Aplicación del estándar API 650 a un activo físico instalado en la industria petroquímica

Compartir esta entrada
Share on LinkedIn
Linkedin
Share on Facebook
Facebook
Tweet about this on Twitter
Twitter
Print this page
Print

Caso de estudio basado en el Apéndice “F”

La importancia de la petroquímica está en su capacidad para producir grandes volúmenes de productos a  partir  de  materias primas abundantes y a bajo precio.

La plantas de cloro utilizan como materia prima la sal común de la cual  mediante un proceso de descomposición electrolítica, se obtiene cloro  Cl2, soda cáustica  NaOH e hidrógeno  H2. Este último en conjunto  con el cloro pueden formar el compuesto químico de fórmula HCl cloruro de  hidrógeno (ácido clorhídrico en su forma hidratada) obtenidos como subproductos en la fabricación del hidróxido de sodio. El cloro se quema en exceso de hidrógeno en unidades con mecheros especiales. Desde que se descubrieron sus usos y propiedades, el ácido clorhídrico ha ocupado un lugar de gran importancia en la industria petroquímica debido  a la amplia gama de productos que se obtienen a partir de él.

Es así como el HCl es almacenado en tanques de diversos  materiales, por  lo general de forma cilíndrica, que son usados para guardar y/o preservar  este líquido a presión ambiente, por lo que  en ciertos medios técnicos  se les da el calificativo de tanques  de almacenamiento atmosféricos.

En este caso particular se mostrarán  algunos de los pasos  a seguir durante la construcción  y/o fabricación  de  un  tanque para  el almacenamiento  de  HCl con  un  tiempo   en servicio operacional  continuo  de 8 años donde se  le  hará  una  estimación   de  la frecuencia óptima de inspección.

Marco conceptual

Apéndice F de la norma API 650

Este  apéndice permite el incremento de la presión interna en tanques de techo fijo hasta la máxima permitida, cuando se cumplen los requerimientos adicionales allí establecidos y aplica para tanques no refrigerados. La máxima presión interna de diseño permitida por este apéndice es de 2,5 psi.

Carga hidrostática

La presión ejercida por un líquido en reposo.

Código

Conjunto   de   mandatos  dictados    por   una autoridad  competente.

Corrosión

Desgaste no deseado, originado por la reacción química entre el fluido contenido y/o procesado y el material  de  construcción  del  equipo  en contacto  con el mismo.

Estándar

Sugerencias para la fabricación y diseño, originadas por la experiencia.

Norma

Conjunto de reglas para el dimensionamiento y cálculo de accesorios.

Presión atmosférica

Es la producida  por el peso del aire y su valor depende de la altura del sitio indicado sobre el nivel del mar.

Presión de prueba

Valor de la presión manométrica que sirva para realizar la prueba hidrostática o neumática.

Tanque

Depósito diseñado para almacenar o procesar fluidos, generalmente a  presión atmosférica  o presión internas relativamente bajas.

Tanques soldados de techo fijo

Tanques construidos con acero al carbono o aceros aleados, de diversos tamaños y capacidades, de paredes cilíndricas y verticales, diseñados    para almacenar líquidos y para trabajar a presiones próximas a la atmosférica o a presiones inferiores a 1,0 kg/cm2 (14,22 psi).

Tanques de almacenamiento cilíndricos verticales de fondo plano

Nos permite almacenar grandes cantidades volumétricas con un costo bajo, con la limitante que sólo se pueden usar a presión atmosférica o presiones internas relativamente pequeñas.

Ensayos no destructivos

Se denomina ensayo  no  destructivo  END,  o en inglés NDT a cualquier tipo de prueba practicada a un material que no altere de forma  permanente  sus propiedades físicas, químicas, mecánicas o dimensionales, estos ensayos implican un daño imperceptible o nulo. Los diferentes  métodos de ensayos  no destructivos se basan en la aplicación de fenómenos físicos tales como ondas electromagnéticas, acústicas, elásticas, emisión de partículas  subatómicas, capilaridad, absorción y cualquier tipo de prueba que no  implique un daño considerable  a la muestra  examinada.

Caso de estudio basado en el apéndice «F» de la norma API 650 para el control de calidad en la fabricación de un tanque de almacenamiento de ácido clorhídrico en la industria petroquímica

En los Estados Unidos de Norteamérica y en muchos otros países del mundo, incluyendo el nuestro, el diseño y cálculo de tanques de almacenamiento, se basa en la publicación que realiza el «Instituto Americano del Petróleo», al que esta institución designa como «STANDARD API 650», para tanques de almacenamiento a presión atmosférica.

En este caso se describirá a continuación los principales pasos a seguir durante el seguimiento y control de la calidad en la fabricación de un tanque de almacenamiento de HCl en la industria petroquímica, asimismo se darán a conocer las pautas para la frecuencia óptima de inspección.

Reunión de pre-fabricación

En esta reunión es muy importante la participación de los representantes del cliente, como lo son: control de calidad, personal asignado y exclusivo para el seguimiento y control de la ejecución. Así como también la contratista encargada de la fabricación del tanque, para considerar algunos de los siguientes aspectos:

  • Cronograma de fabricación.
  • Asignación     de     los     puntos      de inspección.
  • Calificación de los procedimientos de soldadura.
  • Calificación de soldadores y/u operadores de máquinas de soldar.
  • Tipos de pruebas a realizar.
  • Condiciones  para  la inspección  en  el taller del fabricante.
  • Cumplimiento        de       las       fechas establecidas en el proyecto.

Fabricación

Cuando el diseño sea realizado por una empresa contratista, tanto los planos de fabricación como los cálculos de diseño, deben ser revisados y aprobados por el representante del cliente involucrado en el proyecto. Así mismo todos los materiales que vayan a ser utilizados en la construcción del tanque atmosférico: planchas y láminas de acero, acero para estructuras, tuberías, bridas, válvulas, conexiones,accesorios, empacaduras, espárragos y otros componentes deben satisfacer los requisitos indicados en el código de diseño especificado.

Figura 1.Estructura del Tanque.
Figura 2.Configuración de la pared del tanque.
Figura 3. Configuración del techo del tanque.
Figura 4. Configuración del piso del tanque.

Procedimiento de soldadura

El estándar  API 650, se auxilia del Código ASME Sección IX para dar los lineamientos que han de seguirse en la unión y/o soldado de materiales.

El Código ASME Sección IX, establece que toda junta soldada deberá realizarse mediante un procedimiento de soldadura de acuerdo a la clasificación de la junta y que, además, el operador deberá contar con un certificado que lo acredite como soldador calificado, el cual le permite realizar cierto tipo de soldaduras de acuerdo con la clasificación de ésta. Una vez realizada la soldadura o soldaduras, éstas se someterán a pruebas y ensayos como: ultrasonido, radiografiado, líquidos penetrantes, dureza, etc., donde se verificará la calidad de la soldadura.

Los procedimientos de soldadura serán presentados para su aprobación y estudio antes de aplicar cualquier cordón de soldadura para cada caso en particular. Este procedimiento debe indicar la preparación de los elementos a soldar, así como la temperatura a la que se deberá pre-calentar tanto el material de aporte (electrodo, si lo hubiera), como los materiales a unir.

Especificación de Procedimiento de Soldadura (WPS): Es un procedimiento de soldadura calificado por escrito preparado para proporcionar instrucciones para realizar soldaduras de producción según los requisitos del código. El WPS u otros documentos se pueden usar para proporcionar dirección al soldador o al operador de soldadura para asegurar el cumplimiento de los requisitos del código.

Formato 1. Modelo de un WPS.
Fuente: Multiservicios y Asesoría Barboza.

Registro de calificación de procedimiento (PQR): Es un registro de los datos de soldadura utilizados para soldar un cupón de prueba. El PQR es un registro de variables durante la soldadura de los cupones de prueba. También contiene los resultados de las pruebas de los especímenes.

Formato 2. Modelo de un PQR.
Fuente: Multiservicios y Asesoría Barboza.

Calificación de habilidad del soldador (WPQ): Es un alcance que rige y califica al soldador o también la soldadura en la cual se observa la capacidad, la destreza y el conocimiento del soldador a la hora de soldar. Este código reconoce que los fabricantes o contratistas pueden mantener un control operacional efectivo de los registros de calificación de desempeño del soldador.

Formato 3. Modelo de un WPQ.
Fuente: Multiservicios y Asesoría Barboza.

Durante y posteriormente a la fabricación de la estructura metálica del tanque se  realizarán algunas de las siguientes pruebas:

Fotografía 1. Construcción de la pared del tanque.
Fotografía 2. Construcción del techo del tanque.

Líquidos penetrantes

Cuando se especifique el examen de líquido penetrante, este deberá estar de acuerdo con la sección V, Artículo 6 del Código ASME. El método de examen con líquidos penetrantes es un medio e caz para detectar discontinuidades que están abiertas a la superficie de metales no porosos y otros materiales. Las discontinuidades típicas detectables por este método son grietas, uniones, vueltas, cierres fríos, laminaciones y porosidad.

Fotografía 3-A. Prueba de Líquido Penetrante en soldadura circunferencial
Fotografía 3-B. Prueba de Líquido Penetrante en soldadura circunferencial
Fotografía 4-A. Prueba de Líquido Penetrante en juntas del piso del tanque.
Fotografía 4-B. Prueba de Líquido Penetrante en juntas del piso del tanque.

As built de soldadura y ubicación de radiografías

El personal  que  realice y evalúe los exámenes radiográficos  de acuerdo  con esta sección deberá ser calificado y certificado cumpliendo con los requisitos  de certificación  descritos  en los niveles II o III de ASNT SNT-TC-1A.

Figura 5. Mapa radiográfico.
Figura 5. Mapa radiográfico

Prueba de gas oil

Las juntas soldadas las cuales deberán ser examinadas para detectar grietas o cualquier otra discontinuidad que permita posibles fugas, mediante la aplicación de un aceite altamente penetrante en todas las juntas de soldadura interiores, y examinar cuidadosamente el exterior de las mismas para detectar fugas.

Fotografía 5-A. Prueba de Gas Oil en el interior del tanque.
Fotografía 5-B. Prueba de Gas Oil en el interior del tanque

Prueba de vació del fondo

Las pruebas de vacío se realizan con una caja de aproximadamente 150 mm de ancho por 750 mm de largo con una ventana transparente en la parte superior que proporciona una visibilidad adecuada para ver el área bajo inspección. Durante las pruebas, la iluminación debe ser adecuada para la correcta evaluación e interpretación de la prueba. El fondo abierto se sellará contra la superficie del tanque mediante una junta adecuada. Se proveerán conexiones, válvulas, iluminación y medidores, según sea necesario. Se utilizará una solución de película de jabón o una solución comercial de detección de fugas, aplicable a las condiciones.

Fotografía 6. Prueba de Vacío en las juntas del piso del tanque.

Prueba hidrostática

El tanque debe ser probado hidrostáticamente y su llenado debe ser gradual de manera que se puedan detectar fugas a tiempo, asentamiento de la fundación o cualquier otro problema. Se realiza antes de colocar el recubrimiento interno y las tuberías externas permanentes al tanque. El tiempo de la prueba será establecido por criterio del inspector, una vez completada la prueba hidráulica, sólo se pueden soldar al tanque pequeños accesorios no estructurales. Todas las uniones soldadas que estén por encima del nivel de agua de prueba se examinarán en busca de fugas mediante uno de los siguientes métodos:

  • Aplicar  un aceite altamente penetrante en todas las juntas de soldadura interiores y examinar cuidadosamente el exterior de las juntas para detectar fugas.
  • Aplicando  vacío  a  cada  lado  de  las juntas o aplicando  presión de aire interna y examinar   cuidadosamente  las  juntas   en busca de fugas; o
  • Usando cualquier combinación  de los métodos estipulados en los subpuntos 1 y 2.

Aplicación de recubrimiento interno

El ácido clorhídrico, o como una vez se llamó ácido muriático, es un ácido fuerte y altamente corrosivo. El ácido comercial puede oscilar entre 28 y 38%. Existen empresas a nivel mundial que tienen experiencia en el diseño y procesamiento de compuestos de caucho para los entornos altamente corrosivos que se encuentran en diversas aplicaciones de HCl.

Para los tanques de almacenamiento, los revestimientos de caucho natural sobre acero se han utilizado predominantemente para la contención de ácido clorhídrico. Es muy importante la comprobación de la fecha de elaboración, así como la fecha de vencimiento de estos materiales no metálicos, tales como revestimientos (pinturas, elastómeros, etc), asimismo exigir la cha técnica del fabricante del producto.

Los medios de inspección estarán basados en el aspecto   visual, prueba   de dureza en escala “Shore A” y prueba de salto de chispa Spark Test.

La superficie debe ser descontaminada, sobre todo en equipos en donde se generen sales solubles, tales como cloruros y sulfuros. A fin de descontaminar la superficie y realizar una adecuada preparación y la concentración de sales solubles (cloruros) debe ser menor a 10 ppm.

Una vez completada la instalación, el curado del revestimiento colocado puede completarse de acuerdo al tipo de revestimiento instalado. El curado puede ser con vapor o mediante un agente químico de curado.

Los paños de goma no deberán tener abombamiento u otro defecto de instalación que comprometa el desempeño de la goma a futuro o que permita el deterioro de la junta durante el proceso de curado.

Fotografía 7. Inspección al recubrimiento interno mediante Prueba
de Spark Test antes del curado.

Limpieza y pintura

Se protege toda la superficie externa del cuerpo, techo, soportes, barandas, escaleras, conexiones, etc, del tanque. Mediante la aplicación de la protección anticorrosiva, se tuvieron en cuenta las condiciones ambientales predominantes en la zona donde se construyó el tanque, así como las condiciones de operación y características del fluido a almacenar. Los requerimientos técnicos para la aplicación del sistema de recubrimiento, están dados en la especificación de recubrimientos NACE N° 1/SSPC-SP-05 con limpieza NACE 6G198/SSPC-TR2. Una vez terminada la limpieza abrasiva de la superficie deben tomarse previsiones para evitar su contaminación con sales solubles, polvo, partículas metálicas, aceite, agua o cualquier otro agente. Además, se ha observado que la vida del revestimiento interno de caucho natural se puede mejorar pintando el exterior del recipiente con un color claro para reflejar los rayos del sol.

Fotografía 8. Tanque para el almacenamiento de HCL finalmente construido.

Cálculo de la frecuencia óptima de inspección

Una vez construido el tanque y puesto en la etapa de operación, se diseñaron los planes de mantenimiento haciendo uso de tareas de mantenimiento e inspección y la frecuencia de aplicación la cual corresponda con el contexto operacional actual, mediante las metodologías apropiadas desde la etapa temprana del ciclo de vida del activo tales como RCM, FMECA, FMEA y RBI. Por otro lado es sumamente importante definir el intervalo óptimo de la frecuencia de inspección para mitigar el riesgo.

En la figura 8 se muestran los cuatros parámetros más importantes en el cálculo de la frecuencia óptima de inspección tales como: punto de inicio del deterioro, rata de deterioro, punto de falla, y precisión en la medición.

Figura 7. Optimización de la frecuencia de inspección.
Fuente: An Anatomy of Asset Management version 3. Diciembre 2015.
Figura 8. Modelo de Inspección.

A continuación se muestra la tabla de los resultados indicando la frecuencia óptima para la próxima inspección. Estos resultados son obtenidos a través de la aplicación de un modelo matemático que modela el deterioro a diferentes frecuencias considerando costos, riesgos y desempeño.

De acuerdo a este modelo la próxima inspección debe ser realizada en 8 años. No obstante, es recomendable el monitoreo cada cierto tiempo de las variables de deterioro para pronosticar el momento oportuno para la intervención del equipo. Para la resolución de este cálculo se modelo el costo de realizar la tarea de inspección a varias frecuencias y de la misma manera se calculó el riesgo de no hacer la tarea de inspección.

Conclusiones

  1. Es importante  destacar   al  lector  que   el tanque del cual se menciona en este artículo fue construido en el año 2010 y su comportamiento operacional ha sido hasta los momentos satisfactorio.
  2. Se cumplieron  las buenas  prácticas comprobadas del estándar API 650 Apéndice F, es importante indicar por parte  de los autores que este código no tiene la intención de obviar la necesidad  de la aplicación de los adecuados criterios de ingeniería establecidas con anterioridad en cada tipo de industria.
  3. Se  mostró   el  resultado   de  un  adecuado seguimiento y control  por parte  del inspector cliente, como es la de asegurar que las empresas contratistas   encargadas  de  fabricar  tanques para la industria petroquímica cumplan en conformidad  con los requerimientos de los códigos, y normas nacionales e internacionales.
  4. Se  indicaron  los  puntos   de  espera  (hold points)  y de  inspección  (examination  points) por parte  del inspector  cliente, requeridos  en los planes de inspección y ejecución del trabajo que elaboró la empresa contratista, y determinó los Ensayos No Destructivos correspondientes.
  5. Se   definió    el   intervalo   óptimo    de   la frecuencia  de la próxima inspección  mediante un   modelo    matemático considerando   los costos, riesgo, y desempeño, aplicado a tanque para  el almacenamiento de  Ácido Clorhídrico instalado en una planta petroquímica.
  6. El cálculo de la frecuencia  óptima  de inspección  o  intervalo para  la próxima inspección es un parámetro sumamente importante para el monitoreo del deterioro  del activo, ya que se puede anticipar la falla es decir una vez conocido  el punto  de la falla potencial se  puede  establecer  el tiempo  máximo permitido antes de llegar a la falla funcional. En el caso  de equipo  de  contención de  energía como  lo  son  los  equipos estáticos   es  muy esencial  definir  el momento oportuno para la inspección debido  a las consecuencias cuando se pierde la función primaria del equipo.

Bibliografía

  1. API 650,  tanques  de   acero   soldados   para almacenamiento de petróleo, 11ª edición. Addendum  3.
  2. John D. Campbell and James V. Reyes – Picknell: ‘Uptime’, Strategies  for Excellence in Maintenance Management, Canada, 2016, CRC Press.
  3. Asset Management – An Anatomy, Version 3, United Kingdom, 2015, IAM.
  4. John  Woodhouse.: ‘Asset   Management Decision-Making: The  SALVO   Process’,  Strategic Assets: Life Cycle Value Optimization,  United Kingdom, 2014, TWPL.
  5. ISO – 55000  Asset  Management – Overview, Principles and Terminology, 2014.
  6. Andrew  K.S.  Jardine  and  Albert H. C. Tsang, Maintenance, Replacement, and Reliability (Theory and Applications), Second Edition, 2014, CRC Press. f. Ramesh Gulati, ‘Maintenance and Reliability’ Best Practices, Second  Edition, 2013, Industrial Press, Inc.
  7. John D. Campbell, Andrew K.S. Jardine and Joel McGlynn; “Asset Management    Excellence: Optimizing Equipment Life-Cycle Decisions”, 2011, CRC Press.
  8. Edgar Fuenmayor: Calculando la frecuencia optima   de mantenimiento  o  reemplazo preventivo, 2017. www.predictiva21.com.
  9. Macro Project  EU 1488, 2008, www.macroproject.org.
  10. British Standard Asset Management BSI PAS 55, 2008.
  11. Medardo Yañez, Hernando  Gómez de la Vega, Genebelin Valbuena.: ‘Ingeniería de Con abilidad y Análisis Probabilístico de Riesgo’, Venezuela, 2004, R2M.
  12. lJohn    Moubray.: ‘Reliability   Centered Maintenance’, RCM II, Second Edition, 1997, Industrial Press, Inc.
  13. John  Woodhouse.: ‘Managing Industrial Risk’, Getting value for money in your business, London 1993, Chapman & Hall.
  14. Colin Labouchere, C.M.: ‘Use of a Small Computer to Assist in Making Maintenance  Decisions’, Proceedings of UK Maintenance  Congress, London 1982.

Autor: Evelio Chirinos, Ingeniero Mecánico, MSc en Ingeniería de Gas. Correo: evelioch30@hotmail.com

Autor: Edgar Fuenmayor, Ing. MSc. CMRP.
Correo: edgarfuenmayor1@gmail.com

Compartir esta entrada
Share on LinkedIn
Linkedin
Share on Facebook
Facebook
Tweet about this on Twitter
Twitter
Print this page
Print

Deja un comentario