Prevension de Fallas en Ductos

JORNADAS SAM/ CONAMET/ SIMPOSIO SIMPOSIO MATERIA 2003

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PREVENCION DE FALLAS EN TUBERIAS DE TRANSPORTE DE GAS N. Alvarez Villara/b , V. Fierro a/b , A.F. Ansaldia , H. Centenob , P.Rattoa y F. Agüera a/b a

CITEFA, Juan Bautista de Lasalle 4397 (1603), Bs. As, Argentina. [email protected] [email protected] b UdeMM, Universidad Un iversidad de la Marina Mercante, Rivadavia 2258 (1034), Cap. Fed, Argentina.

Durante el servicio de líneas de transporte de gas, debido a diferentes factores, como pueden ser la corrosión interna o externa, desgaste, golpes y otros, se intro ducen defectos. En el presente trabajo se evalúan los modos de falla de estas instalaciones atendiendo al análisis estructural considerando defectos de corrosión. Se analiza el caso de secciones de líneas de transporte de gas metano que trabajan a una presión de 25 kg/cm2 en servicio. A partir de muestras tomadas de los gasoductos, se realizaron ensayos de determinación de propiedades mecánicas como tracción y de J Ic. Palabras claves : fractomecánica, fractomecánica, tubos presurizados, integridad integridad estructural. estructural. 1. INTRODUCCIÓN

Se analizó una línea de distribución con material y dimensiones nominales indicados en la Tabla 1. En la Figura 1 se observa un esquema de la forma como se realizó la extracción de probetas, indicando la codificación utilizada: SL = laminación; STL = transversal; SC = circun circunfer ferenc encial iales. es. Las líneas líneas en diagonal indican los cordones de soldadura. Los códigos de diseño de tuberías de transporte de gas aseguran que pueden operarse con seguridad durante la vida útil. La operación incluye rutinas de inspección y monitoreo del deterioro de las instalaciones debida a factores tales como la corrosión (externa e interna). Además, se dan situaciones donde es necesario realizar un estudio completo sobre un sistema de distribución: formalmente se impone cuando hay cambios de concesionario ("ownership"), pero también cuando es necesario evaluar la posibilidad de extender la vida de diseño, cambiar la presión de trabajo y/o los productos transportados[1]. La corrosión es el principal mecanismo concurrente en las fallas registradas para este tipo de instalación. Hay varios métodos en la literatura [2-3] para determinar la resistencia remanente de las tuberías con corrosión, cada uno apropiado para determinadas situaciones. En este trabajo nos planteamos la comprobación de un diseño para condiciones de trabajo dadas contra dos criterios de falla: uno independiente de la tenacidad (ASME B31G)[4] y otro que la considera (EPRI)[5-6]. Los criterios de falla básicamente apuntan a evaluar las pérdidas de espesor de pared como consecuencia de la corrosión, tal es así que las frecuencias de inspección están basadas en las velocidades de corrosión registradas[7] registradas[7] El análisis de los defectos de corrosión puede hacerse tanto mediante procedimientos determinísticos como probabilísticos. Los primeros permiten establecer el espesor mínimo de pared para operación segura. En los probabilísticos se busca determinar la probabilidad de falla considerando, entre otras cosas, la variación del espesor de pared, la evolución de la tensión de fluencia del material, la precisión con que se mide el tamaño de los defectos detectados por la inspección y el rango de las velocidades de corrosión observadas. 619 619

En ambos casos es necesario definir el defecto crítico de corrosión. Las ecuaciones incluidas en la ASME B31G[8] son aplicables para aquellos casos donde se sospecha baja tenacidad o bien la operación se realiza a temperaturas dentro de la zona de transición dúctil-frágil. Se trata de una metodología basada en relaciones de mecánica de fractura para falla independiente de la tenacidad de tubos presurizados[9]. Contempla el análisis de defectos aislados (o bien la consideración de áreas corroídas como defectos aislados) cuya geometría se asume semielíptica y con un ancho despreciable respecto de la profundidad y la longitud. Los parámetros requeridos para los cálculos son: a) Propiedades nominales del material b) Longitud axial total y profundidad máxima de los defectos de corrosión Una limitación importante consiste en que sólo se considera la presión interna, ya que no se pueden usar en los casos donde las fuerzas externas sean significativas. Apuntan a determinar la presión de trabajo segura que se expresa en términos de: P P R Psw = f  = 0 s (1) Fs Fs Psw : Pres Presió iónn de trab trabaj ajoo segu segura ra [N/m [N/mm m 2] Pf  : Presión Presión de falla (tuberí (tuberíaa con corrosión) corrosión) [N/mm [N/mm 2] P 0 : Presión Presión de falla falla (tubería (tubería sin corrosión) corrosión) [N/mm2 ] R s : Factor Factor remanente remanente de resistenci resistenciaa (entre 0 y 1) Fs : Factor Factor de seguri seguridad dad (> 1) 1) La parte de las ecuaciones que determina la presión de falla para la tubería con defecto de corrosión puede separarse en dos partes como se indica a continuación:   D d 2 c   D    d 2 c     = P0     (2) Pf   σ, , ,  σ ,  R s  ,     t     t Dt     t t Dt     σ : Tensión de falla de la tubería sin defecto de corrosión, relacionada con la tensión de fluencia y/o la tensión máxima del material [N/mm 2] D : Diámetro exterior nominal [mm] t : Espesor nominal de pared [mm] L : Longitud axial del defecto de corrosión [mm] d : Profundidad máxima máxima defecto defecto de corrosión [mm] [mm]

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En la primera parte, P0, determina la presión de falla de la probeta sin defecto de corrosión y d epende de las dimensiones de la tubería y de las propiedades mecánicas del material. La segunda parte, R s , determina la reducción en la presión a la falla debida a la pérdida de material por corrosión y depende de la geometría del defecto. Los defectos se consideran semielípticos (por aproximación al defecto real) La ecuación B31G da, en general, predicciones de falla conservativas que se pueden aplicar a tuberías de acero relativamente dúctil y con defectos de corrosión poco profundos[10]. La forma de la ecuación utilizada deriva de trabajos realizados en Batelle[5,11], las ecuaciones básicas son las siguientes: 2t Pf  = σ (3) D  d   1 −    σ   t   (4) = σ f  d   −1   1 −   M   t   σ f  = 1,15 σ ys (5) M = 1 + 0,4 (2c

2

Dt 2 )

(6)

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 ν = 0. 3 es el coeficiente de Poisson. La corrección por plasticidad permite determinar la longitud efectiva de fisura, a e: 2

  1 (n − 1)   1  K I (a )   ae = a + (12) 2 βπ (n + 1)   σ ys   [ ] 1 P P + ( )   0 con β = 6 para deformación plana.

σ

ys

es la tensión

de fluencia del material, n es el coeficiente de endurecimiento por deformación y la relación P P0 está dada por las cargas aplicadas y geometría de la fisura[14]. La parte plástica se calcula según la siguiente expresión: µK I2 (a )  E εref    Jp =  − 1    (13) E   σref    donde µ se toma como 0,75 para deformación plana. El ε ref  y σ ref  se toman de la curva monotónica tensión-deformación en la relación Ramberg Osgood. El valor de σ ref  se obtiene de: σ ref  = P σ ys PL σ ys (14) donde PL es la carga límite (colapso plástico de la tubería en ausencia de defecto).

2

σf  : Resistencia de flujo [N/mm ] σ ys : Tensión de fluencia [N/mm 2 ]

2. DESARROLLO DEL TRABAJO

M es el factor de Folias que permite calcular la tensión que produce la rotura antes de pérdida. La Ecuación 4 se utiliza para establecer la aceptación de defectos en gráficos Tensión de falla/Tensión de fluencia vs. 2 c Dt 2 . Así se puede visualizar (para defectos de profundidad constante) si se produce o no la falla dependiendo de la longitud del defecto para varios niveles de tensión. Para incorporar la tenacidad del material a la consideración de defectos de corrosión se puede trabajar con las soluciones de Newman y Raju[12] para fisuras superficiales semielípticas en tubos presurizados, donde el factor concentración de tensiones puede expresarse de la siguiente forma: πa K I =σ α (7) Q σ = P R t (8) P es la presión interna. α = f ( R t,a c,a t,ϕ ) (9) Los valores de F = α Q están tabulados para distintas relaciones R t,a c,a t y para defecto interno o externo. Una vez determinados los valores de K I se deriva el J aplicado[13]. La falla es estable si el J aplicado es menor que el parámetro J del material. Se asume que el J aplicado tiene dos componentes que pueden evaluarse en forma independiente: J total = J e + J p (10) La parte elástica se obtiene como: J e = K I 2 (a e ) E ' (11)

E' = E (1 − ν 2 ) para deformación plana

620

El análisis, realizado según la norma ASTM E-415 dio como composición química (% en peso) la indicada en la Tabla 2 (similar a un AISI-SAE 1518). Se realizaron análisis metalográficos de las zonas de metal base de la tubería de acuerdo con la codición indicada. El análisis por microscopía electrónica de barrido ambiental (ESEM) revela una estructura constituida mayoritariamente por ferrita y una menor proporción de perlita. La estructura metalográfica está alargada en el sentido de la laminación, lo que origina anisotropía de las propiedades mecánicas del material. Por otro lado la soldadura en forma helicoidal, posiciona el fibrado natural de la laminación en un ángulo de aproximadamente 45º, situación que mejora el comportamiento del material para resistir las tensiones circunferenciales (SC) a que es sometido el tubo por la presión interna en condiciones de trabajo. Se nota la presencia de inclusiones de óxido de hierro y sulfuro de manganeso, normales en esta calidad de acero, tipo D1 serie fina, según la norma ASTM E 4587. El ensayo de tracción se desarrolló de acuerdo a la norma ASTM E 8M-90a. Las probetas ensayadas corresponden a la geometría subsize W = 6 mm (figura 1 de la norma) y fueron extraidas en las distintas direcciones de la muestra: STL, SL y SC. Los ensayos se realizaron en una máquina de ensayo de lazo cerrado MTS 810 con celda de carga de 100 kN. La velocidad de desplazamiento del actuador se estableció en 0,05 mm/seg. La deformación fue medida con un extensómetro MTS 632.31 F, con longitud calibrada de 25 mm. Se obtuvieron registros contínuos de la carga aplicada, el tiempo transcurrido, los desplazamientos observados y la deformación en

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la longitud calibrada durante el desarrollo del ensayo. El módulo elástico se tomó como 204000 MPa. Los resultados se muestran en la Tabla 3. En los ensayos fractomecánicos se realizaron en la máquina MTS siguiendo la norma ASTM E 1820-01. Las probetas utilizadas son de flexión en tres puntos, con medidas nominales (en mm) B = 5 , S = 40 y W = 10 . Los resultados se informan en las Tablas 4, 5 y 6. En la Figura 2 mostramos un ejemplo de los gráficos obtenidos para la evaluación de la integridad Línea

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estructural. Para un defecto dado (en este caso para la relación a/c=0,2) se representan en el gráfico Presión de trabajo vs. a/t, la presión de falla (P f ) por colapso plástico de acuerdo con la Ecuación 3. También se representa el J aplicado para la condición límite (Jtotal = JIC). Se observa que los valores medidos muestran una dispersión importante. Para ser conservativos, se tomo el valor mínimo medido para JIC= 54 J/m2 .

Material

Diámetro Espesor [pulgadas] [mm] API 5L x52 30 9.52 Tabla 1: Datos de la línea en análisis

25.02

Elemento C Mn Si P S Cr Ni Mo

Año de instalación 1989

% en peso 0.16 1.07 0.2 0.01 0.015 0.01 0.01 0.01 Tabla 2

Probeta N° STL SL SC

Tensión de Tensión de Deformación a Rotura Fluencia la rotura [MPa] [MPa] % 550 421 38 543 430 32,5 550 420 33 Tabla 3: Resultados del ensayo de tracción

Reducción de Área % 67 35,5 65,3

SC_1 SC_2 SC_3 SC_4 SC_5 SC_6 J (KJ/m ) 291 206 152 185 73 234 Tabla 4: Resultado de los ensayos fractomecánicos en las probetas SC 2

2

J (KJ/m )

STL_1 STL_2 STL_3 STL_4 STL_5 STL_6 STL_7 121 85 69 101 93 54 59 Tabla 5: Resultado de los ensayos fractomecánicos en las probetas STL SL_1

SL_2

SL_3

SL_4

J (KJ/m2 ) 182 239 265 353 Tabla 6: Resultado de los ensayos fractomecánicos en las probetas SL

621

STL_8 61

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STL SL

SC

Figura 1: En el esquema de la tubería de gas se indican las distintas direcciones en que fueron extraídas las probetas para los ensayos de tracción, fractotenacidad y metalografía.

Figura 2: Representación de los valores críticos de falla según los criterios ASME B31G y EPRI 3. CONCLUSIONES

[6] S.de Luna, Fernández Sáez, J.L.Pérez Castellanos & C.Navarro, 2000, "An analysis of the static and Se observa que los defectos que producen la falla son dynamic fracture behaviour of a pipeline steel", casi pasantes. La única solicitación considerada es la  International Journal of Pressure Vessels and Piping , 77 , 691-696 presión interna por lo que, de acuerdo con el nivel especificado, las fallas (que ocurrirán esencialmente [7] D.G. Jones & P. Hopkins, 1995 ,"Pipeline Internal por colapso plástico) se dan para valores a/t cercanos a Inspection - What a pipeline operator needs to know", la unidad. 6° European and Middle Eastern Pipeline La verificación de integridad estructural por los Rehabilitation and Maintenance Seminar and métodos evaluados en este trabajo da resultados Exhibition conservativos en el análisis de defectos de corrosión. [8] ASME B31G -1991, 1991, "Manual for Sobre la base de valores experimentales, puede determining the remaining strength of corroded implementarse una metodología para la evaluación de pipelines", ASME los defectos considerando las propiedades del material [9] J.Kiefner, W.Maxey, R.Eiber & A.Duffy, 1972, y la geometría de los defectos de corrosión. "Failure stress levels of flaws in presurized cylinders", ASTM STP 536, ASTM, 461-481 [10] G.Wilkowski, D.Stephens, P.Krishnaswamy, B.Leis & D.Rudland, 2000, "Progress in development 4. REFERENCIAS of acceptance criteria for local thinned areas in pipe [1] P. Hopkins, 2000, "Pipeline integrity reviews", and piping components",   Nuclear Engineering and   Design, 195 , 149-169 International Pipeline Conference, Morelia (México) [2] B. Fu, D.Stephens, D.Ritchie, C. L. Jones, 2000 , [11] R.Shannon, 1974, "The failure behaviour of  "Methods for assessing corroded pipeline - Review, linepipe defects",   International Journal of Pressure Vessels and Piping, 2 , 243-255 validation and recomendations", PR 273-9803, PRCI [3] J.Choi, B.Goo,J.C.Kim,Y.J.Kim &W.S.Kim, 2003, [12] I. Raju & J. Newman Jr., 1982, “Stress-intensity "Dvelopment of limit load solutions for corroded gas factors for internal and external surface cracks in pipelines",   International Journal of Pressure Vesels cylindrical vessels,  ASME Journal of Pressure Vessel and Piping, 80 , 121-128 Technology, 104 , 293-298 [4] A.Cosham & P.Hopkins, 2002, "The pipeline [13] R. Ainsworth, 1984, “The assesment of defects in defect assessment manual", Proceedings IPC 2002, structures of strain hardening material”,  Engineering Calgary, Alberta, Canada Fracture Mechanics, 19 (4), 633-642 [5] Z.Zhuang & Y.Guo, 1999, "Analysis of dynamic [14] V. Kumar, M. German & C.F. Shih, 1981, "An fracture mechanisms in gas pipelines",  Engineering engineering approach for elastic-plastic fracture analysis", Research Project EPRI NP-1931 Fracture Mechanics, 64 , 271-289 622