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PlandeIntegridadPCs2008IAPG

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PLAN DE INTEGRIDAD EN
PLANTAS COMPRESORAS
INTEGRIDAD ESTRUCTURAL
DEPARTAMENTO DE INTEGRIDAD
PEDRO M. HRYCIUK
30/10/2008
1
INDICE

NORMATIVA
 ALCANCE
 AMENAZAS APLICABLES
 ANTECEDENTES
 TIPOS DE INSPECCION
 PLAZOS ENTRE INSPECCIONES
 PLAN DE INTEGRIDAD
 ACCIONES DE MITIGACIÓN
 BASE DE DATOS
 ACTUALIZACIÓN DEL PLAN
2
ALCANCE
Cañerías aéreas y enterradas
 Recipientes a presión
 Circuito de aire comprimido
 Sistema de refrigeración y tratamiento de
agua
 Planta Ecológica Modular
 Aeroenfriadores
 Válvulas de seguridad

3
NORMATIVA





ASME VIII – Boiler and Pressure Vessels Code
API 570 (2003) – Piping Inspection Code
API 574 (98) – Inspection Practices for Piping Systems Components
API 510 (2003) – Pressure Vessel Inspection Code
API 572 (2001) – Inspection of Pressure Vessels

NAG-126 (90) – Seguridad en PC´s de Gas Natural
API 580 / 581 (2001) – RBI
ASME B31.8S (2001) – Integrity Management

API RP 579 (2000) – FFS


4
DETERIORATION MECHANISMS
API RP 580 / 581
1
Thinning
CORROSION
1-A
1-B
2
SCC
3
Metallurgical
And Environmental
Failures
4
Mechanical
Failures
CRACKING
•Hydrochloric Acid
•Chloride
•Galvanic
•Caustic
•Ammonia Bisulfide
•Polythionic Acid
•Carbon Dioxide
•Amine
•Sulfuric Acid
•Ammonia
•High-Temperature
Hydrogen Attack
4-A
•Corrosion Fatigue
•Grain Growth
•Cavitation
•Graphitization
•Sigma Phase
Embrittlement
•Hydrofluoric Acid
•Hydrogen Induced
•885°F Embrittlemente
•Phosphoric Acid
•Sulfide Stress
•Temper Embrittlement
•Phenol
•Hydrogen Blistering
•Amine
•Hydrogen Cyanide
•Liquid Metal
Embrittlement
•Mechanical Fatigue
•Mechanical Deterioration
•Overloading
4-B
•Over-pressuring
•Brittle Fracture
•Creep
•Stress Rupture
•Atmospheric
•Carburization
•Thermal Shock
•Under Insulation
•Decarburization
•Thermal Fatigue
•Soil Corrosion
•Metal Dusting
4-C
•Erosion
•High Temperature
Sulfidic without H2
•Selective Leaching
4-D
•Soportación deteriorada
•High Temperature
Sulfidic with H2
•Naphtenic Acid
1-C
•Oxidation
5
AMENAZAS APLICABLES (I)

1) Disminución de espesor

1-A) Corrosión Galvánica


1-B) Corrosión (solo en cañerías enterradas):



1-B-1) Corrosión externa (revestimiento deteriorado)
1-B-2) Protección catódica insuficiente
1-C) Oxidación (solo en cañerías aéreas):



1-C-1) Corrosión externa por pintura deteriorada
1-C-2) En soportes
1-D) Corrosión en interface suelo/aire


Debida principalmente a la construcción al poner en contacto materiales
distintos
Se da en casos con revestimiento deteriorado por envejecimiento ó corte de
pasto.
1-E) Corrosión interna

Se da en casos recipientes que recolectan líquidos en los bajos
6
AMENAZAS APLICABLES (II)

2) Stress Corrosion Cracking

3) Metallurgical And Environmental Failures –


NO APLICABLES A NUESTRO CASO
4) Fallas mecánicas

4-A) Fatiga



4-A-1) Se presenta en conexiones de grandes diámetros, como en
amortiguadores de pulsación.
4-A-2) Se presenta en las conexiones de pequeño diámetro (niples
esbeltos).
4-B) Sobrepresurización ó venteos no programados



Se puede presentar por válvulas de seguridad con menor capacidad de
alivio, mal calibradas, ó en mal estado.
4-C) Erosion
4-D) Soportación deteriorada / fuera de servicio (cañería desencajada)
7
ANTECEDENTES











Niples esbeltos (Norte y CO).
Bocas de pescado (Norte - Lumb).
Corrosión externa en cañería enterrada (Coch).
Laminación en recipientes.
Vibración en instalaciones (Beaz).
Codos erosionados (Beaz).
Desgaste por fricción en soportes (Lumb).
Corrosión interna de cañerías de agua de refrigeración y de
aire comprimido (Tuc).
Taponamiento de tubos de intercambiadores (Lumb).
Desprendimiento de internos de amortiguadores (Tuc).
Venteo no programado (Villa Const).
8
TIPOS DE INSPECCIÓN (I)
1) Disminución de espesor:


1-A) Corrosión Galvánica: IV
1-B) Corrosión (solo en cañerías enterradas):





1-B-1) Corrosión externa: CIS-DCVG / Emisión acústica
1-B-2) PA Insuficiente: Relevamiento de protección catódica
1-C) Oxidación (solo en cañerías aéreas): IV
1-D) Corrosión en interface suelo/aire: IV / DCVG
1-E) Corrosión interna: Medición de espesores / Emisión Acústica
2) Stress Corrosion Cracking: Pozos de investigación
9
TIPOS DE INSPECCIÓN (II)
4) Fallas mecánicas:

4-A) Fatiga:





4-A-1) Bocas de pescado: IV, Partículas, Tintas Penetrantes
4-A-2) Niples esbeltos: IV, Partículas, Tintas Penetrantes
4-B) Sobrepresurización: Relevar válvulas de seguridad, su
calibración y calcular su capacidad de alivio.
4-C) Erosión: Medición de espesores / Calc. Vel.
4-D) Soportación deteriorada / fuera de servicio (cañería
desencajada): IV / Medición de espesores
10
PLAZOS ENTRE INPECCIONES
1) Disminución de espesor

1-A) Corrosión Galvánica: IV: Cada 5 años

1-B) Corrosión por el suelo (solo en cañerías enterradas):





1-B-1) Corrosión externa: CIS-DCVG: Cada 10 años / (customizado por planta)
1-B-2) PA insuficiente: Relevamiento de protección catódica: Anual
1-C) Oxidación (solo en cañerías aéreas): IV: Cada 5 años (API 570)
1-D) Corrosión en interface suelo/aire: IV: Cada 5 años (API 570)
1-E) Corrosión interna: en piping máximo cada 10 años (API 570) ó en plazos menores
cuando haya degradación.
2) Stress Corrosion Cracking: Pozos de investigación (Customizado)
4) Fallas mecánicas
 4-A) Fatiga





4-A-1) Bocas de pescado: IV – Anual; PM / Tintas – 5 años.
4-A-2) Niples esbeltos: IV / PM / Tintas - Cada 5 años (API 570).
4-B) Sobrepresurización: Relevamiento: Cada 10 años.
4-C) Erosión: en piping máximo cada 10 años (API 570) ó en plazos menores cuando
haya degradación.
4-D) Soportación deteriorada / fuera de servicio (cañería desencajada): IV: Anual.
11
RESUMEN INSPECCIONES
EIE Cañerías aéreas – c/10 años
EIE Recipientes gas – c/10 años
3. AEROENFRIADORES – c/10 años
4. PEM – c/10 años
5. INSPECCION VISUAL – c/5 años
6. EIE Recipientes AC – c/5 años
7. MEDICION DE VIBRACIONES – c/5 años
8. PROTECCION CATODICA – Anual
9. MOTORES (temp. / vibrac.) – Anual
10. BOMBAS (temp. / vibrac.) – Anual
11. BOCAS DE PESCADO – customizado
12. POZOS DE SCC – customizado
13. CIS / DCVG – c/10 años / customizado
1.
2.
10 años
5 años
Anual
12
PLAN DE INTEGRIDAD
13
ACTIVIDADES DE
CONTROL / MITIGACIÓN
- Reducción de presión de operación
1) Disminución de espesor: acortar monitoreos ó reemplazo de componentes

1-A) Corrosión Galvánica: adecuar instalaciones con materiales adecuados

1-B) Corrosión por el suelo (solo en cañerías enterradas):





1-B-1) Corrosión externa: Pozos de investigación y reparación
1-B-2) PA insuficiente: Reparación de puntos defectuosos
1-C) Oxidación (solo en cañerías aéreas): Renovación del revestimiento
1-D) Corrosión en interface suelo/aire: Renovación del revestimiento
1-E) Corrosión interna: acortar monitoreos ó reemplazo de componentes
2) Stress Corrosion Cracking: recoating / reemplazo de componentes
4) Fallas mecánicas

4-A) Fatiga





4-A-1) Bocas de pescado: Desarmado p/alivio / Reparación / Reemplazo
4-A-2) Niples esbeltos: Eliminación / Reparación / Reemplazo
4-B) Sobrepresurización: Adecuar instalaciones deficientes
4-C) Erosión: acortar monitoreos ó reemplazo de componentes
4-D) Soportación deteriorada / fuera de servicio (cañería desencajada): Reparación
14
BASE DE DATOS

BASE DE DATOS
 Carga


inicial (medición base)
Planta, N° de línea, N° de componente, mediciones.
SAP
 Cargas
siguientes
 Comparación entre mediciones (gráficos)
 Reportes para recomendar acciones:



Evaluación adicional
Acortar monitoreo
Reemplazo
15
ACTUALIZACIÓN DEL PLAN

Evaluar performance del plan
 Crear
indicadores
 Auditorías
 Comparación
 Nuevos incidentes

Gestión de cambios
 Volcar
cambios en el nuevo plan
 Informar
16
PLAN DE INTEGRIDAD DE
PLANTAS COMPRESORAS
MUCHAS GRACIAS!
INTEGRIDAD ESTRUCTURAL
DEPARTAMENTO DE INTEGRIDAD
PEDRO M. HRYCIUK
30/10/2008
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