riguroso y flexible, las consecuencias (costos) se evalúan a un nivel de tamaño de orificio. El riesgo es también evaluado al nivel de tamaño de orificio de liberación al usar la probabilidad de falla asociada con cada tamaño de orificio. El riesgo total fue calculado como la suma de los riesgos de cada tamaño de orificio de liberación, como se muestra en la Ec. 3.73. (Ec. 3.73)
114
3.1.5.5.2.12.1 Costo de daño de componente (FCcmd) El método elegido para estos cálculos opera bajo la presunción de que hay un costo específico asociado con cada posible escenario de fuga (tamaño de orificio de liberación), y que estos son únicos para cada tipo de componente. Este enfoque fue elegido basado en las inherentes diferencias en los costos asociados con la reparación de componentes teniendo daños por pequeños orificios a comparación de aquellos que han tenido un daño severo como tal sería el caso de un equipo tuviera ruptura. El procedimiento de cálculo se describe a continuación: 1.
Se calcularon los costos (consecuencia en $) para reparar o reemplazar el componente que ha sido dañado,(FC cmd), como la probabilidad ponderada de los costos individuales de reparación determinados para cada tamaño de orificio de liberación, utilizando la Ec. 3.74. La probabilidad ponderada utiliza las frecuencias genéricas de los tamaños de orificio de la Tabla 4.1 de la norma API-RP 581 en su parte 2, páginas 16 y 17, titulada “Frecuencias de falla genérica sugeridas para componentes”.
(Ec. 3.74)
Los costos de daño de tamaño de orifico (holecost n), (costo de agujero), para diferentes tamaños de orificio se muestran en la Tabla 5.15 de la norma API-RP 581 en su parte 3, página 71, titulada “Costos de daño a componente para cada tamaño de orificio”, estas estimaciones de costos mostradas en ésta tabla están basadas en
115
precios de acero al carbono. Se sugiere para un análisis cuantitativo IBR-API que estos costos se multiplique por el factor de costo de material, (matcost), para otros materiales, cuyos valores sugeridos se muestran en la Tabla 5.16 de la norma API-RP 581 en su parte 3, página 72, titulada “Factor de costo de material” .
3.1.5.5.2.12.2 Costos de daño a equipos cercanos en el área afectada (FCaffa) Es necesario el calcular los costos de daño a componentes de otros equipos que estén en las cercanías de la falla, si la falla resulta en un evento inflamable (o explosivo). Las emisiones tóxicas no resultan en daños a equipos cercanos. El procedimiento de cálculo se hizo como sigue. 2.
Se calcularon los costos de daño de los equipos vecinos en el área afectada, (FCaffa), como el promedio ponderado de los costos del área afectada determinada para tamaño de orificio, usando la Ec. 3.75. La probabilidad ponderada utiliza las frecuencias genéricas de tamaño de orificio de liberación en la Tabla 4.1 de la norma API-RP 581 en su parte 2, páginas 16 y 17, titulada “Frecuencias de falla genérica sugeridas para componentes”. (Ec. 3.75) El área de consecuencia de daño de componente ponderada, (CA cmd), es la calculada en el punto 11.1. El factor de costo de equipo, (equipcost), es el costo de reemplazo de equipo de unidad en $/m2 [$/ft2], que generalmente es un valor constante que se usa en el
116
enfoque de análisis cuantitativo del IBR de API. En otras palabras, como un punto de inicio el costo promedio de otros componentes de equipos cercanos rodeando cualquier componente es aproximadamente el mismo sin importar su localización dentro de la unidad de proceso. Esto puede ser refinado para componentes individuales permitiendo que el valor establecido sea sobrescrito con un valor mayor o menor donde sea apropiado.
3.1.5.5.2.12.3 Costos de interrupción de negocios (FCprod) Los costos asociados con una interrupción de labores está determinado basado la cantidad de pérdida de tiempo (y de producción) asociada con la reparación de daños de una pieza de equipo especifica que ha tenido una pérdida de contenido (debido a orificios o ruptura) así como el tiempo perdido asociado con la reparación de equipos vecinos en el área de la planta afectada por la emisión. Los cálculos se realizaron como se explica a continuación. 3.
Para cada tamaño de orificio de liberación, se calcularon los costos de interrupción laboral debido a los días de paro requeridos para la reparación del daño de equipo. 1.
Se calculó el tiempo de paro ponderado para la reparación de una pieza específica del equipo usando la Ec. 3.76 y la Tabla 5.17 de la norma API-RP 581 en su parte 3, página 73, titulada “Interrupción estimada por equipo”. Para cada tamaño de orificio, se presenta un tiempo estimado de inactividad para cada tipo de equipo, (Outagen), en la tabla A.24, (Apéndice A). La probabilidad ponderada de tiempo de inactividad requerido para la reparación
117
de daños para un equipo específico es dada por la Ec. 3.76. La ponderada utiliza las frecuencias genéricas de los tamaños de oficios provistos en la tabla A.1, (Apéndice A).
(Ec. 3.76)
2.
Se calculó el tiempo de inactividad requerido para la reparación de equipos vecinos en el área afectada, (Outageaffa), usando la Ec. 3.77, considerando que un componente presenta una falla (pérdida de contenido a través de un agujero o ruptura) resultante en el área afectada (área de consecuencia), y el costo de daño a equipos vecinos, (FCaffa) calculada en el PASO 12.2.
(Ec. 3.77)
3.
Se calculó el costo de interrupción laboral con reparación de equipos dañados, (FCprod), usando la Ec. 3.78. El costo de producción, “prodcost”, es el costo de la pérdida de producción en la
unidad
en
$/día,
información
proporcionada
por
el
Departamento de Ingeniería de Procesos de la Refinería Puerto La Cruz. (Ec. 3.78)
3.1.5.5.2.12.4 Costos de lesiones potenciales (FCinj)
118
Los costos asociados con las lesiones de personal se relacionan a la densidad de población, (popdens), que típicamente se ubica en la unidad de proceso. Además el costo por individuo afectado, (injcost), debe ser lo suficientemente alto para representar adecuadamente desde los costos típicos de una lesión laboral hasta una lesión fatal. El procedimiento de Cálculo se describe a continuación. 1.
Se calcularon los costos asociados con las lesiones de personal usando la Ec. 3.79, considerando el área de consecuencia de lesión de personal calculada en el PASO 11.2. La densidad de población de la unidad, (popdens), es el número promedio de personal en la unidad por m2 [personal/ft2]. El costo de lesión de personal, (injcost) es el costo incurrido por la compañía como un resultado de lesión seria o muerte del personal. (Ec. 3.79)
3.1.5.5.2.12.5 Costos de limpieza ambiental (FCenviron) Los costos de limpieza solo aplican con fluidos que son liberados como líquidos. Solo los líquidos están considerados a tener un potencial para costos ambientales. Adicionalmente, se asume que cualquier líquido con un punto de ebullición menor a 93º C [200º F] se podrá evaporar y su costo ambiental será despreciable. Además, si la emisión es viable para auto ignición, los costos ambientales no deberán ser incluidos debido a que la emisión es más probable que se encienda y se queme. Es por esto que los costos de limpieza ambiental para los equipos evaluados en el lazo n°7 de la unidad de alquilación resultaron despreciables.
119
3.1.5.5.3 Matríz de Riesgo Se hizo la presentación de los resultados en una matríz de riesgos, que es una manera eficaz de mostrar la distribución de los riesgos para los diferentes componentes de una unidad de proceso sin valores numéricos. Ejemplo del aspecto de la matríz de riesgo utilizada se muestra en la figura 3.6.
Figura 3.6. Matríz de Riesgo. Fuente: [7]. En dicha matríz, las categorías consecuencia y probabilidad fueron dispuestas de tal manera que los componentes de más alto riesgo se ubicaron hacia la esquina superior derecha. Esta matriz se puede expresar en términos de área de consecuencia o consecuencias financieras. Para el presente caso se utilizaron ambas consecuencias nombradas. Los valores numéricos recomendados asociados con categorías consecuencia -
120
probabilidad se muestran en las tablas 3.2 y 3.3 para las categorías de consecuencias expresadas en términos de área o punto de vista financiero, respectivamente.
Tabla 3.2. Valores numéricos asociados a categorías de probabilidad y consecuencia basada en área en IBR API. Categoría de Probabilidad Categoría Rango 1 Df-total ≤2 2 2
1000
Categoría de Consecuencia Categoría Rango(ft2) A CA≤100 B 10010000
Fuente: [7]. Tabla 3.3. Valores numéricos asociados a categorías de probabilidad y consecuencia financiera en IBR API. Categoría de Probabilidad Categoría Rango 1 Df-total ≤2 2 21000
Categoría de Consecuencia Categoría Rango($) A CA≤10,000 B 10,00010,000,000
Fuente: [7]. Las categorías de riesgo (es decir, alto, medio alto, medio y bajo) se asignan a las casillas de la matriz de riesgos. En API-RBI las categorías de riesgo son asimétricas para indicar que la categoría consecuencia se da mayor peso a la categoría de probabilidad. Los equipos que se ubiquen hacia la esquina superior derecha de la matriz de riesgo tienen mayor prioridad para la planificación de la inspección, debido a que estos equipos tienen el riesgo más alto. Del mismo modo, los equipos que se ubiquen hacia la esquina inferior izquierda de la matriz de riesgo tienen menor prioridad
121
debido a que estos equipos tienen el riesgo más bajo. Una vez que las parcelas fueron completadas, la matriz de riesgo se pudo utilizar como una herramienta de detección durante el proceso de priorización.
3.1.5.5.4 Análisis de Riesgo Conociendo el valor numérico y nivel de riesgo de cada equipo y circuito de tubería, se comparó mediante una gráfica Riesgo Vs Tiempo, con el riesgo permisible establecido por la empresa representados respectivamente por los colores azul y rojo, y se determinó el caso en el que se ubica cada equipo y circuito de tuberías. Siendo tres casos posibles:
3.1.5.5.4.1 Caso 1 Riesgo límite es superado en un punto en el futuro antes de la fecha de plan de inspección. Este es el caso clásico y está representado en la figura 3.7.
Figura 3.7. Caso 1: Riesgo permisible es excedido entre la fecha del estudio IBR y la fecha del plan de inspección. Fuente: [7].
122
3.1.5.5.4.2 Caso 2 Riesgo ya supera el riesgo límite en el momento en que se realiza el análisis de RBI. Este caso se muestra en la Figura 3.8, e indica que el riesgo actual en el momento del análisis RBI supera el riesgo límite. Una inspección inmediata se recomienda a un nivel suficiente para reducir el riesgo en el futuro plan de fecha hacia abajo por debajo del objetivo del riesgo. En este caso, los resultados de un plan de inspección será el número de inspecciones necesarias, así como el tipo o la inspección de la eficacia requerida, para reducir el riesgo en el futuro plan de fecha hacia abajo por debajo del riesgo límite. La fecha límite es la fecha en que se espera que el objetivo del riesgo de ser alcanzado y es la fecha de la inspección recomendada.
Figura 3.8. Caso 2: Riesgo permisible ha sido excedido antes de la fecha del estudio IBR. Fuente: [7].
123
3.1.5.5.4.3 Caso 3 Riesgo en el futuro plan de la fecha no es superior al riesgo límite. Este caso se muestra en la figura 3.9, e indica que el riesgo futuro predicho en la fecha del plan no será superior al riesgo límite y, por tanto, no se recomienda la inspección durante el período del plan. En este caso, la fecha de vencimiento de inspección para fines de planificación de inspección se debe ajustar a la fecha el plan que indica que una evaluación de los equipos de inspección o re-análisis de riesgo deben ser realizadas por la fecha de finalización del plan.
Figura 3.9. Caso 3: Riesgo permisible no es excedido antes la fecha del plan de inspección. Fuente: [7].
3.1.5.6 Diseño de planes de inspección a cada equipo y circuito de tuberías del lazo Nº 7 según su nivel de riesgo Para la elaboración de los planes de inspección se tomaron en cuenta los siguientes factores: Tipo de equipo o componente, mecanismos de daños
124
activos, susceptibilidad y tasa de daño, nivel de riesgo, vida útil, lugares denominados críticos en el equipo o circuito de tubería con los cuales se centrará la actividad de inspección. Esto se realizó con el fin de definir las actividades y técnicas necesarias, como por ejemplo, ejecutar ensayos no destructivos, para detectar el deterioro en servicio de los equipos antes de que se produzcan las fallas. En la planificación de inspecciones utilizando IBR-API, una fecha plan es normalmente elegida lo suficientemente lejos en el futuro para incluir un período de tiempo que abarca uno o varias futuras reestructuraciones de mantenimiento. Los planes de inspección de cada equipo y circuito de tubería se encuentran en el Apéndice D.
CAPÍTULO IV RESULTADOS Y ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1 Estado actual de los equipos y circuitos de tuberías que conforman el lazo N°7 de la unidad de alquilación Se elaboró el inventario de equipos y tuberías que fueron objeto de estudio, los cuales representan el lazo nº 7 de la Unidad de Alquilación y se comprobó que los equipos y tuberías estaban operando bajo las condiciones típicas de operación o por debajo de sus condiciones de diseño, como lo sugiere el Manual de Información y Seguridad de los Procesos. A continuación en la tabla 4.1 y 4.2, se muestran los nombres y “tags” de los equipos y tuberías respectivamente estudiados con sus condiciones de diseño y operación.
Tabla 4.1. Inventario de equipos del lazo N°7. Nombre
Tag
Torre Despropanizadora Torre Despojadora de HF Torre Despojadora de Isobutano Enfriador de Reciclo Enfriador de Reciclo Condensador del Despropanizador Condensador del Despropanizador Condensador del Despropanizador Condensador del Despropanizador Condensador del Despojador de Isobutano Condensador del Despojador de Isobutano Calentador de Isobutano
T-2 T-3 T-22 E-7A E-7B E-11A E-11B E-11C E-11D E-42A E-42B E-46
Fuente: [2].
Presión (psia) Pdi Pop 342,7 301,7 409,7 344,7 169,7 139,7 324,7 306,7 324,7 306,7 329,7 304,7 329,7 304,7 329,7 304,7 329,7 304,7 169,7 139,7 169,7 139,7 194,7 194,7
Temperatura (°F) Tdi Top 400 132 206 138 415 137 200 151 200 151 182 129 182 129 182 129 182 129 200 143 200 143 650 200
126
Tabla 4.2. Inventario de tuberías del lazo N°7. Nombre
Tag
Línea desde la Torre T-21 hasta las Bombas P-5A/B Línea desde la torre T-21 hasta la torre T-22 Línea desde P-5A/B hasta el E-8 Línea desde el E-8 hasta los E- 10’s Línea desde los E-10’s hasta la Torre T-2 Línea desde la Torre T-2 hasta los E-11A/C Línea desde los E-11B/D al Tambor D-8 Línea desde los E-11B/D al Tambor D-8 Línea desde el Tambor D-8 hasta las Bombas P-8A/B Línea desde las Bombas P-8A/B hasta la Torre T-2 Línea desde las Bombas P-8A/B hasta la Torre T-3 Línea desde la Torre T-2 hasta el E-8 Línea desde el E-8 hasta el enfriador E-7 Línea desde el E-46 hasta la Torre T-6 Línea desde el E-7 hasta la línea P5305Y Línea desde las Bombas P-29A/B hasta la línea P063-BBP3 Línea desde la Torre T-22 hasta el E-42ª Línea desde el E-42B hasta las Bombas P29A/B Línea desde las Bombas P-29A/B hasta la Torre T-22 Línea desde la Torre T-3 hasta la línea P5319
Presión (psia) Pdi Pop
Temperatura (°F) Tdi Top
2069
639,7
284,7
500
105
2070 2071A 2072 2073 2074A 2075A 2075B
639,7 639,7 639,7 639,7 639,7 639,7 639,7
274,7 414,7 364,7 354,7 314,7 89,7 89,7
500 500 500 500 500 500 500
105 105 130 155 130 110 110
2076
639,7
289,7
500
100
2077A
639,7
419,7
500
100
2077B
639,7
414,7
500
100
2080 2081 2084 2082
639,7 639,7 639,7 639,7
314,7 294,7 149,7 164,7
500 500 500 500
206 150 375 95
2087A
639,7
214,7
500
105
2085
639,7
139,7
500
145
2086A
639,7
139,7
500
115
2087B
639,7
214,7
500
105
2078
639,7
354,7
500
135
Fuente: [2]. Se debe mencionar que todos los equipos y tuberías mostrados en las tablas 4.1 y 4.2 se encuentran en operación. Sin embargo, hubo equipos los cuales no fueron objeto de este estudio aún cuando estos formaban parte del lazo N°7 de la Unidad de Alquilación. En primer lugar el intercambiador alimentador de reciclo del depropanizador con el tag E-8. Este equipo fue descartado del estudio ya que su archivo de inspección no dispuso de la información necesaria para realizar todos los cálculos necesarios con el fin de cumplir los objetivos específicos del presente estudio.
127
En segundo lugar los intercambiadores alimentadores del fondo del despropanizador con los tags E-10A/B/C/D. Estos equipos también fueron descartados del estudio por el hecho de que el componente de estos intercambiadores que pertenece al lazo N°7 de la unidad es el haz tubular, el cual no aplica para ejecutar los pasos necesarios para cumplir los objetivos específicos del presente estudio.
4.2. Velocidad de corrosión de los equipos y circuitos de tuberías del lazo Nº 7, según metodología especificada en la norma API-RP 570 (Cr,bm) Según lo establecido en la norma API 570 y lo especificado en el capítulo anterior, los cuadros 4.3 y 4.4 muestran las velocidades de corrosión de los equipos y tuberías respectivamente a corto y largo plazo, donde se resalta en fondo azul el mayor valor de velocidad de corrosión calculada como representativa para cada uno de éstos a lo largo de todos los cálculos realizados en el presente estudio. Si bien la norma API 570 se refiere a las tuberías, el procedimiento de cálculo de la velocidad de corrosión es también válido para los equipos del lazo N°7.
Tabla 4.3. Velocidades de corrosión de los equipos del lazo N°7. Tag T-2 T-3 T-22 E-7A E-7B
Primera Inspección Esp Fecha (mm) Jul-98 28,6 May-91 16,7 Nov-92 11,3 Jun-98 12,7 Abr-98 12,7
ltima Inspección Esp Fecha (mm) Oct-10 19,5 Dic-10 14,27 May-98 10,1 Feb-14 10,46 Feb-14 10,52
Inspección Previa Esp Fecha (mm) Jul-98 28,6 May-98 15,9 Nov-94 10,6 Jun-98 12,7 Abr-98 12,7
Fuente: Propia.
Cr,bm(Lt) Cr,bm(St) (mm/año) (mm/año) 0,74 0,12 0,22 0,14 0,14
0,74 0,13 0,14 0,14 0,14
128
Tabla 4.3. Velocidades de corrosión de los equipos del lazo N°7. (Contrinuación) Tag E-11A E-11B E-11C E-11D E-42A E-42B E-46
Primera Inspección Esp Fecha (mm) May-98 17,63 May-98 17,63 May-98 17,63 May-98 17,63 Jun-91 12,9 Jun-91 12,6 Oct-10 5,4
Última Inspección Esp Fecha (mm) Feb-14 12,45 Feb-14 12,45 Feb-14 12,45 Feb-14 12,45 Mar-97 12,4 Mar-97 12 Feb-14 4,92
Inspección Previa Esp Fecha (mm) May-98 17,625 May-98 17,625 May-98 17,625 May-98 17,625 Nov-94 12,8 Nov-94 12,4 Oct-10 5,4
Cr,bm(Lt) Cr,bm(St) (mm/año) (mm/año) 0,33 0,33 0,33 0,33 0,09 0,11 0,14
0,33 0,33 0,33 0,33 0,17 0,17 0,14
Tabla 4.4. Velocidades de corrosión de las tuberías del lazo N°7. Tag 2069 2070 2071A 2072 2073 2074A 2075A 2075B 2076 2077A 2077B 2080 2081 2084 2082 2087A 2085 2086A 2087B 2078
Primera Inspección Esp Fecha (mm) Mar-99 5,89 Mar-99 8,89 Ago-04 6,91 Jul-04 7,49 Sep-07 4,52 Mar-99 8,51 Sep-05 13,11 Dic-00 8,99 Mar-99 7,70 Nov-10 10,49 Mar-99 5,21 Mar-99 10,90 Mar-99 7,49 Jul-01 6,60 Mar-99 5,00 Dic-00 17,30 Sep-92 12,80 Mar-99 14,20 Abr-01 6,81 Sep-98 5,51
ltima Inspección Esp Fecha (mm) Ene-14 4,65 Oct-07 5,69 Ene-14 5,029 Nov-11 4,47 Ene-14 2,87 Ene-14 5,715 Dic-11 8,788 Abr-09 5,537 Nov-12 5,461 Nov-12 5,588 Ene-14 4,089 Nov-12 9,449 Ene-14 5,08 Nov-11 5,817 Sep-07 4,013 Abr-09 10,465 Nov-12 11,405 Nov-10 9,652 Ene-14 3,277 Ene-14 2,388
Inspección Previa Esp Fecha (mm) Nov-12 5,89 Abr-01 5,69 Nov-12 5,26 Ene-08 6,02 Dic-12 3,40 Nov-12 6,73 Ene-08 13,11 Oct-07 5,58 Nov-10 7,32 Nov-10 10,49 Nov-11 5,08 Nov-10 10,54 Nov-10 6,22 Oct-07 6,50 Ago-05 4,01 Ago-05 10,47 Nov-10 12,29 Abr-09 11,99 Nov-12 3,28 Nov-11 4,93
Cr,bm(Lt) Cr,bm(St) (mm/año) (mm/año) 1,04 0 0,20 0,41 0,26 0,19 0,70 0,41 0,16 2,09 0,08 0,11 0,16 0,08 0,12 0,82 0,07 0,39 0,28 0,20
0,14 0,37 0,18 0,40 0,47 0,85 1,11 0 0,95 2,09 0,46 0,54 0,35 0,17 0 0 0,44 1,41 0 1,17
Fuente: Propia. Las velocidades de corrosión resultantes para cada equipo y tubería del lazo N°7, fueron comparados con los valores de velocidad de corrosión
129
promedio que debería experimentar cada equipo y tubería para una vida útil de veinte (20) años. Estos valores referenciales se muestran en las tablas E.1 y E.2 de Apéndice E, con el fin de determinar si la velocidad de corrosión de un equipo o tubería estaba por encima o por debajo de su valor de velocidad de corrosión promedio anual.
4.3 Vida remanente de los equipos y tuberías de los circuitos que conforman el lazo Nº 7, según los pasos señalados en la norma API-RP 571 (Vr ) Para el cálculo del tiempo en años que le queda de servicio a los equipos y tuberías, manteniendo las mismas condiciones de proceso a las cuales éstos se encuentran sometidos, fue necesario hallar el espesor mínimo requerido (tmin) de éstos. La tabla 4.5 y 4.6 muestra los datos utilizados para hallar el espesor mínimo requerido y el resultado de la vida remanente obtenido para equipos y tuberías respectivamente.
Tabla 4.5. Espesor mínimo requerido y vida remanente de los equipos del lazo N°7. Tag T-2 T-3 T-22 E-7A E-7B E-11A E-11B E-11C E-11D E-42A E-42B E-46
Esp (mm) 19,5 14,27 10,1 10,46 10,52 12,45 12,45 12,45 12,45 12,4 12 4,92
Material A-516°70 A-515 A-516°70 A-516°70 A-516°70 A-516°70 A-516°70 A-516°70 A-516°70 A-516°70 A-516°70 A-106°B
R (in) 52,25 15 45 14,65 14,65 21,03 21,03 21,03 21,03 24,5 24,5 2,013
S E (psi) 20000 1 20000 0,85 20000 0,85 20000 1 20000 1 20000 1 20000 1 20000 1 20000 1 20000 1 20000 1 19000 1
Fuente: Propia.
tmin (mm) 10,90 4,52 6,22 6,22 6,22 8,41 8,41 8,41 8,41 8,34 8,34 3,42
Cr,bm (mm/año) 0,74 0,13 0,22 0,14 0,14 0,33 0,33 0,33 0,33 0,17 0,17 0,14
Vr (años) 8 72 2 29 31 12 12 12 12 6 4 10
130
La vida remanente de un equipo es un factor importante al momento de programar la próxima inspección del mismo, ya que si bien existen lineamientos descritos para los períodos máximos entre una inspección y la siguiente, cuando este período es mayor a la vida remanente que se le estimó al equipo la premisa de la programación de la inspección cambia a favor de programar a un tiempo menor o igual a la mitad de la vida remanente del equipo en cuestión.
Tabla 4.6. Espesor mínimo requerido y vida remanente de las tuberías del lazo N°7. S (psi)
E
2069 4,648 A-106°B 8,625 19000 2070 5,69 A-106°B 6,625 19000 2071A 5,029 A-106°B 6,625 19000 2072 4,47 A-106°B 6,625 19000 2073 2,87 A-106°B 6,625 19000 2074A 5,715 A-106°B 6,625 19000 2075A 8,788 A-106°B 8,625 19000 2075B 5,537 A-106°B 6,625 19000 2076 5,461 A-106°B 8,625 19000 2077A 5,588 A-106°B 6,625 19000 2077B 4,089 A-106°B 3,5 19000 2080 9,449 A-106°B 6,625 19000 2081 5,08 A-106°B 6,625 19000 2084 5,817 A-106°B 2,375 19000 2082 4,013 A-106°B 4,5 19000 2087A 10,465 A-106°B 6,625 19000 2085 11,405 A-106°B 12,75 19000 2086A 9,652 A-106°B 8,625 19000 2087B 3,277 A-106°B 2,375 19000 2078 2,388 A-106°B 3,5 19000
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Tag
Esp (mm)
Material
D (in)
Y 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4
tmin Cr,bm W (mm) (mm/año) 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
3,56 2,73 2,73 2,73 2,73 2,73 3,56 2,73 3,56 2,73 1,44 2,73 2,73 0,98 1,86 2,73 5,26 3,56 0,98 1,44
1,04 0,37 0,20 0,41 0,47 0,85 1,11 0,41 0,95 2,42 0,46 0,54 0,35 0,17 0,12 0,82 0,44 1,41 0,28 1,17
Vr (año) 1 1 11 2 0,28 3 2 2 1 0,15 5 11 6 27 12 4 12 1 8 0,79
Fuente: Propia. Como se mencionó anteriormente los equipos y tuberías se diseñan con el fundamento de que tengan una vida útil de veinte (20) años. Los resultados mostrados en las tabla 4.5 y 4.6 indican valores de vida remanente que no
131
coinciden con ese fundamento, esto se debe a que los equipos y tuberías durante su operación experimentan distintos valores de velocidad de corrosión debido a las fluctuaciones de las variables operacionales, donde se puede nombrar: las variaciones de presión, temperatura, velocidad del fluido transportado y la concentración de agua en ácido que produciría altas tasas de corrosión en las paredes de los equipos y tuberías. De igual manera existen casos donde los productos transportados no los deterioran tan rápido como se pronosticó y su vida remanente es mayor.
4.4 Mecanismos de daño que se presentan en los equipos y circuitos de tuberías, según lo establecido en la norma API-RP 571 Si bien el acero al carbono es normalmente utilizado en equipos y tuberías en unidades que operan con hidrocarburos y ácido fluorhídrico, este material de igual manera presenta probabilidades de sufrir mecanismos de degradación producto del ambiente de proceso. Para el caso de los equipos y tuberías estudiados del lazo N°7 se han identificado los mecanismos de degradación a los cuales son susceptibles todos los equipos y tuberías del lazo N°7, según lo especificado en la norma API-571. A continuación los mecanismos de degradación identificados y estudiados a cada equipo y tubería del lazo N°7:
Adelgazamiento.
Corrosión externa para componentes ferríticos.
Agrietamiento por Hidrógeno Bajo Esfuerzo (HSC).
Agrietamiento Inducido por Hidrógeno / Agrietamiento Inducido por Hidrógeno Orientado por Esfuerzos (HIC/SOHIC).
132
Es importante mencionar que los mecanismos nombrados y estudiados coinciden con los mecanismos a los cuales le hacen seguimiento el personal del Departamento de Corrosión y de Inspección a los equipos y tuberías del lazo N°7.
4.5 Análisis del nivel de riesgo de los equipos y circuitos de tuberías del lazo Nº 7, mediante una matriz de riesgo, según la norma API-RP 581 El análisis del nivel de riesgo de los equipos y tuberías estudiado parte de la esquematización del nivel de riesgo de cada uno de éstos en una matriz como se explicó en el capítulo anterior. Donde para obtener el nivel de riesgo se debía calcular la probabilidad de falla y las consecuencias por unidad de área y financiera de cada equipo y tubería en estudio.
4.5.1 Probabilidad de falla (P(t)) La probabilidad de falla de los equipos y tuberías del lazo Nº 7 se calculó mediante la determinación de los siguientes factores: Frecuencia de Falla Genérica (gff), Factor de Daño (Df ) y el Factor de Sistema de Gerenciamiento (FMS).
4.5.1.1 Frecuencia de falla genérica (gff) Depende del equipo o tubería en estudio y su valor se obtuvo directamente de la Tabla 4.1 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 16 y 17, titulada “Frecuencias de falla genérica sugeridas para componentes”.
133
4.5.1.2. Factor de Daño (Df) Fue calculado en base a los mecanismos de daño identificados anteriormente.
4.5.1.2.1 El Factor de Daño por Adelgazamiento (Df thin) Todos los componentes fueron sujetos a estudio como lo recomienda la norma API-RP 581. Los datos generales de los equipos y tuberías se muestran en las tablas 4.7 y 4.8 respectivamente, mientras que los datos necesarios para la determinación de “Df thin“ se proporcionan en las tablas 4.9 y 4.10.
Tabla 4.7. Datos generales de los equipos del lazo N°7. Tag
Fecha Inicio
T-2 Jul-1998 T-3 May-1991 T-22 Nov-1992 E-7A Jun-1998 E-7B Abr-1998 E-11A May-1998 E-11B May-1998 E-11C May-1998 E-11D May-1998 E-42A Jun-1991 E-42B Jun-1991 E-46 Oct-2010
Esp inic. (mm) 28,6 16,7 11,3 12,7 12,7 17,625 17,625 17,625 17,625 12,9 12,6 5,4
CA Tipo Comp Geo Material (mm) 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125
Rec Rec Rec I.C. I.C. I.C. I.C. I.C. I.C. I.C. I.C. I.C.
E
Tope Elíp. A516°70 1 Tope Elíp. A515 0,85 Tope Elíp. A516°70 0,85 Casco Cil. A516°70 1 Casco Cil. A516°70 1 Casco Cil. A516°70 1 Casco Cil. A516°70 1 Casco Cil. A516°70 1 Casco Cil. A516°70 1 Casco Cil. A516°70 1 Casco Cil. A516°70 1 Casco Cil. A106°B 1
Fuente: Propia.
134
Tabla 4.8. Datos generales de las tuberías del lazo N°7. Tag
Fecha Inicio
2069 Mar-1999 2070 Mar-1999 2071A Ago-2004 2072 Jul-2004 2073 Sep-2007 2074A Mar-1999 2075A Sep-2005 2075B Dic-2000 2076 Mar-1999 2077A Nov-2010 2077B Mar-1999 2080 Mar-1999 2081 Mar-1999 2084 Jul-2001 2082 Mar-1999 2087A Dic-2000 2085 Sep-1992 2086A Mar-1999 2087B Abr-2001 2078 Sep-1998
Esp inic. (mm) 5,893 8,89 6,909 7,493 4,521 8,509 13,106 8,992 7,696 10,49 5,207 10,897 7,493 6,604 5,004 17,297 12,802 14,199 6,807 5,512
CA (mm)
Tipo
Comp
Geo Material E
3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125 3,125
Tub. Tub. Tub. Tub. Tub. Tub. Tub. Tub. Tub. Tub. Tub. Tub. Tub. Tub. Tub. Tub. Tub. Tub. Tub. Tub.
Tub-8 Tub-6 Tub-6 Tub-6 Tub-6 Tub-6 Tub-8 Tub-6 Tub-8 Tub-6 Tub-2 Tub-6 Tub-6 Tub-2 Tub-4 Tub-6 Tub-12 Tub-8 Tub-2 Tub-2
Cil. Cil. Cil. Cil. Cil. Cil. Cil. Cil. Cil. Cil. Cil. Cil. Cil. Cil. Cil. Cil. Cil. Cil. Cil. Cil.
A106°B A106°B A106°B A106°B A106°B A106°B A106°B A106°B A106°B A106°B A106°B A106°B A106°B A106°B A106°B A106°B A106°B A106°B A106°B A106°B
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Fuente: Propia. Tabla 4.9. Datos para la determinación de adelgazamiento en los equipos del lazo N°7. Tag
Tipo
T-2 T-3 T-22 E-7A E-7B E-11A E-11B E-11C E-11D E-42A E-42B E-46
Local Local Local Local Local Local Local Local Local Local Local Local
Cr,bm Cat. N° Monitoreo en (mm/año) Insp. Insp. Línea 0,74 A 2 Variable de Proceso 0,13 A 8 Variable de Proceso 0,22 A 4 Variable de Proceso 0,14 A 2 Variable de Proceso 0,14 A 2 Variable de Proceso 0,33 A 2 Variable de Proceso 0,33 A 2 Variable de Proceso 0,33 A 2 Variable de Proceso 0,33 A 2 Variable de Proceso 0,17 A 3 Variable de Proceso 0,17 A 3 Variable de Proceso 0,14 A 2 Variable de Proceso
Fuente: Propia.
Mec. de Adelgazamiento Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo
135
Los equipos nombrados en la tabla 4.9 no poseen puntos de inyección ni líneas muertas, características que fueron necesarias conocer al momento de calcular el factor de daño por adelgazamiento.
Tabla 4.10. Datos para la determinación de adelgazamiento en las tuberías del lazo N°7. Tag
Tipo
Cr,bm (mm/año)
Cat. Insp.
N° Insp.
2069
Local
1,04
A
4
2070
Local
0,37
A
3
2071A
Local
0,20
A
5
2072
Local
0,41
A
5
2073
Local
0,47
A
4
2074A
Local
0,85
A
5
2075A
Local
1,11
A
4
2075B
Local
0,41
A
5
2076
Local
0,95
A
6
2077A
Local
2,42
A
2
2077B
Local
0,46
A
5
2080
Local
0,54
A
7
2081
Local
0,35
A
8
2084
Local
0,17
A
4
2082
Local
0,12
A
10
2087A
Local
0,82
A
8
2085
Local
0,44
A
7
Monitoreo en Línea Variable de Proceso Variable de Proceso Variable de Proceso Variable de Proceso Variable de Proceso Variable de Proceso Variable de Proceso Variable de Proceso Variable de Proceso Variable de Proceso Variable de Proceso Variable de Proceso Variable de Proceso Variable de Proceso Variable de Proceso Variable de Proceso Variable de Proceso
Fuente: Propia.
Mec. de Adelgazamiento Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo
LM SI NO SI SI SI SI SI SI SI NO NO NO NO NO NO SI NO
136
Tabla 4.10. Datos para la determinación de adelgazamiento en las tuberías del lazo N°7. (Continuación) Tag
Tipo
Cr,bm (mm/año)
Cat. Insp.
N° Insp.
2086A
Local
1,41
A
4
2087B
Local
0,28
A
9
2078
Local
1,17
A
7
Monitoreo en Línea Variable de Proceso Variable de Proceso Variable de Proceso
Mec. de Adelgazamiento Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo Corrosión por HF húmedo
LM SI SI NO
Fuente: Propia. Las tuberías del lazo N°7 estudiadas no poseen puntos de inyección, dato que se tomó en cuenta al momento de calcular el factor de daño por adelgazamiento. Finalmente los resultados obtenidos por el cálculo de factor de daño por adelgazamiento para cada equipo y tubería se presentan en las tablas 4.11 y 4.12 respectivamente.
Tabla 4.11. Resultados del adelgazamiento en los equipos del lazo N°7. Tag T-2 T-3 T-22 E-7A E-7B E-11A E-11B E-11C E-11D E-42A E-42B E-46
Age (año) 3,29 3,13 15,76 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 16,90 16,90 0,00
trd (mm) 19,5 14,27 10,1 10,46 10,52 12,45 12,45 12,45 12,45 12,4 12 4,92
Cr,bm tmin (mm/año) (mm) 0,74 10,90 0,13 4,52 0,22 6,22 0,14 6,22 0,14 6,22 0,33 8,41 0,33 8,41 0,33 8,41 0,33 8,41 0,17 8,34 0,17 8,34 0,14 3,42
Art
Dfbthin
Fip
Fdl
Fom Df thin Df-govthin
0,00 0,00 0,29 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,18 0,21 0,25
1 1 1,8 1 1 1 1 1 1 1 1 2
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
Fuente: Propia.
0,1 0,1 0,18 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
137
Tabla 4.12. Resultados del adelgazamiento en las tuberías del lazo N°7. Tag 2069 2070 2071A 2072 2073 2074A 2075A 2075B 2076 2077A 2077B 2080 2081 2084 2082 2087A 2085 2086A 2087B 2078
Age trd Cr,bm tmin Art (año) (mm) (mm/año) (mm) 0,01 4,65 1,04 3,56 0,31 6,32 5,69 0,37 2,73 0,44 0,01 5,03 0,20 2,73 0,15 2,20 4,47 0,41 2,73 0,40 0,01 2,87 0,47 2,73 0,51 0,01 5,72 0,85 2,73 0,03 2,17 8,79 1,11 3,56 0,05 4,83 5,54 0,41 2,73 0,40 1,25 5,46 0,95 3,56 0,37 1,22 5,59 2,42 2,73 0,49 0,01 4,09 0,46 1,44 0,12 1,22 9,45 0,54 2,73 0,00 0,01 5,08 0,35 2,73 0,14 2,18 5,82 0,17 0,98 0,00 6,36 4,01 0,12 1,86 0,35 4,83 10,47 0,82 2,73 0,00 1,21 11,41 0,44 5,26 0,00 3,18 9,65 1,41 3,56 0,23 0,01 3,28 0,28 0,98 0,21 0,01 2,39 1,17 1,44 0,49
Dfbthin Fip Fdl Fom 2,4 18 1 8 50 1 1 8 5,6 56 1 1 1 1 4 1 1 1 1 35
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
3 1 3 3 3 3 3 3 3 1 1 1 1 1 1 3 1 3 3 1
10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
Df thin
Df-govthin
0,72 1,8 0,3 2,4 15 0,3 0,3 2,4 1,68 5,6 0,1 0,1 0,1 0,1 0,4 0,3 0,1 0,3 0,3 3,5
0 1,8 0 2,4 15 0 0 2,4 1,68 5,6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3,5
Fuente: Propia. Como se puede apreciar en la tabla 4.12, las tuberías que presentan un mayor valor para el mecanismo de adelgazamiento son: 2073, 2077A, 2078, 2072, 2075B, 2070, 2076. Esto significa que el mecanismo para estas tuberías se encuentra en un rango crítico, donde su espesor actual al momento de realizar el cálculo es menor que la suma de su espesor mínimo requerido y el espesor permisible por corrosión (CA), a partir de ésto el factor de daño por adelgazamiento aumenta considerablemente. Para el resto de las tuberías de la tabla 4.12 y los equipos de la tabla 4.11, donde el valor resultó cero (0), significa que no se encuentran en ese rango crítico del mecanismo estudiado.
138
4.5.1.2.2 Factor de daño por corrosión externa del componente ferrítico (Df extcor ) Se basó en el método de adelgazamiento general descrito en el mecanismo de daño anterior. Los datos específicos necesarios de los equipos y las tuberías para la determinación de este factor de daño se proporcionan en las tablas 4.13 y 4.14 respectivamente.
Tabla 4.13. Datos para la determinación de corrosión externa de los equipos del lazo N°7. Tag
Conductor
T-2 T-3 T-22 E-7A E-7B E-11A E-11B E-11C E-11D E-42A E-42B E-46
Árido rido rido Árido rido rido Árido Árido rido Árido Árido rido
Cr,ext (mm/año) 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025
Soporte de Tubería NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO
Interface NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO
Cat. Insp. A A A A A A A A A A A A
N° Insp. 2 8 4 2 2 2 2 2 2 3 3 2
Fuente: Propia. Tabla 4.14. Datos para la determinación de corrosión externa de las tuberías del lazo N°7. Tag
Conductor
2069 2070 2071A 2072 2073 2074A
rido Árido rido Árido Árido rido
Cr,ext (mm/año) 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025
Soporte de Cat. Interface Tubería Insp. NO NO A NO NO A NO NO A NO NO A NO NO A NO NO A
Fuente: Propia.
N° Insp. 4 3 5 5 4 5
139
Tabla 4.14. Datos para la determinación de corrosión externa de las tuberías del lazo N°7. (Continuación) Tag
Conductor
Cr,ext (mm/año)
2075A 2075B 2076 2077A 2077B 2080 2081 2084 2082 2087A 2085 2086A 2087B 2078
Árido rido Árido Árido rido rido Árido rido rido Árido rido rido Árido Árido
0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025
Soporte de Tubería NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO
Interface
Cat. Insp.
N° Insp.
NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO
A A A A A A A A A A A A A A
4 5 6 2 5 7 8 4 10 8 7 4 9 7
Fuente: Propia. Los datos como la fecha de instalación y calidad del recubrimiento no aplicaron al momento de calcular el factor de daño por corrosión externa, ya que la mayoría de los equipos y tuberías del lazo N°7 no poseen recubrimiento, y los que sí lo poseen no se encontró en sus archivos los datos del recubrimiento necesarios para realizar los cálculos respectivos. En cuanto al tipo de clima, el Departamento de Corrosión sugirió el clima árido para los cálculos del mecanismo. Los resultados de los cálculos realizados para el factor de daño por corrosión externa para componentes ferríticos en los equipos y tuberías del lazo N°7, se muestran en las tablas 4.15 y 4.16 respectivamente. Como se puede apreciar en la tabla 4.16, las tuberías que presentan un mayor valor para el mecanismo de corrosión externa para componentes ferríticos son: 2073, 2078, 2069. Esto significa que en estas tuberías el
140
mecanismo al igual que el caso de adelgazamiento, se encuentra en un rango crítico cuando su espesor actual al momento de realizar el cálculo es menor que la suma de su espesor mínimo requerido y el espesor permisible por corrosión (CA), por lo cual a partir de ese punto el factor de daño por corrosión externa para componentes ferríticos aumenta considerablemente.
Tabla 4.15. Resultados de corrosión externa de los equipos del lazo N°7. Agetk (año) 3,29 3,13 15,76 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 16,90 16,90 0,00
Tag T-2 T-3 T-22 E-7A E-7B E-11A E-11B E-11C E-11D E-42A E-42B E-46
trd Age Crb Cr tmin Fps Fip Art (mm) (año) (mm/año) (mm/año) (mm) 19,50 3,29 0,025 1 1 0,025 10,90 0,00 14,27 3,13 0,025 1 1 0,025 4,52 0,00 10,10 15,76 0,025 1 1 0,025 6,22 0,00 10,46 0,00 0,025 1 1 0,025 6,22 0,00 10,52 0,00 0,025 1 1 0,025 6,22 0,00 12,45 0,00 0,025 1 1 0,025 8,41 0,00 12,45 0,00 0,025 1 1 0,025 8,41 0,00 12,45 0,00 0,025 1 1 0,025 8,41 0,00 12,45 0,00 0,025 1 1 0,025 8,41 0,00 12,40 16,90 0,025 1 1 0,025 8,34 0,00 12,00 16,90 0,025 1 1 0,025 8,34 0,00 4,92 0,00 0,025 1 1 0,025 3,42 0,25
Df extcor Df-govextd 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Fuente: Propia. Tabla 4.16. Resultados de corrosión externa de las tuberías del lazo N°7. Tag 2069 2070 2071A 2072 2073 2074A 2075A 2075B 2076 2077A 2077B 2080
Agetk trd Age Crb Cr tmin (año) (mm) (año) (mm/año) Fps Fip (mm/año) (mm) Art 0,01 4,65 0,01 0,025 1 1 0,025 3,56 0,31 6,32 5,69 6,32 0,025 1 1 0,025 2,73 0,06 0,01 5,03 0,01 0,025 1 1 0,025 2,73 0,15 2,20 4,47 2,20 0,025 1 1 0,025 2,73 0,25 0,01 2,87 0,01 0,025 1 1 0,025 2,73 0,51 0,01 5,72 0,01 0,025 1 1 0,025 2,73 0,03 2,17 8,79 2,17 0,025 1 1 0,025 3,56 0,00 4,83 5,54 4,83 0,025 1 1 0,025 2,73 0,08 1,25 5,46 1,25 0,025 1 1 0,025 3,56 0,19 1,22 5,59 1,22 0,025 1 1 0,025 2,73 0,06 0,01 4,09 0,01 0,025 1 1 0,025 1,44 0,11 1,22 9,45 1,22 0,025 1 1 0,025 2,73 0,00
Fuente: Propia.
Df extcor Df-govextd 2,4 1 1 1 50 1 1 1 1 1 1 1
2,4 0 0 0 50 0 0 0 0 0 0 0
141
Tabla 4.16. Resultados de corrosión externa de las tuberías del lazo N°7. (Continuación) Agetk trd Age Crb Cr tmin Fps Fip Art (año) (mm) (año) (mm/año) (mm/año) (mm) 2081 0,01 5,08 0,01 0,025 1 1 0,025 2,73 0,14 2084 2,18 5,82 2,18 0,025 1 1 0,025 0,98 0,00 2082 6,36 4,01 6,36 0,025 1 1 0,025 1,86 0,23 2087A 4,83 10,47 4,83 0,025 1 1 0,025 2,73 0,00 2085 1,21 11,41 1,21 0,025 1 1 0,025 5,26 0,00 2086A 3,18 9,65 3,18 0,025 1 1 0,025 3,56 0,00 2087B 0,01 3,28 0,01 0,025 1 1 0,025 0,98 0,21 2078 0,01 2,39 0,01 0,025 1 1 0,025 1,44 0,48 Tag
Df extcor Df-govextd 1 1 1 1 1 1 1 30
0 0 0 0 0 0 0 30
Para el resto de las tuberías de la tabla 4.16 y los equipos de la tabla 4.15 cuyo valor es cero (0), significa que no se encuentran en ese rango crítico del mecanismo estudiado.
4.5.1.2.3 Factor de daño por agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF (Df HSC-HF) Los datos específicos necesarios para la determinación factor de daño por agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF(D f HSC-HF) se proporcionan en las tablas 4.17 para los equipos y 4.18 para las tuberías.
Tabla 4.17. Datos para la determinación de agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF para los equipos del lazo N°7. Tag
Susceptibilidad
T-2 T-3 T-22 E-7A E-7B E-11A E-11B
NO NO NO NO NO NO NO
Presencia de HF SI SI SI SI SI SI SI
Dureza (HB) <200 <200 <200 <200 <200 <200 <200
Fuente: Propia.
Age (año) 15,59 22,09 21,25 15,67 15,83 15,68 15,68
Cat. Insp. A A A A A A A
N° Insp. 1 1 1 1 1 1 1
142
Tabla 4.17. Datos para la determinación de agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF para los equipos del lazo N°7. (Continuación) Tag
Susceptibilidad
E-11C E-11D E-42A E-42B E-46
NO NO NO NO NO
Presencia de HF SI SI SI SI SI
Dureza (HB) <200 <200 <200 <200 <200
Age (año) 15,68 15,68 22,61 22,61 3,30
Cat. Insp. A A A A A
N° Insp. 1 1 1 1 1
Fuente: Propia. Tabla 4.18. Datos para la determinación de agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF para las tuberías del lazo N°7. Tag
Susceptibilidad
2069 2070 2071A 2072 2073 2074A 2075A 2075B 2076 2077A 2077B 2080 2081 2084 2082 2087A 2085 2086A 2087B 2078
NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO NO
Presencia de HF SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI
Dureza (HB) <200 <200 <200 <200 <200 <200 <200 <200 <200 <200 <200 <200 <200 <200 <200 <200 <200 <200 <200 <200
Age Cat. (año) Insp. 14,90 A 14,88 A 9,50 A 9,54 A 6,37 A 14,92 A 8,37 A 13,16 A 14,88 A 3,25 A 14,92 A 14,91 A 14,92 A 12,55 A 14,92 A 13,16 A 21,41 A 14,88 A 12,79 A 15,42 A
N° Insp. 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Fuente: Propia. Si bien las tablas 4.17 y 4.18 muestran que los equipos y tuberías del lazo N°7 no son susceptibles al mecanismo de agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF, por poseer una dureza menor a 200 en la
143
escala Brinnell (HB) y tratamiento térmico después de la soldadura (PWHT), el estudio de este mecanismo fue considerado a realizarse por los Departamentos de Corrosión y de Inspección tomando en cuenta dos puntos: el primero es que solo se le hizo una (1) inspección para este mecanismo a cada equipo y tubería del lazo N°7 justo antes de colocarlo en servicio, y el segundo por ser la primera vez que se le realiza un estudio IBR cuantitativo basado en la norma API-RP-581 a la unidad. Los resultados obtenidos del cálculo del factor de daño por agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF para los equipos y tuberías del lazo N°7, se muestran en la tabla 4.19.
Tabla 4.19. Agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF para los equipos y tuberías del lazo N°7. Tag T-2 T-3 T-22 E-7A E-7B E-11A E-11B E-11C E-11D E-42A E-42B E-46
EQUIPOS PWHT Svi DfbHSC SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1
Df HSC 20,52 30,11 28,85 20,64 20,87 20,64 20,64 20,64 20,64 30,88 30,88 3,72
Tag 2069 2070 2071A 2072 2073 2074A 2075A 2075B 2076 2077A 2077B 2080 2081 2084 2082 2087A 2085 2086A 2087B 2078
TUBER AS PWHT Svi DfbHSC SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1 SI 1 1
Fuente: Propia.
Df HSC 19,52 19,49 11,90 11,95 7,67 19,55 10,35 17,03 19,50 3,65 19,54 19,54 19,54 16,16 19,54 17,02 29,08 19,49 16,50 20,27
144
A pesar de la no susceptibilidad de los equipos y tuberías del lazo N°7, los resultados que muestra la tabla 4.19, para el mecanismo de agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo en presencia de HF, son valores considerables producto del tiempo desde que se le ejecutó la última inspección para este mecanismo, lo que proporciona un aumento para este factor de daño.
4.5.1.2.4 Agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y orientado por esfuerzos (SOHIC) Los componentes se evaluaron por la susceptibilidad al agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y agrietamiento inducido por hidrógeno orientado por esfuerzos (SOHIC) en presencia de HF. Los datos específicos necesarios para la determinación de este factor de daño para los equipos y tuberías del lazo N°7, se proporcionan en las tablas 4.20 y 4.21 respectivamente.
Tabla 4.20. Datos para la determinación de agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y orientado por esfuerzos (SOHIC) para los equipos del lazo N°7. Tag T-2 T-3 T-22 E-7A E-7B E-11A E-11B E-11C E-11D E-42A E-42B E-46
Presencia Susceptibilidad de HF MEDIA ALTA BAJA MEDIA MEDIA MEDIA MEDIA MEDIA MEDIA MEDIA MEDIA BAJA
SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI
Porcentaje de Azufre (%) 0.002-0.01 <0.035 0,002 0.002-0.01 0.002-0.01 0.002-0.01 0.002-0.01 0.002-0.01 0.002-0.01 0.002-0.01 0.002-0.01 <0.035
Fuente: Propia.
Age Cat. N° (año) Insp. Insp. 15,59 22,09 21,25 15,67 15,83 15,68 15,68 15,68 15,68 22,61 22,61 3,30
A A A A A A A A A A A A
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
145
Tabla 4.21. Datos para la determinación de agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y orientado por esfuerzos (SOHIC) para las tuberías del lazo N°7. Tag 2069 2070 2071A 2072 2073 2074A 2075A 2075B 2076 2077A 2077B 2080 2081 2084 2082 2087A 2085 2086A 2087B 2078
Susceptibilidad Presencia de HF BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA BAJA
SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI
Porcentaje de Azufre (%) <0.035 <0.035 <0.035 <0.035 <0.035 <0.035 <0.035 <0.035 <0.035 <0.035 <0.035 <0.035 <0.035 <0.035 <0.035 <0.035 <0.035 <0.035 <0.035 <0.035
Age Cat. N° (año) Insp. Insp. 14,90 14,88 9,50 9,54 6,37 14,92 8,37 13,16 14,88 3,25 14,92 14,91 14,92 12,55 14,92 13,16 21,41 14,88 12,79 15,42
A A A A A A A A A A A A A A A A A A A A
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Fuente: Propia. La tabla 4.20 muestra las características que poseen los equipos del lazo N°7 considerados al momento de calcular el factor de daño por HIC/SOHICHF, donde la susceptibilidad se determinó por el porcentaje de azufre que posee el material de construcción de los equipos. En cuanto a la susceptibilidad de las tuberías mostrada en la tabla 4.21 a diferencia de los equipos, la norma API-RP 581, establece que las tuberías fabricadas a partir de componentes forjados de aceros convencionales (es
146
decir, A 53, A 106, API 5L [sin incluir 5LX], A 234, A 105, etc.) debe considerarse que tienen una baja susceptibilidad. Los resultados obtenidos en el cálculo del factor de daño agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y agrietamiento inducido por hidrógeno orientado por esfuerzos (SOHIC), se muestran en las tablas 4.22 y 4.23 para los equipos y tuberías del lazo N°7 respectivamente.
Tabla 4.22. Agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y orientado por esfuerzos (SOHIC) para los equipos del lazo N°7. Tag T-2 T-3 T-22 E-7A E-7B E-11A E-11B E-11C E-11D E-42A E-42B E-46
PWHT SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI
Svi 10 100 1 10 10 10 10 10 10 10 10 1
DfbHIC/SOHIC-HF 1 5 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Df HIC/SOHIC-HF 20,52 150,53 28,85 20,64 20,87 20,64 20,64 20,64 20,64 30,88 30,88 3,72
Df-govSCC 20,52 150,53 28,85 20,64 20,87 20,64 20,64 20,64 20,64 30,88 30,88 3,72
Fuente: Propia. El factor de daño por HIC/SOHIC-HF no solo es mayor según la susceptibilidad del equipo sino, que al igual que el mecanismo de daño anterior, aumenta conforme al tiempo en años desde que se ejecutó la última inspección para este mecanismo de daño. En la tabla 4.22 la torre T-3 tiene el mayor valor por poseer una alta susceptibilidad al mecanismo y un alto valor de tiempo en años desde su última inspección para HIC/SOHIC-HF.
147
Tabla 4.23. Agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y orientado por esfuerzos (SOHIC) para las tuberías del lazo N°7. Tag
PWHT
Svi
DfbHIC/SOHIC-HF
Df HIC/SOHIC-HF
Df-govSCC
2069 2070 2071A 2072 2073 2074A 2075A 2075B 2076 2077A 2077B 2080 2081 2084 2082 2087A 2085 2086A 2087B 2078
SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI SI
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
19,52 19,49 11,90 11,95 7,67 19,55 10,35 17,03 19,50 3,65 19,54 19,54 19,54 16,16 19,54 17,02 29,08 19,49 16,50 20,27
19,52 19,49 11,90 11,95 7,67 19,55 10,35 17,03 19,50 3,65 19,54 19,54 19,54 16,16 19,54 17,02 29,08 19,49 16,50 20,27
Fuente: Propia. Para las tuberías el valor del factor dependió del tiempo desde la última inspección, tomando en cuenta que el índice de severidad (S vi) y factor HIC/SOHIC-HF base son iguales entre las tuberías.
4.5.1.2.5 Factor de daño total (Df-total) Representa la suma del máximo entre los factores de adelgazamiento y corrosión externa, y el factor de daño gobernante por agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo. La tabla 4.24 muestra el factor de daño total para cada equipo y tuberías del lazo N°7.
148
Tabla 4.24. Factor de daño total resultante para cada equipo y tubería del lazo N°7. Tag T-2 T-3 T-22 E-7A E-7B E-11A E-11B E-11C E-11D E-42A E-42B E-46
Df-govthin 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
EQUIPOS Df-govextd Df-govSCC 0 20,52 0 150,53 0 28,85 0 20,64 0 20,87 0 20,64 0 20,64 0 20,64 0 20,64 0 30,88 0 30,88 0 3,72
Df-total 20,52 150,53 28,85 20,64 20,87 20,64 20,64 20,64 20,64 30,88 30,88 3,72
Tag 2069 2070 2071A 2072 2073 2074A 2075A 2075B 2076 2077A 2077B 2080 2081 2084 2082 2087A 2085 2086A 2087B 2078
thin
Df-gov 0 1,8 0 2,4 15 0 0 2,4 1,68 5,6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3,5
TUBERÍAS Df-govextd Df-govSCC 2,4 19,52 0 19,49 0 11,90 0 11,95 50 7,67 0 19,55 0 10,35 0 17,03 0 19,50 0 3,65 0 19,54 0 19,54 0 19,54 0 16,16 0 19,54 0 17,02 0 29,08 0 19,49 0 16,50 30 20,27
Df-total 21,92 21,29 11,90 14,35 57,67 19,55 10,35 19,43 21,18 9,25 19,54 19,54 19,54 16,16 19,54 17,02 29,08 19,49 16,50 50,27
Fuente: Propia. Se observa que los factores de adelgazamiento y corrosión externa son despreciables, y el factor de daño final está representado por el factor de daño gobernante por agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo (D f-govSCC), siendo el mayor valor representado por la torre despojadora de HF (T-3). Para el caso de las tuberías, los factores de gobernantes por adelgazamiento y corrosión externa si fueron significativos en algunas tuberías junto con el factor de daño gobernante por agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo, para obtener el factor de daño final mostrado en la tabla 4.24. Donde las tuberías con mayor factor de daño total son: 2073 y 2078.
149
4.5.1.3 Factor de sistemas de gerencia (FMS) Se evaluó el sistema de gerencia aplicado en la unidad de alquilación mediante numerosas preguntas cuyas respuestas indican una puntuación determinada en el cuestionario, como se muestra en el Apéndice F, con el fin de obtener mediante fórmulas una puntuación cuantitativa que represente el factor de sistemas de gerencia involucrado en la probabilidad de falla de los equipos y tuberías de la unidad, incluyendo los del lazo N°7. Además se pudo identificar las áreas de fortaleza y debilidad de la manera en la que se gerencia la unidad ordenado en la figura G.1, ubicado en el Apéndice G. La tabla 4.25 muestra los valores totales de las respuestas para cada área competente a la gerencia de la unidad de alquilación. También muestra el total obtenido de la suma del puntaje de cada áre a llamado
“score” .
Tabla 4.25. Puntuación del cuestionario para el factor de sistemas de gerencia de la unidad de alquilación. Tema 1) Liderazgo y Administración 2) Información sobre Seguridad de los Procesos 3) Análisis de Peligros de Proceso 4) Gerencia del Cambio 5) Procedimientos Operacionales 6) Prácticas de Trabajo Seguro 7) Capacitación 8) Integridad Mecánica 9) Revisión de Seguridad Previo al Arranque 10) Respuestas a Emergencias 11) Investigación de Incidentes 12) Contratistas 13) Evaluación del Sistema de Gerencia
Fuente: Propia.
Preguntas 6 10 9 6 7 7 8 20 5 6 9 5 4 Total
Max 70 80 100 80 80 85 100 120 60 65 75 45 40 1000
Total 55 80 86 77 71 80 100 113 60 63 59 45 10 899
150
Se aprecia el puntaje perfecto en las áreas: Información Sobre Seguridad de los Procesos, Capacitación, Revisión de Seguridad Previo al Arranque y Contratistas. Donde el menor puntaje se dió en el área de Evaluación del Sistema de Gerencia, siendo que es la primera vez que se ejecutó este estudio a la unidad. Recordando que la probabilidad de falla de cada equipo y tubería se obtuvo del producto de: Frecuencia de Falla Genérica (gff), Factor de Daño Total (Df-total) y el Factor de Sistemas de Gerencia (F MS). A continuación la tabla 4.26, muestra la probabilidad de falla para los equipos y tuberías del lazo N°7. La probabilidad de falla resultante para cada equipo se encuentran en el rango de 10-4 y 10-5 (fallas/año), como se muestra en la tabla 4.26, donde la Torre Despojadora de HF (T-3) presentó la mayor probabilidad de falla sobre los demás, tomando en cuenta que la Frecuencia de Falla Genérica Total y el Factor de Sistemas de Gerencia son valores iguales para todos los equipos, la proporción de la probabilidad de falla dependió solo del Factor de Daño Total calculado a cada equipo.
151
Tabla 4.26.Probabilidad de falla de los equipos y tuberías del lazo N°7. EQUIPOS EQUIPOS Tag T-2 T-3 T-22 E-7A E-7B E-11A E-11B E-11C E-11D E-42A E-42B E-46
gff (falla/año) x10-5 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06
TUBER AS
Df-total
FMS
20,52 150,53 28,85 20,64 20,87 20,64 20,64 20,64 20,64 30,88 30,88 3,72
0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922
P(t) (falla/año) x10-4 1,00 7,33 1,414 1,01 1,02 1,01 1,01 1,01 1,01 1,50 1,50 1,81
Tag 2069 2070 2071A 2072 2073 2074A 2075A 2075B 2076 2077A 2077B 2080 2081 2084 2082 2087A 2085 2086A 2087B 2078
Fuente: Propia
gff (falla/año) x10-5 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06 3,06
Df-total
FMS
21,92 21,29 11,90 14,35 57,67 19,55 10,35 19,43 21,18 9,25 19,54 19,54 19,54 16,16 19,54 17,02 29,08 19,49 16,50 50,27
0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922 0,15922
P(t) (falla/año) x10-4 1,07 1,04 0,58 0,69 2,81 0,95 0,50 0,95 1,03 0,45 0,95 0,95 0,95 0,787 0,95 0,82 1,42 0,95 0,81 2,45
152
De igual manera la probabilidad de falla resultante para cada tubería se encuentran en el rango de 10 -4 y 10-5 (fallas/año), donde las tuberías 2073 y 2078 presentaron la mayor probabilidad de falla sobre las demás, tomando en cuenta que la Frecuencia de Falla Genérica Total y el Factor de Sistemas de Gerencia son valores iguales para todos las tuberías, la proporción de la probabilidad de falla dependió solo del Factor de Daño Total calculado a cada tubería.
4.5.2 Consecuencias Las consecuencias asociadas a los equipos y tuberías del lazo Nº7, dependieron del fluido representativo de proceso que éstos manejan, de tal forma que debió conocerse las propiedades de dicho fluido para determinar si es inflamable, tóxico o no inflamable y no tóxico. La categoría en la que se ubique el fluido indica según la norma API-RP 581 los pasos para el cálculo de consecuencias por unidad de área y consecuencias financieras.
4.5.2.1 Propiedades del fluido liberado La tabla 4.27 muestra el fluido representativo de cada grupo de inventario, las propiedades de dicho fluido tales como: Punto de Ebullición Normal (NBP), Peso Molecular (MW), Calor Específico de Presión Constante (C p), Temperatura de Auto ignición (AIT), Constante de Gas Ideal (R), Relación de Capacidad Calorífica de Gas Ideal (k) y la Fase de Emisión cuando el fluido es liberado a la atmosfera.
153
4.5.2.2 Diámetro nominal de equipo y orificio de fuga La tabla 4.28 muestra los valores de la dimensión del diámetro nominal del equipo de mayor importancia en cada grupo de inventario (NPS), además de los diámetros y áreas: pequeño, mediano, grande y ruptura, para los cuales se calcularon las consecuencias por unidad de área y financieras. La frecuencia de falla genérica se extrajo para cada tamaño de orificio de fuga mencionado de la Tabla 4.1 de la norma API-RP 581 en su parte 2, página 16 y 17, titulada “Frecuencias de falla genérica sugeridas para componentes”. componentes”.
Tabla 4.27. Fluido liberado y sus propiedades. G.I.
Fluido
NBP (°R)
G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G8 G9 G10 G11 G12 G13 G14 G15 G16 G17
C3-C4 C3-C4 C3-C4 C3-C4 C3 C3 C3 C3 C3 C3 C4 C4 C4 C4 C4 C4 C4
453,37 453,37 453,37 453,37 453,37 453,37 453,37 453,37 453,37 453,37 453,37 453,37 453,37 453,37 453,37 453,37 453,37
Propiedades del Fluido Cp MW (Btu/lb(lb/lb-mol) mol°R) 51 375035,4497 51 375035,4497 51 429353,2249 51 402313,6275 51 389863,4191 51 388226,9928 51 377798,0898 51 377798,0898 51 372264,0911 51 372264,0911 51 429350,0705 51 399623,4741 51 399623,4741 51 369485,4005 51 375039,4342 51 380552,3352 51 375039,4342
AIT (°R)
R (Btu/lbmol°R)
K
Fase de Emisión
1155,67 1155,67 1155,67 1155,67 1155,67 1155,67 1155,67 1155,67 1155,67 1155,67 1155,67 1155,67 1155,67 1155,67 1155,67 1155,67 1155,67
1545 1545 1545 1545 1545 1545 1545 1545 1545 1545 1545 1545 1545 1545 1545 1545 1545
1,004137 1,004137 1,003611 1,003855 1,003979 1,003996 1,004106 1,004106 1,004168 1,004168 1,003611 1,003881 1,003881 1,004199 1,004137 1,004076 1,004137
Gas G as Gas G as Gas G as Gas G as Gas Gas Gas Gas Gas Gas Gas Gas Gas Gas Gas Gas Gas
Fuente: [7].
154
Tabla 4.28. Conjunto de agujeros para cálculo de consecuencias. G.I.
NPS (in)
G1 8 G2 6 G3 6 G4 6 G5 102 G6 42,0624 G7 8 G8 120 G9 8 G10 6 G11 6 G12 27 G13 4,026 G14 30,9996 G15 90 G16 48,9996 G17 6
Dn(in) Peq
Med
Gra
Rup
0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4
8 6 6 6 16 16 8 16 8 6 6 16 4,026 16 16 16 6
Peq x10-6 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00 8,00
gff n (falla/año) Med Gra x10-5 2,00 2,00E-06 2,00 0,00E+00 2,00 0,00E+00 2,00 0,00E+00 2,00 2,00E-06 2,00 2,00E-06 2,00 2,00E-06 2,00 2,00E-06 2,00 2,00E-06 2,00 0,00E+00 2,00 0,00E+00 2,00 2,00E-06 2,00 2,00E-06 2,00 2,00E-06 2,00 2,00E-06 2,00 2,00E-06 2,00 0,00E+00
Fuente: [7].
Rup 6,00E-07 6,00E-06 6,00E-06 6,00E-06 6,00E-07 6,00E-07 6,00E-07 6,00E-07 6,00E-07 6,00E-06 6,00E-06 6,00E-07 6,00E-07 6,00E-07 6,00E-07 6,00E-07 6,00E-07
gff total (falla/año) Peq 3,06E-05 3,06E-05 3,06E-05 3,06E-05 3,06E-05 3,06E-05 3,06E-05 3,06E-05 3,06E-05 3,06E-05 3,06E-05 3,06E-05 3,06E-05 3,06E-05 3,06E-05 3,06E-05 3,06E-05
0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05
An(in2) Med
Gra
Rup
0,79 0,79 0,79 0,79 0,79 0,79 0,79 0,79 0,79 0,79 0,79 0,79 0,79 0,79 0,79 0,79 0,79
12,57 12,57 12,57 12,57 12,57 12,57 12,57 12,57 12,57 12,57 12,57 12,57 12,57 12,57 12,57 12,57 12,57
50,27 28,27 28,27 28,27 201,06 201,06 50,27 201,06 50,27 28,27 28,27 201,06 12,73 201,06 201,06 201,06 28,27
155
4.5.2.3 Velocidad de emisión La velocidad de emisión se calculó en un proceso de dos etapas: En primer lugar se halló el régimen de flujo sónico o subsónico y en segundo lugar la velocidad de flujo utilizando el régimen de flujo especificado. La tabla 4.29 muestra las presiones: atmosférica, de transición calculada y operacional con las cuáles se determinó el régimen de flujo, donde predominó el régimen sónico, ya que imperó la presión de operación sobre la presión de transición calculada a cada grupo de inventario. En la tabla 4.29 también se muestra los valores calculados de las velocidades de flujo que se liberará (W n) para cada tamaño de orificio de fuga.
Tabla 4.29. Régimen y flujo de liberación para cada tamaño de orificio de cada grupo de inventario. G.I. G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G8 G9 G10 G11 G12 G13 G14 G15 G16 G17
Patm Ptrans (psia) (psia) 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7 14,7
24,27 24,27 24,27 24,27 24,27 24,27 24,27 24,27 24,27 24,27 24,27 24,27 24,27 24,27 24,27 24,27 24,27
Pop Régimen (psia) 284,7 414,7 414,7 354,7 314,7 314,7 89,7 291,7 289,7 419,7 314,7 314,7 194,7 306,7 274,7 139,7 214,7
Sónico Sónico Sónico Sónico Sónico Sónico Sónico Sónico Sónico Sónico Sónico Sónico Sónico Sónico Sónico Sónico Sónico
Wn(lb/s) Peq 0,33 0,48 0,44 0,40 0,36 0,36 0,10 0,34 0,34 0,49 0,34 0,35 0,22 0,36 0,32 0,16 0,25
Fuente: Propio.
Med 5,30 7,73 7,11 6,33 5,73 5,74 1,66 5,41 5,42 7,85 5,40 5,64 3,49 5,77 5,12 2,58 4,00
Gra 84,86 123,61 113,83 101,33 91,63 91,87 26,62 86,57 86,74 125,66 86,38 90,27 55,85 92,24 81,88 41,28 64,00
Rup 339,45 278,13 256,11 227,98 1466,15 1469,89 106,48 1385,05 346,96 282,74 194,35 1444,29 56,58 1475,89 1310,11 660,43 143,99
156
4.5.2.4 Masa de componente y emisiones por grupo de inventario La tabla 4.30 muestra las masas de componente y grupo de inventario, al igual que los valores resultantes de los cálculos de la masa adicional que se calculó en base a la fuga de tres minutos (180s) del grupo de inventario del componente. Esta masa adicional se calculó asumiendo la misma velocidad de flujo del componente de fuga, pero se limita a un tamaño de orificio (d max8) de 203mm [8plg], cuya área representada por (Amax8) es igual a 50,3 [pulg 2]. La tabla 4.31 muestra para cada tamaño de orificio los valores resultantes del cálculo del tiempo necesario para liberar 4,536 kg [10,000 lb] del fluido, y el tipo de emisión continua (Cont) o Instantánea (Inst) correspondiente al valor de tiempo calculado. Se tomó en cuenta las siguientes condiciones:
Sí el orificio es menor o igual 6,35 mm [0,25 plg], el tipo de emisión es continua´
Si tn<180s o la masa liberada es mayor a 4536 kg [10000 lb], entonces la emisión es instantánea, en cualquier otro caso la emisión será continua. En la tabla 4.31 se puede notar que la emisión tipo continua predomina en
los tamaños de orificio pequeño y mediano, mientras que la emisión instantánea se presentará en los orificios grandes y de ruptura, exceptuando los grupos de inventario 7 y 16 que presentarán emisiones continuas en un tamaño grande de orificio, y el grupo 8 donde la emisión instantánea se presentará en el tamaño de orificio mediano.
157
Tabla 4.30. Masa de componente, inventario y disponible para fugar de cada grupo de inventario. G.I.
Masscomp.i(lb) Equipo
G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G8 G9 G10 G11 G12 G13 G14 G15 G16 G17
612,14 413,69 94,73 48461,63
1350,72 88,91 4947,17 75,44 60,26
Tubería 916,92 420,27 21,85 745,41 13,43 105,70 94,94 480,54 1834,11 1434,57 105,74 72,19 707,74 23,89 1,14 509,82
massinv (lb)
dmax8 (in)
Amax8 (in2)
Wmax8 (lb/s)
916,92 420,27 633,99 745,41 427,12 94,73 10 5,70 48556,57 480,54 1834,11 1434,57 14 56,46 161,10 56 54,92 99,34 61,40 509,82
8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8
50,3 50,3 50,3 50,3 50,3 50,3 50,3 50,3 50,3 50,3 50,3 50,3 50,3 50,3 50,3 50,3 50,3
33 9,68 494,79 45 5,62 405,58 36 6,79 367,72 106,55 346,50 34 7,19 502,99 345,75 361,32 223,54 369,22 327,75 165,22 25 6,16
Peq 59,67 86,92 80,03 71,24 64,43 64,59 18,72 60,87 60,99 88,36 60,74 63,47 39,27 64,86 57,57 29,02 45,00
massadd.n (lb) Med Gra 954,71 15275,29 1390,64 22250,31 1280,56 20488,91 1139,92 18238,70 1030,89 16494,18 1033,52 16536,26 299,47 4791,54 973,87 15581,86 975,81 15613,02 1413,70 22619,21 971,77 15548,25 1015,52 16248,28 628,28 10052,56 1037,73 16603,74 921,17 14738,75 464,36 7429,79 719,97 11519,51
Fuente: Propio.
Rup 61101,17 50063,20 46100,05 41037,08 66021,88 66190,32 19166,17 62370,09 62452,08 50893,22 34983,57 65037,59 10183,67 66460,42 58995,36 29739,52 25918,90
Peq 289,52 420,27 633,99 745,41 427,12 94,73 105,70 48556,57 480,54 1834,11 1434,57 1456,46 117,05 5395,34 84,12 61,40 488,53
massavail.n (lb) Med Gra 916,92 916,92 420,27 420,27 633,99 633,99 745,41 745,41 427,12 427,12 94,73 94,73 105,70 105,70 48556,57 48556,57 480,54 480,54 1834,11 1834,11 1434,57 1434,57 1456,46 1456,46 161,10 161,10 5654,92 5654,92 99,34 99,34 61,40 61,40 509,82 509,82
Rup 916,92 420,27 633,99 745,41 427,12 94,73 105,70 48556,57 480,54 1834,11 1434,57 1456,46 161,10 5654,92 99,34 61,40 509,82
158
Tabla 4.31. Tipo de emisiones para cada grupo de inventario. G.I. G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G8 G9 G10 G11 G12 G13 G14 G15 G16 G17
Peq 30166,36 20709,82 22490,22 25264,95 27937,12 27866,03 96169,46 29572,85 29513,83 20372,07 29636,77 28359,93 45839,08 27752,78 31264,52 62020,56 40001,69
Tn(s) Emisión Med Gra Rup Peq Med Gra 1885,40 117,84 29,46 Cont Cont Inst 1294,36 80,90 35,95 Cont Cont Inst 1405,64 87,85 39,05 Cont Cont Inst 1579,06 98,69 43,86 Cont Cont Inst 1746,07 109,13 6,82 Cont Cont Inst 1741,63 108,85 6,80 Cont Cont Inst 6010,59 375,66 93,92 Cont Cont Cont 1848,30 115,52 7,22 Cont Inst Inst 1844,61 115,29 28,82 Cont Cont Inst 1273,25 79,58 35,37 Cont Cont Inst 1852,30 115,77 51,45 Cont Cont Inst 1772,50 110,78 6,92 Cont Cont Inst 2864,94 179,06 176,75 Cont Cont Inst 1734,55 108,41 6,78 Cont Cont Inst 1954,03 122,13 7,63 Cont Cont Inst 3876,28 242,27 15,14 Cont Cont Cont 2500,11 156,26 69,45 Cont Cont Inst
Rup Inst Inst Inst Inst Inst Inst Inst Inst Inst Inst Inst Inst Inst Inst Inst Inst Inst
Fuente: Propio. 4.5.2.5 Impacto de los sistemas de emisión Los sistemas de detección y aislamiento son de gran importancia al momento de producirse alguna emisión de un fluido de proceso. Existen tres clasificaciones A, B y C según la norma API-RP 581. La tabla 4.32 muestra la clasificación A, para los sistemas de detección que consisten en instrumentación diseñada específicamente para detectar pérdidas de material por cambio de condiciones de operación (p. ej. Pérdida de presión o de flujo) en el sistema. Y la clasificación A, para los sistemas de aislamiento o apagado activado directamente a la instrumentación del proceso o detectores, sin la intervención del operador, los cuales son los que posee la unidad de alquilación. Estos sistemas influyen en la magnitud y el tiempo de fuga, por lo que la tabla 4.32 también muestra el factor de reducción de emisión (factdi) que para una clasificación A para ambos sistemas, este factor
159
resulta 0,25, lo que significa una reducción de la tasa de emisión o masa en un 25%. En cuanto a la influencia en el tiempo de fuga, esta clasificación A determina el tiempo total de duración de fuga para cada tamaño de orificio de liberación, (ldmax,n).
Tabla 4.32. Influencia de la clasificación de sistemas de detección y aislamiento en la magnitud y duración de fuga. G.I. G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G8 G9 G10 G11 G12 G13 G14 G15 G16 G17
Clasificación Sistema Detección A A A A A A A A A A A A A A A A A
Clasificación Sistema Aislamiento A A A A A A A A A A A A A A A A A
factdi 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25
ldmax,n (min) Peq
Med
Gra
20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20
10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5
Fuente: [7]. 4.5.2.6 Flujo de las liberaciones y la masa para los análisis de consecuencias En la tabla 4.33 se muestran para cada tamaño de orificio de liberación, la velocidad de emisión ajustada por la presencia de unidades de detección y de aislamiento (raten), la duración de fuga, (ld n), la masa liberada (mass n) y la masa disponible (mass avail,n) que se usó como un límite superior para la masa
160
de emisión (massn); siendo necesario recordar que la duración de fuga (ld n) no podrá exceder la máxima duración (ld max,n) mostrada en la tabla 4.32.
161
Tabla 4.33. Flujo de liberaciones y masa para análisis de consecuencias. raten (lb/s)
G.I. G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G8 G9 G10 G11 G12 G13 G14 G15 G16 G17
Peq 0,25 0,36 0,33 0,30 0,27 0,27 0,08 0,25 0,25 0,37 0,25 0,26 0,16 0,27 0,24 0,12 0,19
Med 3,98 5,79 5,34 4,75 4,30 4,31 1,25 4,06 4,07 5,89 4,05 4,23 2,62 4,32 3,84 1,93 3,00
Gra 63,65 92,71 85,37 75,99 68,73 68,90 19,96 64,92 65,05 94,25 64,78 67,70 41,89 69,18 61,41 30,96 48,00
ldn (s) Rup 254,59 208,60 192,08 170,99 1099,61 1102,42 79,86 1038,79 260,22 212,06 145,76 1083,22 42,43 1106,92 982,58 495,32 108,00
Peq 1164,50 1160,50 1200,00 1200,00 1200,00 351,97 1200,00 1200,00 1200,00 1200,00 1200,00 1200,00 715,40 1200,00 350,64 507,76 1200,00
Med Gra Rup Peq 230,50 14,41 3,60 289,52 72,53 4,53 2,01 420,27 118,82 7,43 3,30 400,17 156,94 9,81 4,36 356,22 99,44 6,21 0,39 322,15 22,00 1,37 0,09 94,73 84,71 5,29 1,32 93,58 600,00 300,00 46,74 304,33 118,19 7,39 1,85 304,94 311,37 19,46 8,65 441,78 354,30 22,14 9,84 303,68 344,21 21,51 1,34 317,35 61,54 3,85 3,80 117,05 600,00 81,74 5,11 324,29 25,88 1,62 0,10 84,12 31,74 1,98 0,12 61,40 169,95 10,62 4,72 224,99
Fuente: Propio.
massn (lb) Med Gra Rup 916,92 916,92 916,92 420,27 420,27 420,27 633,99 633,99 633,99 745,41 745,41 745,41 427,12 427,12 427,12 94,73 94,73 94,73 105,70 105,70 105,70 2434,67 19477,32 48556,57 480,54 480,54 480,54 1834,11 1834,11 1834,11 1434,57 1434,57 1434,57 1456,46 1456,46 1456,46 161,10 161,10 161,10 2594,33 5654,92 5654,92 99,34 99,34 99,34 61,40 61,40 61,40 509,82 509,82 509,82
162
4.5.2.7 Consecuencias inflamables/explosivas (CAflam) Como se explicó en el capítulo anterior las áreas de consecuencia se estimaron de un juego de ecuaciones utilizando la velocidad de emisión (raten) (para emisiones continuas) o masas emitidas (mass n) (para emisiones instantáneas) como entrada. Para ello se ejecutaron 16 pasos que se describen en el apartado H1 del Apéndice H y los resultados se indican en la tabla 4.34. Se puede notar que en la mayoría de los grupos de inventario las áreas de consecuencia inflamables total, resulta mayor en los casos de lesión a personal que los casos de daño a componentes, si bien esto no siempre debe ocurrir, coincide con las bases comparables que maneja el Departamento de Ingeniería de Riesgos de la Refinería P.L.C.
4.5.2.8 Consecuencias tóxicas Para la determinación de áreas de consecuencia tóxicas, se supuso que la fase de emisión siempre será gas o vapor, como se explicó en el capítulo anterior. El procedimiento constó de cinco (5) pasos que se describen en el apartado H2 del Apéndice H. Durante los cálculos se observó un lógico patrón en el que la duración efectiva de la emisión tóxica disminuye conforme aumente el tamaño del orificio (vea Tabla H2.1 en el apartado H2 del Apéndice H). En algunos casos la fracción de masa de tóxica se encontró ser igual entre algunos grupos de inventario (vea Tabla H2.2 en el apartado H2 del Apéndice H) y también se observó cómo aumenta la velocidad de emisión tóxica conforme aumenta el
163
tamaño del orificio de fuga (vea Tabla H2.3 en el apartado H2 del Apéndice H), siempre dependiente del flujo de liberación (W n). En cuanto a la masa de la emisión tóxica, se debe recordar que las emisiones tóxicas no derivan en daños a componentes sino a personas, y de los cálculos se observó que aun cuando se presenta un ascenso conforme a la dimensión del orificio, en repetidos casos esto no ocurre y se mantiene constante para el resto de los tamaños (vea la Tabla H2.3 en el apartado H2 del Apéndice H). Esto se debe a que este valor es dependiente de la masa liberada que se proporcionó en la tabla 4.30. La tabla 4.35 muestra resultados de las áreas de consecuencia tóxicas para cada grupo de inventario donde los altos valores como el caso del “G8”, coinciden con los resultados manejados por el Departamento de Ingeniería de Riesgos de la Refinería Puerto La Cruz. Esto se debe a que el grupo de inventario “G8” posee mayor cantidad de masa tóxic a, lo que implica una mayor área de afectación. Es importante señalar que para los cálculos de áreas de consecuencias y consecuencias financieras, se utilizaron un conjunto de constantes sugeridadas por la norma API-RP 581 como factores de conversión, cuyos valores son requeridos en diferentes fórmulas para dichos cálculos. Los valores de cada una de estas constantes se muestran en la Tabla I.1 del Apéndice I. El sistema de unidades utilizado fué el sistema USC.
4.5.2.9 Área de consecuencia no tóxicas no inflamables No existen consecuencias no tóxicas no inflamables.
164
4.5.2.10 Probabilidad final de daño ponderado para componente (CAcmd) y el personal herido (CAinj) en el área de consecuencias Las áreas de consecuencia final para el daño a componentes y lesión a personal son las áreas máximas de aquellas calculadas para: Consecuencias Inflamables, Consecuencias Toxicas, Consecuencias no inflamables y no toxicas, como se explicó en el capítulo anterior. La determinación de las áreas de consecuencia finales de daño a componentes se resumió solo a las áreas de consecuencia inflamables para componentes mostradas en la tabla 4.34, ya que las emisiones tóxicas no derivan en daños a componentes y no hay daños a componentes por fluidos no tóxicos no inflamables. La tabla 4.36 muestra las áreas de consecuencia finales de daño a componentes derivadas de las áreas de consecuencia inflamables de daño a componentes.
4.5.2.11 Área final de consecuencias de lesión a personal (CAinj) Tomando en cuenta que son nulas las consecuencias a personal por fluidos no inflamables y no tóxicos, (CA injnfnt), de esta manera la tabla 4.37 muestra la comparación de las áreas de consecuencia para emisiones de fluidos inflamables y tóxicos, tomando el mayor valor entre éstas para que representen las áreas de consecuencia finales para daños a personal.
4.5.2.12 Area de consecuencia final (CA) El área de consecuencia final se halló tomando el máximo valor entre las áreas de consecuencia final tanto a daños a componentes (CA cmd) como
165
lesiones a personal (CAinj). La tabla 4.38 muestra el área de consecuencia final que representa a cada grupo de inventario en caso de que ocurra una emisión del fluido transportado. Se puede apreciar en la tabla 4.38, que las áreas de consecuencia finales de cada grupo de inventario se encuentran en el orden de 10 3 y 104 (ft2/año), sin embargo el grupo de inventario número 8 (G8) presenta una área de consecuencia por el orden de 10 7(ft2/año), esto se debe a que la cantidad de masa de ácido fluorhídrico (HF) y de hidrocarburos que contiene el tambor acumulador de reflujo de la despropanizadora (D-8) es mucho mayor que las cantidades que manejan los demás grupos de inventario.
166
Tabla 4.34. Áreas de consecuencia inflamables finales para daño a componente y lesión personal. G.I CAcmd flam x103 (ft2) CAinjflam x103 (ft2)
G1
G2
G3
G4
G5
G6
G7
G8
G9
G10 G11 G12
G13
G14 G15
2,40 2.91 3.11 3.10 2.31 1.46 0.629 1.35 1.77 4,74 3,78 3,70 0.811 4,96 1,35 6,04
7.27 7.81 7.79 5.78
3.61
1.50
3.38 4.41
12,1
9,64 9,44
1,96
12,8
3,34
G16
G17
0.778 1,51 1,90
3,74
Fuente: Propio. Tabla 4.35. Área de consecuencia tóxica final. G.I. CAinjtox x103 (ft2)
G1
G2
G3
28,8
22,3 39,5
G4
G5
49,5 25,4
G6
G7
3,49 1,23
G8
G9
10800 10,5
G10 G11 G12
G13
157
0,104 11,9
17
7,58
G14 G15 G16 1,15 3,38
G17 0,436
Fuente: Propio. Tabla 4.36. Área de consecuencia final de daño a componentes. G.I. G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G8 G9 G10 G11 G12 G13 G14 G15 CAcmd flam x103 (ft2) 2,40 2.91 3.11 3.10 2.31 1.46 0.629 1.35 1.77 4,74 3,78 3,70 0.811 4,96 1,35 CAcmd x103 (ft2) 2,40 2.91 3.11 3.10 2.31 1.46 0.629 1.35 1.77 4,74 3,78 3,70 0.811 4,96 1,35
Fuente: Propio.
G16
G17
0.778 1,51 0.778 1,51
167
Tabla 4.37. Área de consecuencia final para daños a personal. G.I. G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G8 G9 G10 G11 G12 G13 G14 G15 G16 G17
CAinj flam (ft2) 6,04x103 7,27x103 7,81x103 7,79x103 5,78x103 3,61x103 1,50x103 3,38x103 4,41x103 1,21x104 9,64x103 9,44x103 1,96x103 1,28x104 3,34x103 1,90x103 3,74x103
CAinj tox (ft2) 2,88x104 2,23x104 3,95x104 4,95x104 2,54x104 3,49x103 1,23x103 1,08x107 1,05x104 1,57x105 1,70x104 7,58x103 1,04x102 1,19x104 1,15x103 3,38x103 4,36 x10 2
CAinj (ft2) 2,88x104 2,23x104 3,95x104 4,95x104 2,54x104 3,61x103 1,50x103 1,08 x107 1,05x104 1,57x105 1,70x104 9,44x103 1,96x103 1,28x104 3,34x103 3,38x103 3,74x103
Fuente: Propio. Tabla 4.38. Área de consecuencia final. G.I.
CAcmd (ft2)
CAinj (ft2)
CA (ft 2)
G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G8 G9 G10 G11 G12 G13 G14 G15 G16 G17
2,40x103 2,91x103 3,11x103 3,10x103 2,31x103 1,46x103 6,29x102 1,35x103 1,77x103 4,74x103 3,78x103 3,70x103 8,11x102 4,96x103 1,35x103 7,78x102 1,51x103
2,88x104 2,23x104 3,95x104 4,95x104 2,54x104 3,61x103 1,50x103 1,08x107 1,05x104 1,57x105 1,70x104 9,44x103 1,96x103 1,28x104 3,34x103 3,38x103 3,74x103
2,88x104 2,23x104 3,95x104 4,95x104 2,54x104 3,61x103 1,50x103 1,08x107 1,05x104 1,57x105 1,70x104 9,44x103 1,96x103 1,28x104 3,34x103 3,38x103 3,74x103
Fuente: Propio.
168
Es importante mencionar que si bien el tambor acumulador (D-8) no pertenece al lazo N°7, su masa contenida fue tomada como parte del grupo de inventario número 8 (G8) debido a la configuración del sistema, como se puede ver en el diagrama de este grupo de inventario C.8 en el Apéndice C, y los planos: Diagrama de Flujo de Proceso, Diagrama de Tubería e Intrumentación y Plano de Ubicación de los Equipos de la Unidad de Alquilación, en los Apéndices J,K y L respectivamente.
4.5.2.13 Consecuencias financieras (FC) Las consecuencias financieras por emisión de materiales peligrosos se determinaron sumando los costos individuales siguientes: Daño de componente (FCcmd), daño a equipos cercanos en el área afectada (FC affa), interrupción de negocios (FC prod), lesiones potenciales (FC inj) y limpieza ambiental (FCenviron), siguiendo los pasos que se indican en el apartado H3 del apéndice H. La tabla 4.39 muestra cada uno de los costos y el resultado final de dicha suma.
Tabla 4.39. Consecuencias financieras finales. Tag T-2 T-3 T-22 E-7A E-7B E-11A E-11B E-11C E-11D E-42A E-42B E-46
FCcmd ($) 2,42x104 2,42 x104 2,42 x104 4,05 x103 4,05 x103 4,05 x103 4,05 x103 4,05 x103 4,05 x103 4,05 x103 4,05 x103 4,05 x103
FCaffa ($) 1,41 x108 9,95 x107 5,60 x107 1,27 x107 1,27 x107 3,01 x106 3,01 x106 3,01 x106 3,01 x106 1,24 x106 1,24 x106 1,27 x106
FCprod ($) 2,48 x108 2,16 x108 1,74 x108 4,37 x107 4,37 x107 1,88 x107 1,88 x107 1,88 x107 1,88 x107 1,12 x107 1,12 x107 1,14 x107
FCinj ($) 2,34 x106 2,34 x106 3,07 x105 1,18 x106 1,18 x106 3,31 x105 3,31 x105 3,31 x105 3,31 x105 3,11 x105 3,11 x105 1,80 x105
Fuente: Propio.
FCenviron ($) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
FC ($) 3,91 x10 8 3,18 x10 8 2,31 x10 8 5,75 x10 7 5,75 x10 7 2,22 x10 7 2,22 x10 7 2,22 x10 7 2,22 x10 7 1,27 x10 7 1,27 x10 7 1,28 x10 7
169
En la tabla 4.39 se observa que un valor de costo de daño de componente para torres y otro para intercambiadores, esto se debe a que los datos utilizados para hallar este costo son iguales para el caso de las torres y para los intercambiadores, verificable en la tabla H3.1 del apartado H3 del Apéndice H. También en esta tabla se observa que la torre despropanizadora (T-2) posee mayor costo de daño a equipos cercanos, debido a que su área de afectación y el costo de equipo nuevo por unidad de área (equipcost) son mayores que el resto de los equipos, verificable en la tabla H3.2 en el apartado H3 del Apéndice H. Además destaca en esta tabla, que los costos de interrupción de negocios son mayores para las torres (T-2, T-3 y T-22) detallados en la tabla H3.3 del apartado H3 del Apéndice H, el tiempo de inactividad para los intercambiadores es nulo, sin embargo el tiempo de inactividad por reparación de equipos vecinos es diferente de cero (0). Por otra parte, se observa que los costos de lesiones potenciales como se muestra en la tabla H3.4 del apartado H3 en el Apéndice H, dependen de la densidad de población en la unidad, del costo de lesiones fatales y del área de consecuencia de personal, donde los dos primeros son constantes para todos los equipos, lo que implica que el equipo cuyo grupo de inventario posee mayor área de consecuencia de personal, obtendrá el mayor costo de lesiones personales, tal son los casos de las torres despropaniadora (T-2) y despojadora de HF (T-3).
170
En definitiva, se observa en la tabla que la torre despropanizadora (T-2) encabeza las consecuencias financieras finales de los equipos estudiados. Levemente por debajo le sigue la torre despojadora de HF (T-3) y luego el resto de los equipos. El significado de estos resultados indica que incluso en el aspecto económico la unidad del alquilación posee riesgos financieros considerables que sugieren la aplicación de los mejores planes y tecnologías de inspección para los equipos y tuberías que pertenecen a esta unidad.
4.5.3 Matríz de riesgo Conociendo el factor de daño total ( Df-total ) de cada equipo y tubería, y las áreas de consecuencia final (CA) de cada grupo de inventario, se ubicó en una matriz de riesgo cada equipo y tubería del lazo N°7, con el fin de determinar el nivel de riesgo que según la norma API-RP 581 debe asignarse a cada uno. En el capítulo anterior se mostraron las tablas 3.2 y 3.3, las cuales proporcionan los rangos de valores las categorías de probabilidad de falla y consecuencia basada en el área y consecuencia financiera respectivamente, para cada equipo y tubería. En esta oportunidad, La figura 4.1 muestra la matriz de riesgo resultante de las categorías de probabilidad de falla y consecuencia basada en el área de afectación para cada uno de éstos.
171
5 4
T-3 E-11A
2069
E-11B
2070
E-11C
2073
E-11D
T-2
T-22
2078
l
al
2085
2076
F
E-42A
E-7A
d
E-42B
E-7B
2075A
2081
2071A
a
E-46
2086A
2072
o
2084
2087B
2074A
3 a e d a di il b b r P
2075B 2
2077A 2077B 2080 2082 2087A
1 A
B
C
D
E
Área de Afectación (Consecuencia)
Figura 4.1. Matríz de Riesgo: Probabilidad de Falla Vs Área de Consecuencias. Recordando que cada color en la matriz de riesgo indica una categoría de riesgo distinta, se puede notar que en la figura 4.1 no se observan equipos y tuberías en la franja verde, la cual representa un riesgo Bajo. Mientras que en la franja de color amarillo se muestran los circuitos de tuberías: 2075A,
172
2081, 2084, 2086A y 2087B, y el equipo E-46 para los cuales su categoría de riesgo es Medio. La franja de color naranja cuya categoría de riesgo es Medio Alto presenta una mayor cantidad de equipos tales como: los intercambiadores E11A/B/C/D, E-42A/B, la torre T-22, y los circuitos de tuberías: 2071A, 2072, 2074A, 2075B, 2077A/B, 2080, 2082, 2085 y 2087A. Por último la franja roja representa la categoría de riesgo Alto donde se encuentran ubicados el resto de los equipos: Las torres T-2 y T-3, los intercambiadores E-7A/B, y los circuitos de tuberías 2069, 2070, 2073, 2076 y 2078. Como se puede observar en la figura 4.1, la torre despojadora de HF (T-3) posee la mayor categoría de probabilidad de falla, esto se debe a su alta susceptibilidad al mecanismo de agrietamiento inducido por hidrógeno y agrietamiento inducido por hidrógeno orientado por esfuerzo (HIC/SOHIC) causado por su porcentaje de azufre en el material de construcción (<0.035%) como se observó en la tabla 4.20. La figura 4.2 muestra las categorías en las cuales se ubican los equipos según su probabilidadde falla y consecuencia financiera. Al jerarquizar los equipos del lazo N°7 en una matriz de riesgo desde un punto de vista financiero, se puede observar en la figura 4.2 que la mayoría de los equipos se ubican en la franja roja perteneciente a la categoría de riesgo Alto. Mientras que solo el intercambiador E-46 se ubica en la franja naranja la cual representa la categoría de riesgo Medio Alto.
173
5 4
T-3 T-2 T-22 E-11A
al
E-11B l a F e
E-11C
3 d d
E-11D
a di li
E-7A b a b
E-7B o r P
E-42A E-42B 2
E-46
1 A
B
C
D
E
Consecuencia Financiera
Figura 4.2. Matriz de Riesgo: Probabilidad de Falla Vs Consecuencias Financieras. Las matrices de riesgos mostradas en las figuras 4.1 y 4.2 son evidencia del porque el lazo N°7 incluso la planta de alquilación de la Refinería Puerto La Cruz es la planta con mayor riesgo en todo el complejo de refinación.
4.5.4 Análisis del riesgo El análisis del riesgo de los equipos y tuberías del lazo N°7 mediante una proyección del riesgo desarrollado para cada uno de éstos, para un tiempo determinado por diez (10) años a futuro, refleja las siguientes características:
174
Riesgo Permisible (Información suministrada por la empresa), Riesgo del equipo o tubería y el año en el que se ejecutó el estudio IBR (2014), hasta diez años a futuro (2024). Dependiendo del comportamiento de la curva de riesgo, se determinó en cuál de los tres (3) casos explicados en el capítulo anterior pertenece el equipo y la tubería. Una gráfica de proyección del riesgo se muestra en la figura 4.3 y el resto de las gráficas de los equipos y tuberías del lazo N°7 se muestran en cada uno de los planes en el Apéndice D.
Figura 4.3. Proyección del riesgo de la torre despropanizadora, T-2. Todos los equipos y tuberías del lazo N°7 desarrollaron un avance en su riesgo típico e igual al Caso 3, donde el riesgo permisible no es excedido antes la fecha del plan de inspección. Por lo que no se recomienda la inspección durante el período del plan. Sin embargo se tomaron en cuenta dos (2) características importantes para la programación de la próxima
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inspección: la primera viene dada por el intervalo de tiempo entre inspección de equipos y tuberías que operan con servicios clase 1, los cuales representan a los fluidos de alta peligrosidad por su concentración o toxicidad, incluso a aquellos que provoquen turbulencia en el sistema. Los equipos y tuberías que transportan estos tipos de fluidos deben ser inspeccionados cada cinco (5) años como máximo, según norma API-570. La segunda depende de la vida remanente calculada al equipo o tubería, ya que según los Departamentos de Corrosión y de Inspección cuando la vida remanente de un equipo o tubería es menor de cinco (5) años, el tiempo entre la última inspección realizada y la futura debe ser igual a la mitad en años de la vida remanente del equipo o tubería en estudio.
4.6 Planes de inspección para los equipos y circuitos de tuberías del lazo Nº 7 Luego de haber realizado todos los cálculos mostrados en el presente capítulo, se procedió a diseñar el plan de inspección para cada equipo y circuito de tubería del lazo N°7, tomando en cuenta también los factores nombrados en el capítulo anterior, con la finalidad de definir las actividades de inspección a realizar en una fecha que se determinó según la situación de cada equipo o tubería. Una muestra representativa de los planes se presenta a continuación en la figura 4.4, mientras que el resto de los planes de cada equipo y tubería del lazo N° 7 se muestran en el Apéndice D.
176
Figura 4.4. Resumen de Plan del inspección de la torre despropanizadora, T-2 Equipo: T-2 (TOPE) Descripción: Torre Despropanizadora Fecha de la ltima Inspección: Oct-2010 Fecha de la Próxima Inspección: 2015
Fecha de Actualización: Riesgo Total: Riesgo Financiero: Vida Remanente (Años): Vel. de Corrosión (mm/años)
Feb-2014 3E 3E 8
Mecanismos de Daño Activos
Susceptibilidad
Adelgazamiento (Thinning) Daño Externo/Corrosión Externa (EXTCOR) Agrietamiento Por Hidrógeno Bajo Esfuerzo (HSC) Agrietamiento Inducido por Hidrógeno (HIC/SOHIC) Imagen Del Equipo
SI
0,1
SI
1
NO
0,74
MEDIA
Df
20,52 20,52
Progreso del Riesgo
Actividades de Inspección a Ejecutar Efectividad Descripción de la Actividad 50-100% Mediciones puntuales de espesor mediante Alta (A) ultrasonido en el cuerpo, tope y boquillas de la torre. Inspección visual mayor al 95% del área expuesta con Visual Externa Alta (A) seguimiento de UT o RT. Prueba de partículas magnéticas fluorescentes de 50-100% Prueba Magnética Alta (A) de las soldaduras, además de onda UT adicional para agrietamiento superficial. Observaciones El procedimiento, formatos, herramientas, equipos e información de seguridad se encuentran señalados en la norma PDVSA PI, “Procedimiento de Inspección en Marcha de Equipos Estáticos”, Noviembre 2008. Una vez terminada la campaña de inspección se debe actualizar el nivel de riesgo con el fin de estimar la nueva fecha y alcance de la inspección. Se requiere inspección inmediata para validar su vida remanente. Personal Cargos: 2 Inspectores Calificados y 1 Supervisor Técnica Ultrasonido de Haz Recto (UT)
CAPÍTULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 Conclusiones 1.
Se diagnosticó el estado actual de los equipos y circuitos de tuberías que conforman el lazo Nº 7 de la unidad de alquilación. Donde los 12 equipos y 20 circuitos de tuberías estudiados se encuentran en operación, bajo sus respectivas condiciones típicas de operación o por debajo de sus condiciones de diseño.
2.
En la determinación la velocidad de corrosión de los equipos y circuitos de tuberías del lazo Nº 7, se encontró que la torre despropanizadora (T2) posee la mayor velocidad de corrosión sobre el resto de los equipos con un valor de 0,74 mm/año, que no supera el valor que teóricamente debería experimentar durante 20 años de servicio que es 0,885 mm/año.
3.
La mayoría de las tuberías superan la tasa de corrosión teórica para un servicio de veinte (20) años, siendo los circuitos más destacados el 2077A (2,09 mm/año), 2086A (1,41 mm/año) y 2078 (1,17 mm/año), cuyos valores teóricos de tasa de corrosión son: 0,38 mm/año, 0,532 mm/año y 0,203 mm/año respectivamente. Esto es negativo ya que trae como consecuencia la disminución del tiempo de vida útil que inicialmente se programó para la tubería.
4.
La vida remanente de los equipos y tuberías de los circuitos que conforman el lazo Nº 7, indicó que los equipos con menor vida remanente son: Torre despojadora de isobutano (T-22) con 2 años y los condensadores de esta misma torre E-42A y E-42B cuyas vidas
178
remanente son 4 y 6 años respectivamente. Esto indica que son los equipos a los cuales debe tomarse mayor previción en cuanto a inspección y reemplazo si es necesario a corto plazo.
5.
Los equipos que presentaron mayor vida remanente son: Torre despojadora de HF (T-3) con 72 años y los enfriadores E-7A y E-7B con 29 y 31 años respectivamente. Esto quiere decir que estos equipos deben seguir con el plan de inspección tal cual con las fechas establecidas sin mayor precaución.
6.
Los circuitos de tuberías que poseen una vida remanente por debajo de 1 año, fueron: 2077A, 2073 y 2078, mientras que el circuito con mayor vida remanente es: 2084 con 27 años. El resto de los circuitos poseen menos de 20 años de vida remanente.
7.
Los mecanismos de daño que se presentan en los equipos y circuitos de tuberías, según lo establecido en la norma API 571, son: Adelgazamento, corrosión externa para componentes ferríticos, agrietamiento por hidrógeno bajo esfuerzo, agrietamiento inducido por hidrógeno y orientado por esfuerzos.
8.
Por área de afectación los equipos y tuberías que obtuvieron un nivel de riesgo alto son: T-2, T-3, E-7A, E-7B, 2069, 2070, 2073, 2076 y 2078. Un nivel de riesgo medio alto: T-22, E-11A, E-11B, E-11C, E-11D, E42A, E-42B, 2071A, 2072, 2074A, 2075B, 2077A, 2077B, 2080, 2082, 2085 y 2087A.
9.
El 8.3% de los equipos y 25% de las tuberías presentaron un nivel de riesgo medio, estando estos resultados representados por el equipo E46 y las tuberías 2075A, 2081, 2084, 2086A y 2087B.
10. Los equipos que obtuvieron un riesgo financiero alto son: T-2, T-3, T-22, E-7A, E-7B, E-11A, E-11B, E-11C, E-11D, E-42A, E-42B y solo el calentador E-46 ubtuvo un nivel medio alto.
179
11. Se diseñó un plan de inspección a cada equipo y circuito de tuberías del lazo Nº 7 según su nivel de riesgo, señalando aspectos relevantes de cada equipo o tubería como son: Tag, descripción, fecha de última y próxima inspección, fecha de actualización del plan IBR, nivel de riesgo tanto por área de afectación como financiero (en el caso de los equipos), vida remanente, mecanismos de daño y su susceptibilidad, velocidad de corrosión, valor de los factores de daños, imagen del equipo o circuito.
12. Los planes diseñados cumplen cabalmente con el objetivo general de este estudio fundamentado en la práctica de inspección basado en riesgo, pero además hacen enfasis en el punto mas crítico para inspeccionar, su progreso del riesgo y detalla las actividades de inspección a ejecutar junto con observaciones señaladas en la normativa interna de PDVSA para la inspección de equipos y tuberías, donde se establecen especificaciones en cuanto a procedimiento, instrumentos, herramientas, equipos, protocolos de seguridad, nivel del personal ejecutor, formatos de toma de mediciones, entre otras características importantes al momento de ejecutar una inspección.
5.2 Recomendaciones
Ejecutar las actividades descritas en el plan IBR de los equipos y circuitos de tuberías lazo N°7, tomando en cuenta a aquellos que poseen menos de 1 año de vida remanente, ya que estan propensos a fallar en este corto periódo de tiempo.
Una vez terminada la campaña de inspección se debe actualizar la información del plan IBR con el fin de estimar la nueva fecha y alcance de la inspección, como tambien el nivel de riesgo.
180
Si bien la corrosión externa causada por el ambiente no representa un desgaste significativo, comparado con el restos de los mecanismos presentados por los equipos y circuitos de tuberías, se puede reducir el factor de afectación de adelgazamiento y agrietamiento. Para ello se recomienda controlar el porcentaje de agua en ácido para prevenir el aumento de las tasas de corrosión y la influencia del hidrógeno en el material de éstos.
Para los equipos del lazo N°7 que no fueron tomados en cuenta para el presente estudio: Intercambiador alimentador de de reciclo del despropanizador, E-8, y los intercambadores alimentadores del fondo del despropanizador, E-10A/B/C/D. Se debe aplicar la metodología de la norma API-RP 581 cuando se ponga en servicio el equipo que viene de reemplazo, para el caso del E-8, y para el caso de los E-10A/B/C/D, cuando se ejecute el estudio a todos los lazos de corrosión de la unidad de alquilación, ya que en el presente estudio sólo se tomaron en cuenta los componentes de los equipos y tuberías que pertenecian únicamente al lazo de corrosión de hidrocarburos con trazas de HF (N°7).
Extender el estudio fundamentado en la metodología de inspección basada en riesgo de la norma API-RP 581, al resto de los equipos y circuitos de tuberías de la Unidad de Alquilación de la Refinería P.L.C.
Ofrecer la posibilidad de utilizar herramientas digitales como el software Meridium, con la finalidad de ejecutar el estudio evitando sintetizar la extensa cantidad de información requerida de manera manual, optimizando tiempo de trabajo y cantidad de errores humanos cometidos.
Capacitar de manera manual o por medio de herramientas digitales al personal involucrado en las actividades de supervisión, elaboración y ejecución del plan IBR.
181
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ASTM International. (2006), “Designación: A 516”, Edición 2006, West Conshohocken, PA, Estados Unidos,.
METADATOS PARA TRABAJOS DE GRADO, TESIS Y ASCENSO
DISE O DE PLANES DE INSPECCIÓN BASADOS EN
TÍTULO
RIESGO PARA TUBERÍAS Y EQUIPOS DEL LAZO DE CORROSIÓN DE HIDROCARBUROS CON TRAZAS DE ÁCIDO FLUORHÍDRICO
SUBTÍTULO UNIDAD DE ALQUILACIÓN DE LA REFINERÍA P.L.C.
AUTOR (ES): APELLIDOS Y NOMBRES Alvarez V., Melvin O.
CÓDIGO CVLAC / E MAIL CVLAC: 19.495.300 EMAIL: [email protected] CVLAC: E MAIL:
PALÁBRAS O FRASES CLAVES: diseño, planes , inspección, riesgo, tuberías, equipos, lazo, corrosión, hidrocarburos, trazas, ácido, fluorhídrico, diseño de planes de inspección, inspección basados en riesgo, inspección de tuberías, inspección de equipos, lazo de corrosión de hidrocarburos, trazas de ácido fluorhídrico
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REA REA ESCUELA DE INGENIERÍA Y
SUB REA INGENIERÍA MECANICA
CIENCIAS APLICADAS
RESUMEN (ABSTRACT): En este trabajo se diseñaron planes de inspeccion basados en riesgo para tuberías y equipos del lazo de corrosión de hidrocarburos con trazas de ácido fluorhídrico pertenecientes a la Unidad de Alquilación de la Refinería P.L.C. Se hizo con la finalidad de realizar un estudio para la implementación de la práctica de Inspección Basado en Riesgo (IBR), a circuitos de tuberías y equipos estáticos del lazo de corrosión Nº 7 en la Unidad de Alquilación. La razón del estudio se debe a que el producto procesado por la unidad y sus contaminantes origina mecanismos de degradación en tuberías y equipos, que pueden producir adelgazamiento de los espesores y/o agrietamiento, ocasionando fugas de los fluidos transportados. El estudio se enfocó en doce (12) equipos y veinte (20) circuitos de tuberías, ordenados en diecisiete (17) grupos de inventario. Se identificaron de los mecanismos de daño según la norma API-571, con los cuales según la norma API-RP 581 se calcularon las probabilidades de fallas y areas de consecuencias incluso las financieras. Con los resultados obtenidos se jerarquizaron los equipos y las tuberías en dos matrices de riesgo: Probabilidad de Falla Vs Área de Concesuencia y Probabilidad de Falla Vs Consecuencia Financiera. Los resultados indicaron cuatro (4) equipos y cinco (5) tuberías en el nivel de riesgo Alto, siete (7) equipos y diéz (10) tuberías en el nivel Medio Alto y un (1) equipo y cinco (5) tuberías en el nivel Medio en la primera matríz, y once (11) equipos en el nivel Alto y uno (1) en el nivel Medio Alto en la segunda matríz. La proyección estimada del riesgo que tendría cada equipo y tubería diéz (10) años a futuro, permitió conocer el comportamiento del riesgo de éstos y su situación en la próxima fecha de inspección. Finalmente se diseñaron planes de inspección para cada equipo y tubería donde se muestra la información y datos calculados en el estudio, incluyendo velocidad de corrosión, vida remanente, fechas y actividades a realizar en la próxima inspección en el lugar mas crítico del equipo o tubería señalado con una imagen en el plan de inspección.
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ARCHIVO (S): NOMBRE DE ARCHIVO TIPO MIME TESIS. TESIS. DISE DISE O DE PLANE PLANES S DE INSPEC INSPECCIÓ CIÓN N BASADOS EN RIESGO PARA TUBERÍAS Y EQUIPOS DEL LAZO DE CORROSIÓN DE Application/msword HIDROCARBUROS CON TRAZAS DE ÁCIDO FLUORHÍDRICO.doc CARACTERES EN LOS NOMBRES DE LOS ARCHIVOS: A B C D E F G H I J K L M N O P Q R S T U V W X Y Z. a b c d e f g h i j k l m n o p q r s t u v w x y z. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9.
ALCANCE: ESPACIAL:
REFINERIA PUERTO LA CRUZ
TEMPORAL:
06 MESES
(OPCIONAL) (OPCIONAL)
TÍTULO O GRADO ASOCIADO CON EL TRABAJO: INGENIERO MECÁNICO
NIVEL ASOCIADO CON EL TRABAJO: PREGRADO
ÁREA DE ESTUDIO: DEPARTAMENTO DE MECÁNICA
INSTITUCIÓN: UNIVERSIDAD DE ORIENTE / NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI
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