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11ªConferencia Mexicana

de Pruebas No Destructivas

Ricardo Flores C. Jueves 20 de agosto 2015.

03:45 a 04:30 pm

11ª

Conferencia Mexicana de Pruebas No Destructivas

•INTRODUCCIÓN1

•ETAPAS DE EVALUACIÓN DE RECIPIENTES2

•CÓDIGOS APLICABLES3

•MECANISMOS DE DEGRADACIÓN (API-571)4

•CÓDIGOS, NORMAS Y ESTANDARES DE EVALUACIÓN EN SERVICIO5

•PROCESO DE INSPECCIÓN, INTERPRETACIÓN, EVALUACIÓN Y REPARACIÓN6

•CORRELACIÓN ENTRE LOS CÓDIGOS DE EVALUACIÓN7

•CASOS PRÁCTICOS8

•CONCLUSIONES9

C O N T E N I D O

11ª


• INTRODUCCIÓN1

Actualmente se están llevando a cabo campañas de inspección masivas de recipientes a presión

en diversas instalaciones industriales, principalmente para determinar las condiciones

mecánico-estructurales de los mismos y en base a eso establecer si pueden seguir en

operación, requieren reparación, reclasificación o poner fuera de servicio.

Al mismo tiempo, dar cumplimiento a los requisitos de seguridad para el funcionamiento de

los recipientes sujetos a presión, recipientes criogénicos y generadores de vapor o calderas en

los centros de trabajo, a fin de prevenir riesgos a los trabajadores y daños en las instalaciones,

de acuerdo a lo establecido a la NOM-020-STPS-2011.

Para llevar a cabo esto, se requiere de una serie de actividades técnicas que van desde la

revisión de la documentación del historial de fabricación, operación, inspección,

mantenimiento y reparación. Se emplean diversos códigos y criterios para la inspección,

interpretación y certificación, que demandan conocimientos y experiencia en materiales,

soldadura, inspección y pruebas en la etapa de fabricación; END, mecanismos de daño, códigos

de Inspección, evaluación, FFS, RBI, mecánica de la fractura en la Etapa de Servicio. Bajo estas

condiciones los resultados serán técnicamente confiables.

11ª


• ETAPAS DE EVALUACIÓN DE RECIPIENTES2

Los códigos, estándares y normas establecen los requisitos de diseño, fabricación e

inspección.

ANSI/API-6D Specification for Pipeline Valves

- 10.1 NDT Requirements.

ISO 3183/ API 5L Petroleum and natural gas industries- Steel pipeline

transportation systems.

API-1104 Welding of Pipeline and Related Facilities

- Section 6 Acceptance Standards for Non Destructive Testing.

ASME Sec VIII Div. 1 Rules for Construction of Pressure vessels

- Inspection and Test. UG-103 Non Destructive Test.

ASME B31.3 ASME Code for Pressure Piping.

- Chapter VI Inspection, examination and Testing.

AWS D1.1 Structural Welding code–Steel .

6. Inspection, 6.11 Non Destructive Testing.

ASTM American Society of Testing Materials.

CALIDAD

SEGURIDAD

FABRICACIÓN E INSPECCIÓN.

11ª


• EVALUACIÓN DE RECIPIENTES EN LA ETAPA DE FÁBRICACION.(CALIDAD)

NRF-028-PEMEX-2010, Diseño y Construcción de

Recipientes a Presión.

ASME Sec. VIII, Div. 1 Rules for Construction

of Pressure vessels.

• Part UG: General requirements for all methods of

Construction and all Materials.

• Part UW: Requeriments for Pressure Vessels Fabricated by

Welding.

• UW-51: Radiographic examination of Welded joints.

• Part UCS: Requeriments for Pressure Vessels Constructed

of Carbon and Low Alloy Steels

• Appendix 12: Ultrasonic examination of welds (UT)

12-3 Acceptance–Rejection Standards.

• UCS-56: Requirements for Postweld Heat Treatment

• UG-99: Standard Hidrostatic Test.

11ª


Fluido

Presión de operación

Temperatura de operación

Tiempo de servicio

Degradación

Fabricación

Inspección

PruebasCalidad

DegradaciónServicio

E t a p a s

• EVALUACIÓN DE RECIPIENTES EN LA ETAPA DE SERVICIO.

11ª


• *: Recipientes Sujetos a Presión, Recipientes Criogénicos y Generadores

de Vapor o Calderas - Funcionamiento - Condiciones de Seguridad.

• : Evaluación de la Integridad Mecánica de Tuberías de Proceso y

Recipientes a Presión en Instalaciones Marinas.

• : Evaluación de la Integridad Mecánica de Tuberías y Equipos Estáticos.

• Pressure Vessel Inspection Code: In-service Inspection, Rating, Repair, and Alteration.

• Pressure Piping Inspection Code: Inspection, Repair, Alteration, and Rerating of In-

service Piping Systems.

• Tank Inspection, Repair, Alteration.

• National Board Inspection Code.

• Repair of Pressure Equipment and Piping.

• Fitness-For-Service, FFS.

• Risk Based Inspection.

• CODIGOS APLICABLES3

* Recipientes nuevos y en servicio.

11ª


• MECANISMOS DE DEGRADACIÓN (API-571)4

API RP – 571

DAMAGE MECHANISMS AFFECTING FIXED EQUIPMENT IN THE REFINING INDUSTRY

(API-510, API-570)

PREÁMBULO

Esta publicación es resultado de la necesidad de un documento que describa los mecanismos de

daño que afectan a los equipos en la industria petroquímica y de refinación. Un primer paso clave

en la administración segura y confiable de equipos, es identificar y entender lo relevante de los

mecanismo de daño. Una identificación apropiada es importante cuando se emplean los códigos

de inspección API (API 510, API 570 y API 653) y en el desarrollo de inspecciones basada en riesgo

por API 580 y API 581. Cuando se desarrolla una evaluación de FFS empleando API 579, el

mecanismo de daño necesita ser entendido y considerado cuando se evalúa la vida remanente.

Esta publicación contiene guías para las consideraciones combinadas de:

• Información práctica de mecanismo de daño que pueden afectar a equipos de proceso.

• Ayuda con respecto al tipo y extensión del daño que puede ser esperado.

• Este conocimiento puede ser aplicado para la selección de métodos efectivos para detectar

dimensiones y características del daño.

11ª


API RP – 571DAMAGE MECHANISMS AFFECTING

FIXED EQUIPMENT IN THE REFINING INDUSTRY

(API 510, API 570)

4.5. Environment –Assisted Cracking

4.1 General

4.2 Mechanical and Metallurgical Failure

Mechanisms

4.4 High TemperatureCorrosion [400˚F (204˚C)]

4.2.1 Graphitization4.2.2 Softening (Spheroidization)4.2.3 Temper Embrittlement4.2.4 Strain Aging4.2.5 885˚F (475˚C) Embrittlement4.2.6 Sigma Phase Embrittlement4.2.7 Brittle Fracture4.2.8 Creep and Stress Rupture4.2.9 Thermal Fatigue4.2.10 Short Term Overheating–Stress Rupture4.2.11 Steam Blanketing4.2.12 Dissimilar Metal Weld (DMW) Cracking4.2.13 Thermal Shock4.2.14 Erosion/erosion–Corrosion4.2.15 Cavitation4.2.16 Mechanical Fatigue4.2.17 Vibration–Induced Fatigue4.2.18 Refractory Degradation4.2.19 Reheat Cracking

4.3.1 Galvanic Corrosion4.3.2 Atmospheric Corrosion4.3.3 Corrosion Under Insulation (CUI)4.3.4 Cooling Water Corrosion4.3.5 Boiler Water Condensate Corrosion4.3.6 CO2 Corrosion4.3.7 Flue-Gas Dew-Point Corrosion4.3.8 Microbiologically Induced Corrosion4.3.9 Soil Corrosion4.3.10 Caustic Corrosion4.3.11 Dealloying

4.4.1 Oxidation4.4.2 Sulfidation4.4.3 Carburization4.4.4 Decarburization4.4.5 Metal Dusting4.4.6 Fuel Ash Corrosion4.4.7 Nitriding

4.5.1 Chloride Stress Corrosion Cracking (CI”SCC)4.5.2 Corrosion Fatigue4.5.3 Caustic Stress Corrosion Cracking (Caustic Embrittlement)4.5.4 Ammonia Stress Corrosion Cracking4.5.5 Liquid Metal Embrittlement (LME)4.5.6 Hydrogen Embrittlement (HE)

4.3 Uniform or Localized Lossof Thickness

11ª


NOM-020-STPS-2011RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN, RECIPIENTES CRIOGÉNICOS Y

GENERADORES DE VAPOR O CALDERAS - FUNCIONAMIENTO - CONDICIONES DE SEGURIDAD.

Numeral Título Descripción

Objetivo

Establecer los requisitos de seguridad para el funcionamiento de los recipientes sujetos a presión,

recipientes criogénicos y generadores de vapor o calderas en los centros de trabajo, a fin de prevenir

riesgos a los trabajadores y daños en las instalaciones.

Clasificación de los

equiposCategoría I, II y III.

Expediente de los

equipos

a) Nombre genérico del equipo,

b) Número de serie, clave del equipo o TAG,

c) Número de control asignado,

d) Año de fabricación,

e) Código o norma de construcción aplicable,

f) Certificado de fabricación, cuando exista,

g) Fotografía o calca de la placa de datos del equipo, adherida o estampada por el fabricante,

h) Ficha técnica del equipo,

i) Descripción breve de su operación,

j) Memoria de cálculo actualizada,

k) Croquis de localización del (los) equipo(s) fijo(s) dentro del centro de trabajo, y tratándose de

equipos móviles, la bitácora de ubicación, y

l) Dictamen de evaluación de la conformidad o el dictamen de evaluación de la conformidad con

reporte de servicios emitido por una unidad de verificación.

Procedimientos para la

operación, revisión y

mantenimiento de los

equipos

Categoría I, II Y III.

• CÓDIGOS, NORMAS Y ESTANDARES DE EVALUACIÓN EN SERVICIO5

11ª


NOM-020-STPS-2011RECIPIENTES SUJETOS A PRESIÓN, RECIPIENTES CRIOGÉNICOS Y

GENERADORES DE VAPOR O CALDERAS - FUNCIONAMIENTO - CONDICIONES DE SEGURIDAD.


13, 13.1

13.2,

13.5.

Pruebas de presión y

exámenes no destructivos

13.1 Nuevos con certificado de fabricación o el estampado de cumplimiento con el código o norma de

construcción, la primera prueba de presión o los primeros END se deberán practicar antes de que se cumplan

diez años de la emisión de dicho certificado y para equipos nuevos sin certificado, o los equipos usados de las

mismas categorías, con o sin el certificado o el estampado antes citados, la primera prueba de presión o los

END se deberán practicar antes de su puesta en funcionamiento y, posteriormente, al menos cada cinco años,

dentro de los sesenta días naturales previos a la conclusión de cada quinquenio.

13.2 Las PH, END y métodos alternativos aprobados por la Secretaría, que se realicen a los equipos clasificados

en las categorías II y III, deberán cumplir determinados requerimientos.

13.5 Para la aplicación de END, se deberán seleccionar y realizar en el mismo período, como resultado de una

revisión visual, al menos una combinación de un examen volumétrico y otro superficial o de pérdida de flujo:

a) Volumétricos:

1) Radiografía industrial, o 2) Ultrasonido industrial, o 3) Neutrografía, o 4) Emisión acústica, y

b) Superficiales:

1) Líquidos penetrantes, o 2) Partículas magnéticas, o 3) Electromagnetismo (corrientes de Eddy), o

c) De pérdida de flujo:

14

Funcionamiento de los

dispositivos de relevo de

presión

Demostrar que se encuentran en condiciones de operación.

18 RegistrosDeben contener los registros sobre la operación, resultados de la revisión, mantenimiento, pruebas de presión

y/o exámenes no destructivos de los equipos clasificados en las categorías II y III.

11ª


Código/Norma Objetivo Alcance

Se establecen los requisitos que se deben

cumplir al efectuar

en

Instalaciones Marinas de Pemex-

Exploración y Producción, cubriendo los

siguientes aspectos:

11ª


NRF-227-PEMEX-2012

Evaluación de la Integridad Mecánica de Tuberías de Proceso y Recipientes a Presión en Instalaciones Marinas.


Criterios de

evaluación de

recipientes a presión

sin indicaciones.

• Para el cálculo del espesor mínimo requerido por presión interior (Pop) y de la

presión máxima de trabajo en función del espesor mínimo encontrado en el

reporte de medición de espesores, se deben utilizar las fórmulas indicadas en los

puntos A y B del Numeral 8.2.3.

• Si la diferencia entre el espesor mínimo requerido comparado con el espesor

mínimo medio en campo es mayor a 10 mm (3/8 pulg.), se recomienda el análisis

de cargas externas tal como lo recomienda la NRF-028-PEMEX-2004, el Código

ASME Sección VIII, División 1, Parte UG-22 o equivalente).

Criterios de

evaluación de

recipientes a

presión con

indicaciones

• Las alternativas de evaluación depende del tipo de anomalía de acuerdo a lo

indicado en la Tabla 4.

11ª


CRITERIOS DE ACEPTACIÓN DE DEFECTOS EN RECIPIENTES A PRESIÓN Y MÉTODOS DE REPARACIÓN

Tipo Alternativa 1 Alternativa 2

Acciones de reparación

cuando no se cumpla el

criterio de aceptación.

Abolladura

Cuando afecta la curvatura del recipiente en la

soldadura longitudinal o en cualquier soldadura

circunferencial.

ASME Sección BPVC VIII, Div. 1, UG-80 o

equivalente

Mecánica de la fractura.

Parte 12 de API 579 1 Las que contengan algún concentrador de esfuerzos

tal como tallón o muesca.

Las que excedan una profundidad de 1 por ciento

del diámetro nominal del recipiente.

Desgaste uniforme

generalizadoEspesor mínimo requerido de acuerdo a Código. De acuerdo a el numeral 8.2.3 de esta norma.

API 579 capítulo 4 o equivalente.

ASME BPVC Sección VIII, Div. 1, UG-

22, UG-27, UG-32 o equivalente De

acuerdo a los numerales 3.4, 5.7.2,

7.1, 7.2, 7.3. del API 510 o

equivalente.

1, 2, 3 ó 4

Corrosión

localizada

Espesor mínimo requerido de acuerdo a métodos de

análisis.De acuerdo a los numerales 3.4, 7.4, 7.5,

7.6, 7.7 y 7.8 del API- 510 o equivalente.

API 579 capítulos 5 y 6 o equivalente.

P5 EPLM – P6 ECP 1, 2, 3 ó 4

En soldaduras longitudinales y circunferenciales en

tuberías. Mecánica de la fractura.

P5 EPLM – P6 ECP ------------ 1 ó 2

Daños calientes y

áreas esmeriladas

Espesor mínimo requerido de acuerdo a métodos de

análisis (para efecto de análisis incrementar un 10

por ciento de la profundidad del daño).

De acuerdo a los numerales 5.4 y 8 del API

510 o equivalente

API 579 capítulos 5 y 6 o equivalente.

Dureza – Réplicas.1, 2, 3 ó 4

Grietas o Fisuras Inaceptable a menos que se realice un estudio. De acuerdo a los numerales 9.3 y 9.4 del API

579 o equivalente.


P9 EIG 1, 3 ó 4.

Desalineamiento

en soldadura Lo que resulte del análisis.

De acuerdo a los numerales 8.3.4, 8.3.4.2,

8.4.3, 8.4.4, 8.6, 8.7 del API 579 o

equivalente. P8 ESDIDC

1

Imperfecciones en

soldadurasLo que resulte del análisis.

ASME BPVC Sección VIII, División 1, párrafo

UW-51 (b) y Apéndice 4 o equivalente.


Parte 9 API 579 1 ó 2

Laminación Lo que resulte del análisis.

De acuerdo a los numerales 7.1.2, 7.1.3,

7.1.4, 7.1.5, 13.1, 13.2, 13.3, 13.4 del API-

579 o equivalente.


Parte 13 API 579 1, 3 ó 4

REPARACIONES:

1. Sustitución del recipiente.

2. Parches con Soldadura de Filete.

3. Placas Insertadas.

4. Refuerzo mediante una placa superpuesta de metal de aporte y reparaciones a soldaduras existentes

11ª


Código/Norma Objetivo

This Division contains mandatory requirements, specific prohibitions, and

nonmandatory guidance for pressure vessel materials, design, fabrication,

examination, inspection, testing, certification, and pressure relief. Este

código es utilizado para calcular el espesor minimo requerido y presión

maxima de operación permisible en tapas, envolvente y boquillas

(Envolvente: UG-27, Tapas: UG-32, Boquillas: UG-45).

This inspection code covers the in-service inspection, repair, alteration, and

rerating activities for pressure vessels and the pressure-relieving devices

protecting these vessels.

11ª


Determinación de la velocidad de

corrosión

A largo plazo:

𝑉𝐶𝑙𝑎𝑟𝑔𝑜 𝑝𝑙𝑎𝑧𝑜 =𝑡𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 − 𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙

𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑡𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑦 𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 (𝑎ñ𝑜𝑠)

A corto Plazo:

𝑉𝐶𝑐𝑜𝑟𝑡𝑜 𝑝𝑙𝑎𝑧𝑜 =𝑡𝑝𝑟𝑒𝑣𝑖𝑜 − 𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙

𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒 𝑡𝑝𝑟𝑒𝑣𝑖𝑜 𝑦 𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 (𝑎ñ𝑜𝑠)

Cálculo de vida remanente 𝑇𝑉𝑅 =𝑡𝑎𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙 − 𝑡𝑅𝑒𝑞𝑢𝑟𝑖𝑑𝑜

𝑉𝐶

Determinación de la Presión de

Trabajo Máxima Permisible (MAWP)

La MAWP para el uso continuo de un recipiente a presión, deberá estar basada en los cálculos, que son

determinados usando la última edición aplicable del código ASME o el código de construcción, con el cual, el

recipiente fue construido, la MAWP resultante no deberá ser mayor que la MAWP original.

Análisis de adecuación para el

servicio de regiones corroídas

El espesor real y la máxima velocidad de corrosión para cualquier parte del recipiente, pueden ser ajustados

en cualquier inspección.

Evaluación de áreas localizadas

adelgazadas

Para un área corroída de tamaño considerable, los espesores de pared pueden ser promediados sobre una

longitud que no exceda lo siguiente:

a) Para recipientes con diámetros internos menores o iguales a 60 pulgadas (150 cm), la mitad del

diámetro del recipiente o 20 pulgadas (50 cm), lo que sea menor.

b) Para recipientes con diámetros interiores mayores a 60 pulgadas (150 cm), un tercio del diámetro del

recipiente o 40 pulgadas (100 cm), lo que sea menor.

Evaluación de picaduras (pitting)

Las picaduras aisladas dispersas pueden ser ignoradas, si se cumple lo siguiente:

a) El espesor remanente por debajo de la picadura sea mayor que la mitad del espesor requerido

1 2 𝑡𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜b) El área total de las picaduras en la superficie del metal base, que son más profundas que la tolerancia

a la corrosión no exceda de 7 pulgadas2

(45 cm2) dentro de cualquier circulo de 8 pulgadas (20 cm) de

diámetro.

c) La suma de las dimensiones de las picaduras que son más profundas que la tolerancia de corrosión a

lo largo de cualquier línea recta de 8 pulgadas (20 cm), no exceda de 2 pulgadas (5 cm).

Métodos alternativos

Una alternativa a los puntos 7.4.2 y 7.4.3 es que componentes con adelgazamientos por debajo del espesor

requerido pueden ser evaluados, empleando el método de diseño por análisis de ASME sección VIII, División

2, Apéndice 4, o API 579-1/ASME FFS-1, Anexo B-1.

11ª



cuando existe un defecto de fabricación en

particular o se ha generado degradación del material durante el tiempo en

operación y puede afectar la integridad del equipo o línea. Estos análisis

ofrecen para determinar si el equipo continúa en servicio, se

modifica, se repara, se monitorea, se retira o reemplaza.

Las evaluaciones de adecuación al servicio (FFS) son evaluación cuantitativas con bases de ingeniería que son

desarrolladas para demostrar la integridad estructural de un equipo en servicio, que puede presentar una

discontinuidad o daño.

Las guías proporcionadas en este estándar pueden ser empleadas para tomar decisiones que permitan

determinar si un equipo que contiene discontinuidades o algún daño que ha sido identificado mediante

inspección y que puede seguir operando de manera segura por un periodo de tiempo.

El API 579 es reconocido, referenciado y avalado por los códigos y estándares API 510, 570, 653 y NB-23.

11ª



This standard provides methods for repair of equipment and piping within

the scope of ASME Pressure Technology Codes and Standards after it has

been placed in service. These repair methods include relevant design,

fabrication, examination, and testing practices and may be temporary or

permanent, depending on the circunstances. The methods provided in this

Standard address the repair of components when repair is deemed

necessary based on appropriate inspection and flaw assessment.

Scope of PCC-2 Standard:

• Convers equipment within the scope of API and ASME Pressure Equipment codes and Standards,

including:

- Piping and pipelines including piping components (such as valves, flanges and fittings).

- Boilers/Heaters.

- Pressure vessels (including heat exchanger bundles).

- Storage tanks.

• Coverage is not limited to equipment built to ASME Codes.

• Convers repairs after equipment has been placed in service.

• Repairs during construction are covered by the new construction codes (supposedly).

IPEIA - 2009

11ª



El propósito del código NBIC, National Board Inspection Code, es mantener la

integridad de accesorios retenedores de presión proporcionando reglas para la

instalación, operación, inspección, reparación y modificación, para asegurar

que estos puedan continuar en operación de manera segura.

The NBIC recognizes three important areas of post-construction activities where

information, understanding, and following specific requirements will promote

public and personal safety. These areas include:

a) Installation

b) Inspection

c) Repairs and Alterations

11ª


• PROCESO DE INSPECCIÓN, INTERPRETACIÓN, EVALUACIÓN Y REPARACIÓN6

Inicio de Proceso

Existe

Información

No

Generar información a partir de

PND, códigos y reglamentos

• Especificación de materiales.

• Condiciones y tiempo de operación.

• Registros de inspección.

• Registro de reparaciones.

• Registros de mantenimiento.

Si

Análisis de la información.

Tipo de

inspección

En

operación

Fuera de

operación

Inspección Externa

On - Stream

Inspección

Interna

Inspección

Externa

Plan de inspección. Continúa . . .

11ª


Continuación . . .Plan de inspección.

Desarrollo de los END

Indicaciones relevantes.

Evaluación.

Reclasificación Fuera de servicioReparación

Temporales Permanentes

Parches de soldadura de filete.

• Desbastar y esmerilar el contorno.• Desbastar y reparar con soldadura.• Colocar una capa de soldadura.• Placas insertadas.• Refuerzos mediante placa.

Inspección Final con END

Informe Final

• Identificar tipo de daño.

• Velocidad de desarrollo.

• Métodos de END.

• Extensión de END

• Tipo de inspección.

• Describir requerimientos de limpiezas y pruebas.

11ª


• CORRELACION ENTRE LOS CODIGOS DE EVALUACIÓN7

THE INTEGRATION OF IN-SERVICE INSPECTION AND REPAIR CODES AND STANDARDS

11ª


• CASOS PRÁCTICOS8

CASO NO. 1 : AGRIETAMIENTO INDUCIDO POR HIDROGENO, HIC.

Datos técnicos

Diámetro

(pulg)

Espesor

(pulg)

Presión (psi)Especificación

Tipo de

servicio

Años en

servicioOperación Máxima

60 0.500 71.1 96.71ASTM A 516

Gr. 70Amargo 22

11ª


Inspecciones realizadas:

Inspección Área Inspeccionada Indicación

Inspección visual. Envolvente, tapas y boquillas. No presenta

Líquidos penetrantes. Cruce de soldaduras No presenta

Ultrasonido haz recto (ME) Envolvente, tapas y boquillas. No presenta

Ultrasonido/Arreglo de fases Zonas especificas HIC

Ultrasonido haz angular. Soldadura circunferencial. No presenta

• Ultrasonido / Arreglo de fases:

11ª


11ª


Evaluación de las indicaciones:

Inspección por ultrasonido/ Arreglo de fases.

Ubicación Indicación

Longitud

circunferencial

(pulg)

Longitud

axial

(pulg)

profundidad(

pulg)

Espesor

adyacenteDictamen Recomendación

Placa 1

1 HIC 10 11.500 0.189 0.489

RechazadoReparación de la

placa2 HIC 12 12 0.244 0.510

3 HIC 12 23 0.178 0.489

ASME SEC. VIII. DIV. 1 APENDICE 12. “Examinación por UT de soldadura (UT)"

Numeral: 12-3 Estándar de aceptación y rechazo:

a) Indicaciones caracterizadas como grietas, falta de fusión o penetración incompleta son inaceptables sin

importar su longitud.

b) Otras imperfecciones, diferentes a las indicadas en el párrafo anterior, son inaceptables si exceden el nivel de

amplitud de referencia y que sus longitudes exceden de:

1. 1/4” (6mm) para t hasta ¾” (19 mm);

2. 1/3t para t desde 3/4 “ hasta 2-1/4” (19 mm a 57mm);

3. 3/4” (19 mm) para t mayor de 2-1/4” (57 mm).

11ª


Análisis técnico:

Se recomienda realizar análisis con API 579

Fitness-For-Service, para determinar si el

recipiente puede seguir en operación bajo las

condiciones de servicio actuales; si el

resultado es negativo se recomienda

reparación permanente con soldadura de

acuerdo a lo indicado en NRF-227-PEMEX-2009

y API 510 con placa de especificación ASTM A

516 Gr. 70.

Para la reparación se requiere preparar una

especificación de procedimiento de soldadura

y calificación del mismo, mediante pruebas de

laboratorio, así mismo calificar la habilidad de

los soldadores que efectuaran la reparación

del tanque.

11ª


Caso No. 2 : Inclusión de escoria en soldadura circunferencial.

Datos Técnico

Diámetro

(pulg)

Espesor

(pulg)

Presión (psi)Especificación

Tipo de

servicio.

Años en

servicio.Operación Máxima

60 0.500 71.1 113.78ASTM A 516

Gr. 70Amargo 20

11ª



Inspección Área inspeccionada Indicación

Inspección visual.Envolvente, tapas y

boquillas.No presenta

Líquidos penetrantes. Cruce de soldaduras No presenta

Ultrasonido de haz recto (ME).

Envolvente, tapas y boquillas.

No presenta

Ultrasonido haz recto (Barrido de Sanidad).

Zonas especificas No presenta

Ultrasonido haz angular. Soldadura circunferencial. Inclusiones de escoria

• Ultrasonido haz angular

11ª


Ind. 1

Ind. 2Ind. 3

Dr.

• Localización y dimensión de las indicaciones:

Ind. Longitud Dr.

1 8.500” 67.000”

2 1.323” 88.031”

3 3.100” 109.448”

Soldadura

circunferencial.

Inclusiones de

escoria.

11ª



ASME SEC. VIII. DIV. 1 APENDICE 12. “examinación por UT de soldadura” (UT)

Numeral: 12-3 Estándar de aceptación y rechazo:

a) Indicaciones caracterizadas como grietas, falta de fusión o penetración incompleta son inaceptables sin

importar su longitud.

b) Otras imperfecciones, diferentes a las indicadas en el párrafo anterior, son inaceptables si exceden el nivel

de amplitud de referencia y que sus longitudes exceden de:

1. 1/4” (6mm) para t hasta ¾” (19 mm);

2. 1/3t para t desde 3/4 “ hasta 2-1/4” (19 mm a 57mm);

3. 3/4” (19 mm) para t mayor de 2-1/4” (57 mm).

Inspección por ultrasonido haz angular

Ubicación Indicación Longitud

(pulg)

Profundidad

(pulg)

Espesor

adyacente

(pulg)

Dictamen Recomendación

Soldadura

circunferencial

Inclusión de

escoria8.5 0.396 0.536

RechazadoReparación de la

soldara

Inclusión de

escoria1.323 0.397 0.541

Inclusión de

escoria3.100 0.375 0.528

11ª


Análisis técnico:

Alternativas de evaluación

Etapa Indicación Código. Dictamen

ServicioInclusiones de

escoria

API 579-1/ ASME FFS-1

FITNESS FOR SERVICEAceptado.

Debido a que las indicaciones detectadas en la soldadura circunferencial se generaron durante la

etapa de fabricación del equipo (20 años aprox.), se recomienda efectuar un análisis con API-579

Fitness For Services y en base a los resultados determinar si se repara o puede seguir en operación.

Sin embargo se esta evaluando la degradación del material a través de 20 años de servicio no la

calidad (inclusiones de escoria en la soldadura), los cuales debieron haber sido reparados en la etapa

de fabricación; el criterio personal es no reparar, se considera que se afecta mas el material y

consecuentemente el comportamiento del recipiente en servicio que dejarlo bajo las condiciones

actuales

11ª


Caso No. 3: Corrosión localizada.

DATOS TÉCNICOS

Diámetro

(pulg)

Espesor

(pulg)

Presión (psi)

Especificación.Tipo de

servicio.

Años en

servicio.Operación Máxima

134 0.760 32 61ASTM A 516

Gr. 70Amargo 25

11ª



INSPECCIÓN AREA INSPECCIONADA INDICACIÓN

Inspección visual. Envolventes, tapas y boquillas. Corrosión localizada.

Ultrasonido haz recto (Barrido de Sanidad).

Zonas especificas Corrosión localizada.

Ultrasonido haz angular. Soldadura circunferencial. Sin indicaciones

11ª


• Indicaciones detectadas

Datos técnicos

Indicación ubicaciónPerdida de espesor

localizada

Longitud (pulg.)

Axial Circunferencial

corrosión localizada envolvente 1 75.06% 27.50 15.50

11ª



Datos Técnicos

Indicación ubicación Perdida de espesor

Longitud (pulg.)


corrosión localizada envolvente 1 51.84% 2.50 2

11ª



Datos Técnicos

Indicación Ubicación Perdida de espesorLongitud (pulg)


corrosión localizada envolvente 3 28.18% 1.75 2

11ª



Las indicaciones por perdida de corrosión se evalúan de acuerdo al espesor mínimo requerido y

presión máxima permisible de conforme a lo indicado en la norma NRF-227, ASME SEC. VIII DIV. 1

ASME SEC. VIII. DIV. 1

CALCULO DE ESPESOR MINIMO Y PRESION MAXIMA PERMISIBLE TAPAS SEMIELIPTICAS

UG-27. Envolventes sometidas a

presión interna.

UG-32. Tapas formadas y secciones, presión en el

lado cóncavo.

• API-510 7.4.3 Evaluation of Pitting.

11ª


Análisis técnico:

Para determinar el espesor mínimo requerido se ha observado que existe confusión al emplear la

presión adecuada; en algunos casos el cálculo se realizan con la presión de operación y en otros con

la máxima de operación.

Se recomienda emplear la presión máxima de operación ya que el código ASME SEC. VIII DIV. 1

indica que los espesores se deben calcular para las condiciones mas severas de operación.

Indicación Ubicación

Presión (psi)Espesor

remanente

(pulg)

Espesor

adyacente

Longitud (pulg) Dictamen

Axial CircunferencialEspesor

mínimo

con PO

Espesor

mínimo

PMO

PMT

(psi)Operación Máxima

Corrosión

localizada

Envolvente

1

32 61

0.190 0.762 27.50 15.50

0.174” 0.331” 34Envolvente

10.366 0.760 2.50 2

Envolvente

30.558 0.777 1.75 2

11ª


• CONCLUSIONES9

11ª conferencia mexicana de pruebas no destructivas integral.pdf · se emplean diversos códigos y...

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