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Inspección de Recipientes a Presión (Torres, Cilíndricos, Reactores, Intercambiadores de Calor, y Condensadores)

Segmento de Abajo

PRÁCTICA RECOMENDADA 572 SEGUNDA EDICIÓN, FEBRERO 2001

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NOTAS ESPECIALES

Las publicaciones del API tratan necesariamente los problemas de una naturaleza general. Con respecto a

las circunstancias particulares, de la localidad, del estado, y las leyes y regulaciones federales deben ser revisadas.

El API no tiene la responsabilidad de resolver los deberes de patrones, fabricantes, o proveedores para advertir y entrenar correctamente y proveer a sus empleados, y otros riesgos expuestos, referentes a salud y precauciones de seguridad, ni la responsabilidad de sus obligaciones bajo las leyes locales, estatales, o federales.

La información referente a seguridad y riesgos de salud y las precauciones apropiadas con respecto a los materiales y las condiciones particulares se deben obtener del patrón, del fabricante o proveedor de ese material, o la hoja de datos del material de seguridad.

Nada contenida en cualquier publicación del API debe ser interpretada como conceder el derecho, implícitamente o de otra manera, para la fabricación, la venta, o el uso de cualquier método, aparato, o producto cubierto por patente de letras. Ni una ni otra cosa contenida en la publicación debe ser interpretada como el aseguramiento de cualquier persona contra la responsabilidad por la infracción de la patente de letras.

Generalmente, los estándares del API se repasan y se revisan, reafirmados, o retirados por lo menos cada cinco años. A veces una extensión de tiempo de uno hasta dos años será agregada a este ciclo de revisión. Esta publicación no será más larga en cinco años efectivos después de su fecha de publicación como un estándar del API operativo o, donde se ha concedido una extensión, sobre la re-publicación. Las condiciones de la publicación se pueden comprobar desde el segmento en sentido descendiente del API [teléfono (202) 682-8000]. Un catálogo de las publicaciones y de los materiales del API es publicado anualmente y trimestralmente puesto al día por el API, 1220 L Street, N.W., Washington, DC 20005.

Este documento fue elaborado bajo procedimientos de la estandardización del API que aseguran la notificación y la participación apropiadas en el proceso de desarrollo y se señala como estándar del API. Preguntas referentes a la interpretación del contenido de este estándar o comentarios y de las preguntas referentes a los procedimientos bajo los cuales este estándar fue desarrollado debe ser dirigido en escribir al encargado de la estandardización, instituto americano del petróleo, 1220 L calle, N.W., Washington, DC 20005. Pedir el permiso para reproducir o traducir todos o cualquier parte del material publicado, además debe dirigirse al encargado general.

Los estándares del API se publican para facilitar la amplia disponibilidad de las prácticas de ingeniería y de operación sanas. Estos estándares no están previstos para evitar la necesidad de aplicar el juicio sano de la ingeniería en relación con cuando y donde estos estándares serán utilizados. La formulación y la publicación de los estándares del API no se piensan de alguna manera para inhibir cualquier persona por usar algunas otras prácticas.

Cualquier equipo o materiales de la marca del fabricante en conformidad con los requisitos de la marca de un estándar del API son solamente responsables por acatar con todos los requisitos aplicables de ese estándar. El API no representa, no autoriza, ni garantiza que tales productos sean hechos conforme al estándar aplicable del API.

Todos los derechos reservados. Ninguna parte de este trabajo se puede reproducir, almacenar en un sistema de recuperación, o transmitir por cualquier medio electrónico, mecánico, fotocopiar, registrar, o de alguna otra manera, sin el permiso anticipado por escrito del editor.

Entrar en contacto con el editor, Servicios Públicos del API, Calle 1220 L, Washington, DC 20005.

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INTRODUCCIÓN

Esta práctica recomendada cubre la inspección de los recipientes para presión. Se basa en el conocimiento y la experiencia acumulada de los ingenieros y de otras persona en la industria petrolera.

La información contenida en esta publicación fue presentada previamente como el Capítulo VI y Capítulo VII de la guía para la Inspección de Equipos en Refinerías. La información en esta práctica recomendada no constituye y no se debe interpretar como código de reglas, de regulaciones, o de prácticas seguras mínimas. Las prácticas descritas en esta publicación no piensan suplantar otras prácticas que se han probado satisfactoriamente, ni es esta publicación prevista para desalentar la innovación y la originalidad en la inspección de refinerías. Se les recuerda a los usuarios de esta práctica recomendada que ningún libro o manual es tomado como substituto para el juicio de una responsabilidad, sino una persona calificada.

Las publicaciones del API se pueden utilizar por cualquier persona que desea hacerla. Cada esfuerzo ha sido hecho por este Instituto para asegurar la exactitud y la confiabilidad de los datos contenidos en ellos; sin embargo, este Instituto no hace ninguna representación, garantía, o garantía con respecto a esta publicación y expresa negar por este medio cualquier responsabilidad o responsabilidad de la pérdida o del daño resultado por su uso o de la violación de cualquier regulación federal, estado, o municipal con la cual esta publicación podría estar en conflicto.

Las revisiones sugeridas se invitan y se deben someter al encargado de la estandardización, Instituto Americano del Petróleo, 1220 L Street, N.W., Washington, DC 20005.

INFORMACIÓN IMPORTANTE CON RESPECTO AL USO DE MATERIALES DE ASBESTOS O NO CONVENCIONALES

El asbesto es especificado o recomendado para ciertos componentes del equipo descrito en algunos estándares del API. Ha sido de utilidad extrema en la reducción los riesgos de incendios asociados al proceso del petróleo. También ha sido un material universal de sello, compatible con la mayoría de los servicios de fluidos de refinación. Ciertos efectos adversos serios de salud se asocian al asbesto, entre ellos las enfermedades serias y a menudo fatales como el cáncer de pulmón, asbestosis, y la mesotelioma (un cáncer de pecho y de los revestimientos abdominales). El grado de exposición al asbesto varía con el producto y las prácticas que implica el trabajo. Consulte la edición más reciente de la Occupational Safety and Health Administration (OSHA), el departamento de los EE.UU. en el trabajo, el estándar ocupacional de seguridad y de la salud para el asbesto, Tremolito, Anthophyllite, y Actinolite, código 29 de la sección 1910.1001 de las regulaciones federales; la agencia de protección del medio ambiente de los EE.UU., estándar nacional para el asbesto, de la emisión código 40 de regulaciones federales secciona 61.140 a 61.156; y la regla de la agencia de protección del medio ambiente de los EE.UU. (EPA) en requisitos de etiquetado y la prohibición puesta en fase de los productos del asbesto (secciones 763.160-179). Hay actualmente funcionando y en desarrollo un número de materiales substitutos para reemplazar el asbesto en ciertos usos. Los fabricantes y usuarios están fomentando para desarrollar y utilizar los materiales substitutos eficaces que puedan cubrir las especificaciones, y los requisitos de operacionales de, el equipo a los cuales ellos lo aplicarían. LA INFORMACIÓN DE LA SEGURIDAD Y LA SALUD CON RESPECTO A PRODUCTOS O MATERIALES PARTICULARES SE PUEDE OBTENER A TRAVÉS DEL EMPLEADOR, FABRICANTE O SURTIDOR DE ESE PRODUCTO O MATERIAL, O LA HOJA DE DATOS DE SEGURIDAD DEL MATERIAL.

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CONTENIDOS

1 ALCANCE

2 REFERENCIAS

3 DEFINICIONES

4 TIPOS DE RECIPIENTES PARA PRESIÓN 4.1 Descripción 4.2 Métodos de Construcción

4.3 Materiales de Construcción 4.4 Equipo Interno 4.5 Usos de los Recipientes para Presión

5 ESTÁNDARES DE CONSTRUCCIÓN

6 INSPECCIÓN DEL MANTENIMIENTO

7 RAZONES DE LA INSPECCIÓN

8 CAUSAS DEL DETERIORO

8.1 General 8.2 Mecanismos de la Corrosión 8.3 Cambios Metalúrgicos y Físicos 8.4 Material Defectuoso 8.5 Fabricación Defectuosa

9 MÉTODOS DE INSPECCIÓN Y SUS LIMITACIONES

9.1 Factores que Regulan la Frecuencia de la Inspección 9.2 Oportunidades de la Inspección 9.3 Programa de la Inspección 9.4 Reglas Alternativas para los Recipientes de Exploración y Producción

10 MÉTODOS DE INSPECCIÓN Y SUS LIMITACIONES

10.1 General 10.2 Precauciones de Seguridad y Trabajo Preparatorio 10.3 Inspección Externa 10.4 Inspección Interna 10.5 Métodos de Medición del Espesor 10.6 Métodos Especiales para Detectar Defectos Mecánicos 10.7 Cambios Metalúrgicos y Análisis “en sitio” de los Metales 10.8 Prueba 10.9 Límite de los Espesores

11 MÉTODOS DE REPARACIÓN

12 REGISTROS E INFORMES

12.1 Registros 12.2 Informes

APÉNDICE A—INTERCAMBIADORES APÉNDICE B—FORMATOS DE REGISTROS DE MUESTRAS

Figuras:

1—Recipiente Revestido con Inoxidable Tipo 316 2—Recubierta con Soldadura Metálica 3—Recipiente Forrado en Bandas

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4—Métodos Principales de Forros en Banda 5—Forro Refractario Reforzado para Líneas y Válvulas Corredizas 6—Tolvas de Almacenaje Catalítico 7—Cilíndricos Horizontales 8—Esféricos 9—Esferoides Horton (nodo) 10—Torres y Cilíndricos de Proceso 11—Regenerador de Fluido Catalítico 12—Corrosión Bajo Esfuerzo Cáustico 13—Corrosión Grafítica Severa de la Tapa del Cabezal Flotante 14—Deszincificación Tipo Tapón 15—Deszincificación Tipo Capa 16—Placa de Fluxerías Obstruida por el Crecimiento Marino 17—Placa de Fluxería Corroída Bajo el Crecimiento Marino 18—Corrosión Interna del Recipiente 19—Erosión 20—Surcos del Condensado de la Fluxería en Área Adjunta a la Placa de Fluxería 21—Corrosión Intergranular 22—Daño Térmico y de Presión 23—Agrietamiento por Fatiga en Boquilla 24—Instalación y Cimentación de Intercambiadores 25—Deterioro Severo de los Pernos del Ancla 26—Método de Obtención de las Mediciones del Perfil del Recipiente 27—Picaduras en un Conducto 28—Grieta en Soldadura del Cuerpo 29—Internos del Reactor Catalítico—Ciclones 30—Ampollamiento por Hidrógeno 31—Corte Transversal del Ampollamiento por Hidrógeno que Muestra Varios Tipos de Propagación de Grietas 32—Método de Lengüeta de Corrosión para Determinar la Pérdida del Metal en Forros de Recipientes 33—Deterioro de la Lámina Protectora 34—Deterioro del Forro Refractario Embaldosado 35—Pasos en el Uso del Equipo Especial para la Prueba de Fluxerías Individuales A-1—Fluxería Rolada Adecuadamente A-2—Tipo de Paquete de Fluxería para Calentador de Tanque A-3—Intercambiadores Enfriados por Aire A-4—Serpentines de Doble Línea de Fluxerías para Servicio de Limpieza A-5—Calentador de Tanque de Succión con Todo Pero el Extremo Delantero Cerrado; la Boquilla de Succión del Cuerpo

Cerrado en el Extremo Opuesto A-6—Fluxerías Tipo Aleta en Serpentines de Doble Fluxería A-7—Intercambiador Tipo Placa A-8—Fluxerías Desgastadas por los Bafles A-9—Ataque de la Erosión-Corrosión en los Extremos de las Fluxerías A-10—Partes del Intercambiador de Calor A-11—Tipos de Intercambiadores de Calor

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Inspección de Recipientes a Presión (Torres, Cilíndricos, Reactores, Intercambiadores de Calor, y Condensadores)

1 Alcance

Esta Práctica Recomendada (RP) abarca la inspección de recipientes para presión. Incluye una descripción de los varios tipos de recipientes para presión y los estándares de su construcción y mantenimiento. Abarca las razones para la inspección, causas del deterioro, frecuencia y métodos de la inspección, métodos de reparación, y preparación de registros e informes. La operación segura está acentuada.

2 Referencias

Las ediciones más recientes de los estándares, códigos, y prácticas recomendadas siguientes, por la importancia especificada aquí, deben formar parte de esta práctica recomendada.

API IRE, Cap. II—Guía para la inspección de Equipos de

Refinería, Condiciones por el Deterioro Causante o Fallas (fuera de diseño, ser reemplazada de acuerdo a PR 571, actualmente bajo desarrollo)

Std 510—Código para Inspección de Recipientes para Presión, Inspección para Mantenimiento, Valoración, Reparación y Modificación

RP 574—Prácticas de Inspección para Componentes de Sistemas de Líneas de Tuberías

RP 575—Inspección de Tanques de Almacenamiento Atmosférico y de Baja Presión

RP 576—Inspección de Dispositivos para Alivio de Presión

RP 579—Conveniencia para el Servicio Std 660—Cuerpo y Fluxerías de Intercambiadores de

Calor para Servicios Generales en Refinería Std 661—Intercambiador de Calor Enfriado con Aire para

Servicios Generales en Refinería Publ 938—Un Estudio Experimental de Causas y la

Reparación del Agrietamiento de Equipo de Acero de 1 ¼ Cr-1/2 Mo

Publ 939—Información de las Investigaciones Sobre la Caracterización y Monitoreo del Agrietamiento en el Servicio del H2S Húmedo

RP 941—Aceros para Servicio con Hidrógeno a Temperaturas y Presiones Elevadas en Refinerías Petroleras y en Plantas Petroleras

RP 945—Evitar el Agrietamiento por el Ambiente en los Aceros al Carbono en las Unidades de Amina

Publ 2214—Propiedades de Chispas de Ignición de las Herramientas de Mano

Publ 2217A—Pautas para el Trabajo en Espacios Inertes Confinados en la Industria Petrolera

ASME1 Código para Caldera y Recipiente para Presión, Sección

VIII, “Recipientes para Presión”

NB2 NB-23—Código de Inspección del Consejo Nacional

TEMA3 Estándares de la Asociación de Fabricantes de

Intercambiadores Tubulares

WRC4 Boletín 411—Un estudio experimental de las Causas y la

Reparación del Agrietamiento en Equipo de Acero de 1 ¼ Cr-1/2 Mo

3 Definiciones

Para los propósitos de esta publicación, se aplican las siguientes definiciones:

3.1 CBA: Corrosión bajo Aislamiento, la cual incluye el agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo debajo del aislamiento.

3.2 Defecto: En uso en los IND, un defecto es una imperfección de un tipo o magnitud que excede el criterio de aceptación.

3.3 Inspector: Un inspector autorizado en el recipiente para presión

3.4 Jurisdicción: Una administración de regulación constituida legalmente que puede adoptar las reglas relacionadas a los recipientes para presión.

3.5 Operación: Recipientes para presión que contengan cualquier cantidad de fluido de proceso.

3.6 LP: Pruebas con líquidos penetrantes.

3.7 Recipientes para Presión: Un contenedor que está dentro del alcance de la Sección VIII del Código ASME para Caldera y Recipiente para Presión y está sujeto a una presión de diseño externa o interna mayor a 15 lbf/pulg.2 (103 kPa).

3.8 Ingeniero del Recipiente para Presión: Una o más personas u organizaciones aceptables para el propietario-usuario quienes son eruditos y experimentados en las disciplinas de la ingeniería asociadas con la evaluación mecánica y las características del material que afecta la integridad y la fiabilidad de los recipientes para presión. El ingeniero del recipiente para presión, a través de la consulta con los especialistas adecuados, debe ser visto como un componente de todas las entidades necesarias para tratar correctamente un requisito técnico.

3.9 Propietario-Usuario: Un operador de recipiente para presión quien controla las maniobras sobre la operación, ingeniería, inspección, reparación, modificaciones, pruebas, y la reclasificación de aquellos recipientes para presión

1ASME International, Three Park Avenue, New York, New York 100016-5990, www.asme.org. 2National Board of Boiler and Pressure Vessel Inspectors, 1055 Crupper Ave, Columbus, Ohio 43229, www.nationalboard.com. 3Tubular Exchanger Manufacturers Association, 25 North Broadway, Tarrytown, New York 10591, www.tema.org. 4Welding Research Council, ThreePark Avenue, 27th Floor, New York, New York 10016, www.forengineers.org.

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3.10 Reparación: Una reparación es el trabajo necesario para restaurar un recipiente para presión a una condición adecuada para la operación segura bajo las condiciones del diseño. Si cualquiera de los cambios restaurativos da lugar en un cambio de temperatura o presión, los requisitos para la reclasificación también deben ser satisfactorias. Cualquier operación de soldadura, corte, o esmerilado sobre un componente del recipiente para presión que está presionado no es considerado específicamente una modificación sino como una reparación.

3.11 Reclasificación: Un cambio en cualquiera o en ambas, la temperatura de diseño o/y la máxima presión de trabajo permisible de un recipiente para presión. Una reclasificación puede consistir en un aumento o disminución, o una combinación de ambas. La reclasificación por debajo de las condiciones originales del diseño puede usarse como un medio para proporcionar permiso adicional a la corrosión.

3.12 Fragilidad del Temple: Una pérdida de ductilidad y de dureza por muesca en aceros de baja aleación sensibles (por ejemplo, 1 ¼ Cr y 2 ¼ Cr) causada por la prolongada exposición al servicio a alta temperatura [entre 700F a 1070F (371C a 577C)].

3.13 Puntos de Medición del Espesor (PME): Son las áreas designadas sobre el recipiente para presión donde las inspecciones periódicas y las mediciones de espesores son realizadas

3.14 UT: Prueba Ultrasónica

3.15 PHPMF: Prueba Húmeda con Partícula Magnética Fluorescente.

4 Tipos de Recipientes para Presión

4.1 DESCRIPCIÓN

Un recipiente para presión es un contenedor diseñado para resistir la presión interna o externa. Los recipientes para presión pueden ser construidos de acuerdo con el Código ASME Calderas y Recipientes para Presión, Sección VIII, otros códigos de recipientes para presión reconocidos, o los aprobados por la jurisdicción. Típicamente estos recipientes están sujetos a una presión de operación externa o interna mayor que 15 lbf/pulg2 (103 kPa). La presión externa en un recipiente se puede causar por un vacío interno o por una presión del fluido entre una camisa externa y la pared del recipiente. Los recipientes expuestos a presión interna son normalmente inspeccionados de la misma manera como los que están sometidos a la presión interna. Las columnas, torres, cilíndricos, reactores, intercambiadores de calor, condensadores, enfriadores de aire, disparos, esferas, y acumuladores son tipos comunes de recipientes para presión industriales. [Ver Apéndice A para una introducción a intercambiadores. Los recipientes para almacenamiento sometidos a presiones arriba de 15 lbf/pulg.2 (103 kPa) son incluidos en API RP 575].

Los recipientes para presión están diseñados en varias formas. Pueden ser cilíndrico (con cabezales planas, cónicas, toricónicas, torisféricas, semielípticas, o semiesféricas), esférica, esferoide, semieliptica, encajonado (con cabezales rectangulares planas o placas cuadradas, tal como los que se utiliza para los calentadores de los intercambiadores enfriados por aire), o lobulado. Pueden ser de construcción por módulos.

Los recipientes cilíndricos, incluyendo los intercambiadores y condensadores, pueden ser horizontales o verticales y se pueden soportar por columnas de aceros, faldas de placas cilíndricas, o salientes en placa unidos al cuerpo. Los recipientes esféricos son normalmente soportados por columnas de acero unido al cuerpo o por faldas. Los recipientes esferoides son soportados parcial o completamente reclinándose sobre el piso. Los recipientes encamisados son los construidos con una envoltura o cuerpo exterior que forma un espacio entre sí mismo y el cuerpo principal.

4.2 MÉTODOS DE CONSTRUCCIÓN

Antes del desarrollo de la soldadura, el remache fue el método más común de la construcción. Las costuras fueron traslapadas y remachadas, o empalmadas con correas al extremo y después el remache. Para prevenir la fuga, los bordes de las costuras y los cabezales a remachar fueron calafateados. En temperaturas altas, fue más difícil mantener este calafateo ajustado. Después se desarrolló la técnica de la soldadura, una gota ligera de soldadura fue aplicada para calafatear los bordes. Aunque algunos recipientes de este tipo aún pueden encontrarse en las refinerías antiguas, este método de construcción se usa pocas veces hoy en día.

Hoy, varios métodos diferentes se utilizan para construir recipientes para presión. La mayoría de los recipientes para presión son construidos con uniones soldadas.

Los anillos del cuerpo son hechos generalmente de placas roladas a temperatura elevada o ambiental. El cilindro es formado para soldar los extremos de la placa rolada juntos. Esto produce un cilindro con una soldadura longitudinal.

El forjado en caliente es otro método de hacer los recipientes cilíndricos. Algunos fabricantes de recipiente utilizan el desarrollo de los anillos cilíndricos del cuerpo para el forjado en caliente para los recipientes de alta presión, los recipientes de pared considerable tales como los usados para los reactores del hidrotratador o del hydrocracker. Este método no produce una costura longitudinal en el cilindro.

En el método de múltiples capas, la sección cilíndrica está compuesta de un número de cilindros concéntricos finos fabricados juntos, uno sobre el otro, hasta obtener el espesor deseado. La construcción de múltiples capas se utiliza a veces para los reactores y los recipientes de pared considerable sometidos a alta presión.

4.3 MATERIALES DE CONSTRUCCIÓN

El acero al carbono es el material más común usado para construir los recipientes para presión. Para los propósitos especiales, una aleación austenítica o ferrítica, aleación 400, níquel, titanio, aleaciones altas con níquel o el aluminio disponibles pueden ser utilizados. El cobre y las aleaciones de cobre (excepto la aleación 400) rara vez se utilizan en recipientes de refinerías pero se pueden encontrar en recipientes de plantas petroquímicas.

Los materiales utilizados para construir las diversas piezas de los intercambiadores se seleccionan para manejar con seguridad el servicio y la carga de calor requeridos. Se seleccionan los materiales que resistirán lo más económicamente posible el tipo de corrosión esperado.

Los cuerpos del intercambiador generalmente se hacen de acero al carbono pero se pueden hacer de una aleación resistente

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Figura 1—Recipiente Revestido con Inoxidable Tipo 316

Figura 2—Recubierta con Soldadura Metálica

a la corrosión o revestido con un material resistente a la corrosión. Los conductos y los bafles del intercambiador se hacen de acero al carbono o de un material conveniente de aleación resistente, generalmente similar al material de los tubos.

Las fluxerías para los paquetes del intercambiador pueden ser de una variedad de materiales. Donde el agua se utiliza como medio de enfriamiento o condensado, se hacen generalmente de aleaciones basados en cobre o acero. El titanio se puede utilizar en aplicaciones de agua de mar. Donde el intercambio es entre dos hidrocarburos diferentes, los tubos se pueden hacer de acero o de una aleación conveniente que sea resistente a la corrosión. Los tubos, que consisten de una capa interna de un material y una capa externa de otro material diferente, pueden en algunos casos requerirse para resistir los dos medios corrosivos diferentes.

Las placas para fluxería para los paquetes del intercambiador se hacen de una variedad de materiales. Donde el agua es el medio de enfriamiento o condensado, se hacen generalmente de latón o de acero naval. El titanio se puede utilizar en aplicaciones de agua de mar. Donde el intercambio de calor entre dos hidrocarburos, las placas para fluxería pueden constituirse de acero o de una aleación conveniente que sea resistente a la

corrosión. En alguno los casos puede ser necesario poner de un lado de la placa para fluxería con un material diferente con la otra cara para que pueda resistir dos medios corrosivos diferentes.

Si el acero al carbono no resistiera la corrosión o la erosión esperada o causara la contaminación del producto, pueden forrarse con otros metales o no metales. Un recipiente forrado es generalmente más económico que uno construido de un material sólido resistente a la corrosión. Sin embargo, cuando el recipiente para presión operara a una temperatura alta, una presión alta, o ambas, los aceros de aleación sólidos pueden ser necesarios y económicos.

Los forros metálicos son instalados de varias maneras. Pueden ser una parte integral en el rolado de la placa del material o vinculada por explosión antes de la fabricación del recipiente. Puede en cambio separarse de las láminas de metal sujetadas al recipiente por medio de la soldadura. El metal resistente a la corrosión también puede aplicarse a las superficies del recipiente por varios procesos de revestimiento con soldadura. Los forros metálicos se pueden hacer de una aleación ferrítica, aleación 400, níquel, plomo, o de cualquier otro metal resistente al agente corrosivo.

Los forros no metálicos se pueden utilizar para resistir la corrosión y la erosión o para aislar y reducir la temperatura en las paredes de un recipiente para presión. Los materiales no metálicos más comunes para revestir son concreto reforzado, ladrillo ácido, material refractario, material aislante, ladrillo o bloque de carbón, caucho, cristal, y plástico. Las Figuras 1 al 4 muestran varios métodos de aplicación de forros metálicos. La Figura 5 muestra un forro refractario reforzado para las líneas del regenerador y las válvulas de diapositiva.

4.4 EQUIPO INTERNO

Muchos recipientes para presión no tienen ningún interno. Otros tienen internos tales como bafles, bandejas de distribución de tubería, rejillas de embalaje tipo malla o banda, apoyos de la cama del catalizador, ciclones, carretes de tubo, boquillas rociadoras, cojinete desempañante, líneas enfriadas con agua. Los esferoides grandes pueden tener apoyo y enlace interno, y la mayoría de los recipientes vacíos tienen cualquiera de los anillos atiesadores externos o internos. Algunos recipientes para presión tienen intercambiadores de calor o recalentadores situados en el área más baja del cuerpo.

Figura 3—Recipiente Forrado en Bandas

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Figura 4—Métodos Principales de Forros en Banda

Los intercambiadores tienen paquetes de fluxerías internas con bafles o placas de soporte, los cuales varían con el servicio y carga de calor en que el intercambiador se diseñó para manejarse. Las mamparas de paso están instaladas generalmente en los conductos y algunas veces en las tapas flotantes de la placa para fluxería para proporcionar el flujo de paso múltiple en las fluxerías. El flujo a través del cuerpo puede ser de un solo paso, o se pueden instalar los bafles longitudinales para proporcionar pasos múltiples. El desviador usado en el cuerpo determina la localización y el número requerido de boquillas del cuerpo. Las Figuras A-10 y A-11 del Apéndice A muestran varios arreglos de conductos y de bafles de los cuerpos. Con frecuencia, se coloca un bafle de choque o una placa debajo de la boquilla de entrada del cuerpo para prevenir el choque del fluido que entra sobre las fluxerías.

4.5 USOS DE LOS RECIPIENTES PARA PRESIÓN

Los recipientes para presión se utilizan en la mayoría de los procesos en una refinería o planta petroquímica. Se utilizan para controlar los fluidos de proceso. Un recipiente para presión se puede utilizar como un reactor térmico o reactor catalítico para controlar el cambio químico requerido por el proceso; tanto una fraccionadora separa varios componentes producidos en la reacción; como un separador que separar gases, químicos, o catalizador de un producto; como un cilíndrico se agita para los líquidos; como una unidad de tratamiento químico; como un cilíndrico colocado para permitir la separación de un producto químico de un producto tratado; como un regenerador para restaurar un catalizador o un producto químico a sus características originales; o como un intercambiador, condensador, enfriador, u otro tipo de recipiente para cualesquiera de los otros propósitos varios. Las Figuras 6 al 11 ilustran varios tipos de recipientes para presión.

5 Estándares de Construcción

A principios de 1930, la mayoría de los recipientes para presión no sometidos al fuego, para las refinerías fueron construidos al diseño y a las especificaciones del usuario o del fabricante. Más adelante, la mayoría de los recipientes para presión en los EE.UU. fueron construidos conforme al Código API/ASME para Recipientes para Presión No Sometido al Fuego para Petróleo Líquido y Gas, o para la Sección VIII del Código ASME. La publicación del Código API/ASME para Recipientes

para Presión No Sometido al Fuego para Petróleo Líquido y Gas, fue descontinuada el día 31 de diciembre de 1956, y no se utiliza más para los recipientes nuevos.

Figura 5— Forro Refractario Reforzado para Líneas y

Válvulas Corredizas

La Sección VIII del Código ASME se divide en dos partes. La Sección VIII, División 2 del Código ASME proporciona alternativa y reglas más rigurosas para el diseño, fabricación, e inspección de los recipientes, que los encontrados en la Sección VIII, División 1, del mismo código. La mayoría de los recipientes para presión, para refinerías de EE.UU. ahora se construyen conforme a la edición más reciente de la Sección VIII, División 1, del Código ASME.

Algunos recipientes para alta presión se diseñan y se construyen de acuerdo con las especificaciones de la Sección VIII, División 2, del Código ASME.

En los EE.UU., los intercambiadores y los condensadores de calor son diseñados y construidos de acuerdo con el Código ASME; Estándares de TEMA, Estándares 660 y 661 de API. (Otros países pueden tener requisitos de diseño del equipo aparte del ASME, TEMA, y API.)

Ambas Divisiones 1 y 2 de la Sección VIII del Código ASME exigen al fabricante de un recipiente que tenga un sistema de control de calidad. Antes de que el fabricante pueda obtener un certificado de autorización de ASME, debe proporcionar un manual escrito, y el sistema debe ser implementado. El sistema

(A) Filete a Tope (B) Banda a Tope

(C) Capuchón o Lengüeta (D) Cinglar

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del control de calidad requiere la documentación detallada de las examinaciones, pruebas, y datos de diseño con respecto al recipiente y proporcionar una historia de la construcción del recipiente. Esta documentación puede ser útil al evaluar los recipientes en servicio.

Los materiales de las listas del Código ASME que se pueden utilizar para la construcción, dan fórmulas para el espesor calculado, proporcionan reglas sobre métodos de fabricación, y especifican los procedimientos para probar los recipientes terminados. La inspección se requiere durante la construcción y la prueba de recipientes. El código también prescribe las calificaciones de las personas que realizan las inspecciones de la construcción.

Después de que un inspector de construcción calificado certifica que un recipiente se ha construido y probado según los requisitos del Código ASME, el fabricante está facultado para estampar sobre el recipiente el símbolo apropiado del Código ASME El símbolo estampado sobre un recipiente para presión es un aseguramiento que el recipiente ha sido diseñado, construido, probado, e inspeccionado según los requisitos del Código ASME.

Figura 6— Tolvas de Almacenaje Catalítico

Figura 7—Cilíndricos Horizontales

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Figura 8—Esféricos

Algunos estados y ciudades, y muchos países tienen leyes

excepto las regulaciones del Código ASME (y de otros códigos) que gobiernan el diseño, construcción, prueba, instalación, inspección, y reparación de los recipientes para presión usados en sus localidades. Estos códigos pueden reemplazar los requisitos mínimos de los Códigos ASME (y otros códigos).

6 Inspección del Mantenimiento

Los códigos de construcción son revisados periódicamente al mismo tiempo que los diseños de los recipientes para presión mejoran y en el momento en que los materiales de nueva construcción llegan a estar disponibles. Un recipiente para presión debe conservarse de acuerdo a los requisitos del código bajo el cual fue diseñado y construido. Si se reclasifica, debe ser mantenido según los requisitos del código bajo el cual fue reclasificado. Un inspector en refinería debe familiarizarse no sólo con las ediciones más nuevas sino también con las ediciones anteriores de los códigos y con otras especificaciones bajo las cuales algo de los recipientes que él inspeccionó fueron construidos. El inspector también debe familiarizarse con algunas regulaciones que gobierna la inspección [incluyendo las regulaciones de ciudad, condado, parroquia, provincia, estado o nacional (tal como la OSHA5)] y el mantenimiento de los recipientes para presión en refinería. El inspector debe estar al corriente de los contenidos del API 510 y de NB-23, donde sean aplicables.

7 Razones de la Inspección

7.1 GENERAL

Las razones básicas de la inspección son para determinar la condición física del recipiente y determinar el tipo, índice, y las causas del deterioro. Esta información se debe documentar cuidadosamente después de cada inspección. Con tales datos, la seguridad puede mantenerse, el período de operación sin un paro puede extenderse, el índice del deterioro a veces puede reducirse, y los requisitos futuros de la reparación y de reemplazo pueden ser estimados.

Figure 9—Esferoides Horton (nodo)

5Occupational Safety and Health Administration, 200 Constitution Avenue, N.W., Washington, D.C. 20210, www.osha.gov.

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Figura 10—Torres y Cilíndricos de Proceso

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Figura 11—Regenerador de Fluido Catalítico

7.2 SEGURIDAD

Las inspecciones periódicas programadas pueden revelar las condiciones que pudieron dar lugar a una emergencia o al paro no programado, una fisura o aún una falla del recipiente si no fue corregido.

7.3 CONTINUIDAD

La inspección periódica puede conducir a un programa de mantenimiento bien planeado. Los índices de corrosión y las tolerancias restantes de corrosión determinados por la inspección son las bases normales para el reemplazo pronosticado o las necesidades de reparar. Estas predicciones proporcionan un mantenimiento planeado y la continuidad de la operación y ayuda a garantizar una planta confiable y segura.

7.4 CONFIABILIDAD

Las inspecciones externas realizadas mientras el equipo está en operación usando instrumentos acústicos, ultrasónicos, o radiográficos u otras técnicas no destructivas pueden revelar información importante sin requerir la entrada dentro del equipo. Los defectos tales como fisuras, grietas, instalación incorrecta de piezas, líneas tapadas, vibración indebida, ruidos inusuales, y otras evidencias de mal funcionamiento se pueden encontrar. Si estos síntomas se analizan correctamente y son tomados los pasos correctivos, mejorará la confiabilidad total de las operaciones.

8 Causas del Deterioro

8.1 GENERAL

El deterioro es posible en todas las superficies del recipiente en contacto con cualquiera de una amplia gama de compuestos

orgánicos e inorgánicos, con agua contaminada o natural, con vapor o con la atmósfera. La forma del deterioro puede ser electroquímica, química, mecánica, o una combinación de los tres. El deterioro se puede acelerar por temperatura, esfuerzo, vibración, choque, o alta velocidad o irregularidad del flujo. El API IRE Capítulo II, cubre este tema detalladamente. Además de una discusión de los modos del deterioro, los métodos relevantes de inspección para los modos específicos de deterioro se aplican en esta sección cuando sea necesario. Los comentarios adicionales sobre los métodos de inspección también se discuten en la sección 10.

8.2 MECANISMOS DE LA CORROSIÓN

La corrosión es la primera causa del deterioro en un recipiente para presión y puede ocurrir en cualquier parte del recipiente. La severidad del deterioro es influenciada por la resistencia a la corrosión de los materiales de construcción. Esta sección subraya éstos mecanismos y los detalles adicionales se pueden encontrar en el API IRE Capítulo II.

Muchos de los contaminantes del petróleo y productos químicos manejados en las unidades de proceso reaccionan con los metales, la cual es una manera de causar la corrosión. Algunas corrientes de proceso pueden causar erosión. En algunas operaciones, ocurren la erosión y la corrosión. Cuando esto sucede, las pérdidas en el espesor del metal a menudo son muy superiores a las pérdidas estimadas por los efectos separados de la corrosión y la erosión. En general las pérdidas del metal ocurren generalmente durante un tiempo. Los registros exactos de tales pérdidas son muy importantes porque es de tales registros que los intervalos apropiados de la inspección y la vida prevista del equipo están determinados. Sin embargo, las pérdidas del metal no son siempre constantes, sino son en función de las variables tales como el contenido de sal y sulfuro en los petróleos crudos, químicos, cáusticos, ácidos inorgánicos, ácidos orgánicos, agua (especialmente agua con un pH bajo), depósito o químicos celulares del ataque utilizados en la refinación, y temperaturas y presiones de operación. Esto es esencial, por lo tanto, que el inspector esté generalmente enterado de la operación cotidiana del equipo y que él restablezca los índices de pérdida del metal a intervalos frecuentes.

La Figura 12 muestra agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo causado por un cáustico. La Figura 13 muestra una corrosión grafítica severa de la tapa del cabezal flotante. Las Figuras 14 y 15 muestran la deszincificaión tipo tapón y tipo capa de los tubos del intercambiador. Las Figuras 16 y 17 muestran obstrucción por el crecimiento marino y corrosión en la parte de abajo.

8.2.1 Corrosión Bajo el Aislamiento (CBA)

La inspección externa de los recipientes aislados debe incluir una revisión de la integridad del sistema de aislamiento para las condiciones que podrían inducir a la CBA así como sus señales en el proceso. Las fuentes de humedad se puede incluir: lluvia, escapes de agua, condensación, sistemas de inundación, y torres de enfriamientos. Las formas más comunes de CBA son corrosiones localizadas del acero al carbono y el agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo por cloruro en aceros inoxidables austeníticos. Esta sección proporciona las pautas para identificar las áreas potenciales de CBA para la inspección. La magnitud de un programa de inspección de CBA puede variar dependiendo del

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Figura 12—Corrosión Bajo Esfuerzo Cáustico

Figura 13—Corrosión Grafítica Severa de la Tapa del Cabezal

Flotante

clima local y del recubrimiento aplicado al metal. En lugares marinos las áreas más calientes pueden requerir un programa muy activo, mientras que en lugares de medio continente con enfriador, secador, pueden no necesitar un programa tan extensa. Ciertos recipientes aislados son potencialmente más susceptibles a la CBA, incluyendo:

a. A aquellos expuestos a la bruma rociada de las torres de agua de enfriamiento.

b. A aquellos expuestos a los respiraderos de vapor. c. A aquellos expuestos a los sistemas de inundación. d. A aquellos propensos a derrames en el proceso o al

ingreso de humedad o de vapores de ácidos. e. A recipientes de acero al carbono, incluyendo unos

aislados para la protección del personal, operando entre 25°F (-4°C) y 250°F (121°C). La CBA es particularmente agresiva donde las temperaturas de operación causan la condensación y la reevaporación frecuentes o continuos de la humedad atmosférica.

f. A los recipientes de acero al carbono que funcionan normalmente en servicio sobre 250°F (121°C), pero están en servicio intermitente.

g. A recipientes de acero inoxidable austenítico que operan entre 150°F y 400°F (66°C y 204°C) (susceptible al agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo del cloruro).

Figura 14—Deszincificación Tipo Tapón

Figura 15—Deszincificación Tipo Capa

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Figura 16—Placa para Fluxería Obstruida por el

Crecimiento Marino

Figura 17—Placa para Fluxería Corroída Bajo

el Crecimiento Marino

h. A recipientes con el aislamiento, capas y/o embalajes deteriorados. Protuberancias o manchas del aislamiento o del sistema de fundas o abrazaderas desaparecidas (las protuberancias pueden indicar la acumulación del producto de la corrosión).

i. A recipientes susceptibles al daño físico del recubrimiento o del aislamiento, de ese modo expone al recipiente al medio ambiente.

j. En la terminación del aislamiento en las bridas y otros componentes de tubería.

k. Al aislamiento dañado o que falta el forro. l. Las costuras del forro del aislamiento situadas en la tapa del

recipiente o traslapado y sellado incorrectamente el forro del aislamiento.

m. La terminación del aislamiento en un recipiente vertical. n. El calafateo la cual ha endurecido, separado, o falta.

Varios métodos están disponibles para inspeccionar para saber si hay daño por CBA. Éstos incluyen el retiro del aislamiento, la inspección visual, y la radiografía del perfil. Más nuevos métodos para detectar CBA incluye la radiografía en tiempo real, métodos electromagnéticos, y métodos ultrasónicos de alcance largo (referidas como ondas guiadas). Además, técnicas para las áreas de pantalla para el daño potencial de CBA incluyen la detección de la humedad en el aislamiento y la termografía.

8.2.2 Erosión y Corrosión/Erosión

La erosión se puede definir como la eliminación del material superficial por la acción de numerosas colisiones individuales de partículas sólidas o líquidas, o cavitación. Puede ser caracterizada por estrías, agujeros redondeados, ondas, y valles en un patrón direccional. La erosión está generalmente en áreas del flujo turbulento por ejemplo en cambios de la dirección o corriente abajo de boquillas o de válvulas donde la vaporización puede ocurrir. El daño por la erosión se aumenta generalmente en flujos con cantidades grandes de partículas sólidas o líquidas y de altas velocidades. Este tipo de corrosión ocurre en áreas de alta velocidad y de alta turbulencia. Los ejemplos de los lugares a examinar incluyen:

a. Aguas abajo de las válvulas de control, especialmente donde está ocurriendo el destello o la cavilación.

b. Aguas abajo de orificios. c. Aguas abajo de las descargas de la bomba. d. En cualquier punto del cambio de dirección del flujo, tal

como bafles del choque.

Generalmente la erosión es localizada, pero a veces es muy general, y por consiguiente puede ser difícil detectarlo visualmente. Las grandes áreas erosionadas tienen un aspecto brillante, reluciente y parecen lisos e irregulares. Las áreas erosionadas localizadas son probables a ocurrir donde en funcionamientos cambian la dirección o son restringidas, tales como las conexiones de orificios, de boquillas de entrada y salida del recipiente, de rejillas, de aireación, de termopares, de boquillas de vapor, de internos del separador ciclónico, de sellos de rejilla, de internos del intercambiador, de bafles de choque, y de columnas de mezclados.

Una combinación de la corrosión y de la erosión (corrosión/erosión) da lugar a la pérdida perceptiblemente mayor del metal que se puede esperar por la corrosión o por la erosión solos. La corrosión/erosión puede ocurrir en boquillas contrarias en la parte más baja de los fraccionadores de fluidos catalíticos agrietando a la unidad. Las Figuras 18 y 19 ilustran la corrosión y erosión. La Figura 20 ilustra un canal de condensado de un tubo de intercambiador en área adjunta a una lámina de tubo; también muestra una combinación de erosión y de corrosión. El API IRE, Capítulo II, habla sobre la erosión/corrosión detalladamente.

Este tipo de corrosión ocurre en áreas de alta velocidad y alta turbulencia. Los ejemplos de lugares para inspeccionar incluyen:

a. Aguas abajo de las válvulas de control, especialmente donde está ocurriendo el destello o la cavitación.

b. Aguas abajo de orificios. c. Aguas abajo de las descargas de la bomba.

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Figura 18—Corrosión Interna del Recipiente

d. En cualquier punto del cambio de dirección del flujo, tal como bafles del choque.

Las áreas bajo sospechas en recipientes se pueden inspeccionar usando los métodos de inspección no destructivos (IND) apropiados que rendirán datos de espesor sobre un área amplia, tal como el ultrasonido y exploración, la exploración electromagnética, y perfiles radiográficos. Los métodos más nuevos incluyen método de perfil con láser y método de flujo de la fuga.

En los tubos de la caldera y del intercambiador de calor, las áreas bajo sospechas se pueden inspeccionar usando los métodos apropiados de IND que cuantifican el espesor, tal como el método ultrasónico, corriente eddy, corriente eddy de campo lejano, y de profilométrico en láser. Además, el recorrido acústico (similar a la tecnología del radar) se puede utilizar para detectar discontinuidades.

8.2.3 Agrietamiento Debido al Medio

Los materiales del recipiente en construcción se seleccionan normalmente para resistir las varias formas de agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo. Algunos recipientes pueden ser susceptibles al agrietamiento por el ambiente debido a las condiciones alteradas del proceso, la corrosión bajo aislamiento, la condensación inesperada, o la exposición al sulfuro de hidrógeno húmedo o carbonatos. Los problemas con el agrietamiento por el medio se han experimentado en regiones de alta dureza, áreas de alto esfuerzo, o ambas.

Los ejemplos de estos problemas incluyen:

a. El agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo por cloruro de los aceros austeníticos debido a la humedad y los cloruros debajo del aislante. Muchas veces, no habría corrosión general. El esfuerzo residual y el esfuerzo aplicado deben ser considerados.

Figura 19—Erosión

La concentración del esfuerzo induce al agrietamiento bajo el esfuerzo de tensión. Los ciclos subsecuentes pueden aumentar el agrietamiento para la falla.

b. El agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo por el ácido politiónico de los aceros sensitizado de aleación austenítico debido a la exposición del sulfuro/humedad/oxígeno. Esta corrosión se encuentra normalmente durante los paros. Observándose seca la superficie, libre de aire o alcalino con soluciones de sosa en ceniza son todos los métodos posibles de control.

c. El agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo cáustico (conocido a veces como fragilidad cáustica). Dependiendo de la aleación, el agrietamiento puede ocurrir en las soldaduras u otros puntos de esfuerzo alto cuando las temperaturas sean sobre 400°F (204°C). La Figura 15 ilustra esta condición.

d. El agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo de la amina en recipientes no relevados por esfuerzo. El API RP 945 proporciona los detalles de estos mecanismos para los aceros al carbono expuestos al servicio de la amina.

e. Agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo del carbonato en los sistemas alcalinos.

f. El agrietamiento bajo esfuerzo por el ácido sulfhídrico húmedo, el agrietamiento es inducido por el hidrógeno, además del ampollamiento. El API Publ 939 proporciona los detalles de estos mecanismos.

Cuando el inspector sospecha o se le avisa que recipientes específicos pueden ser susceptibles al agrietamiento por el medio, debe programar inspecciones suplementarias. Tales inspecciones pueden tomar la forma de IND superficial, tal como líquido penetrante o prueba húmeda de partícula magnética fluorescente (LP o PHPMF) o la examinación ultrasónica (por ejemplo, haz recto o angular). Otros métodos de corriente eddy son disponibles para la detección de grieta superficial y próxima a la superficie. En algunos casos, la prueba de emisión acústica puede ser apropiada como un método de investigación.

Figura 20—Surcos del Condensado de la Fluxería en

Área Adjunta a la Placa de Fluxería

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8.2.4 Corrosión Debajo del Forro y de Depósitos

Si los recubrimientos externos o internos, forros refractarios, y forros resistentes a la corrosión están en buenas condiciones, y no hay razón de sospechar una situación de deterioro debajo de ellas, generalmente no es necesario quitarlas para la inspección del recipiente.

La eficacia de los forros resistentes a la corrosión es grandemente reducida debido a roturas o agujeros en el forro. Los forros se deben inspeccionar por la separación, roturas, agujeros, y ampollas. Si cualquiera de estas condiciones se conoce, puede ser necesario quitar porciones del forro interno para investigar la eficacia del forro y la condición del metal debajo del forro. Alternativamente, la inspección por exploración ultrasónica desde la superficie externa se puede utilizar sobre ciertos tipos de forros, tales como la explosión del revestimiento vinculado o revestimiento cubierto de soldadura, para medir el espesor de pared y para detectar la separación, los agujeros, y las ampollas.

Los forros refractarios pueden desgarrarse o agrietarse en servicio con o sin causar ningún problema significativo. La corrosión debajo de los forros refractarios puede dar lugar a la separación y al inflado del refractario. Si se infla o se separa del forro refractario se detecta, entonces las porciones del refractario se pueden quitar para permitir la inspección del metal debajo del refractario. Alternativamente, la exploración ultrasónica del espesor se puede hacer desde la superficie externa del metal. La termografía puede también ser útil en la detección del deterioro del refractario o forro.

Donde los depósitos de operación, tales como el coque, están presentes sobre una superficie del recipiente, es particularmente importante determinar si tales depósitos tienen corrosión activa debajo de ellos. Esto puede requerir una inspección cuidadosa en áreas seleccionadas. Los recipientes más grandes deben tener los depósitos quitados en las áreas críticas seleccionadas para la examinación del punto. Los recipientes más pequeños pueden requerir que los métodos de IND, tales como la radiografía o la examinación externa de la exploración ultrasónica sean realizados en áreas seleccionadas.

8.2.5 Agrietamiento por Fatiga

El agrietamiento por fatiga de recipientes puede resultar desde excesivo esfuerzos cíclicos que a menudo están bien bajo de resistencia a la cedencia estática del material. En algunos casos, el agrietamiento se puede inducir a través de la presión, sean mecánicas, o esfuerzos térmicos. El daño se puede caracterizar como fatiga de bajo ciclo donde los esfuerzos cíclicos máximos impuestos se aproximan a la resistencia a la cedencia del material, o como fatiga de alto ciclo donde los esfuerzos cíclicos impuestos son significativamente menores que la resistencia a la cedencia del material. En las soldaduras circunferenciales de los cilíndricos de coque, el inicio del agrietamiento bajo el ciclo de la fatiga a menudo se relaciona directamente con el número de ciclos de calentamiento inicial/enfriamiento final experimentados. La vibración excesiva del equipo que rota o la vibración inducida por el flujo pueden causar daño por alto ciclo de fatiga. Una categoría especial de agrietamiento por fatiga se refiere como fatiga por corrosión. Esto ocurre bajo la acción simultánea de la corrosión y los esfuerzos cíclicos. El agrietamiento observado en recipientes del desaereador es un ejemplo típico de la fatiga por corrosión. Típicamente el agrietamiento por fatiga primero se puede detectar

en los puntos de esfuerzos altos localizado tales como las áreas sometidas a vibración alta, soldaduras con demasiada cresta, y en los accesorios internos o externos. Los sitios donde los metales que tengan diferentes coeficientes de expansión térmica están unidos por soldadura pueden ser susceptibles a la fatiga térmica. Los métodos preferidos de IND para detectar el agrietamiento por fatiga incluyen la prueba con líquido penetrante, prueba con partícula magnética, prueba con corriente eddy, y examinación ultrasónica con haz angular. Ver API 570 para las consideraciones de fatiga en relación con las conexiones enroscadas. La emisión acústica se puede también utilizar para detectar la presencia de grietas que son activadas por las presiones o los esfuerzos de la prueba generadas durante la prueba.

Es importante para el propietario-usuario y el inspector entender que el agrietamiento por fatiga sea la probable causa de la falla del recipiente antes de su detección con cualquier método de IND. De los ciclos por fatiga requeridos para producir la falla, la amplia mayoría son requeridos para iniciar el agrietamiento y los ciclos relativamente pocos son requeridos para propagar la grieta para la falta. Como tal, el diseño y la instalación para prevenir el agrietamiento por fatiga son importantes.

Las fuerzas mecánicas pueden hacer que un recipiente falle u opere ineficazmente a menos que la disposición adecuada para las fuerzas se haya hecho. El choque térmico (la Figura 22 muestra el daño térmico y de presión), los cambios cíclicos de temperatura, la vibración (la Figura 23 muestra el agrietamiento por fatiga causado por la vibración), la presión excesiva surge por cualquier causa, y las cargas externas son ejemplos de las fuentes y de las fuerzas mecánicas. Las grietas, las protuberancias, la distorsión, y el derrame en el equipo interno son muestras visuales de la aplicación de las fuerzas mecánicas. La IRA, Capítulo II, habla sobre las fuerzas mecánicas detalladamente.

8.2.6 Agrietamiento por Deslizamiento (Termofluencia)

El deslizamiento (termofluencia) es dependiente en tiempo, temperatura, y esfuerzo. El daño por el deslizamiento puede ser difícil de detectar hasta que el daño significativo haya ocurrido. El agrietamiento es acelerado por la interacción del deslizamiento/fatiga cuando las condiciones de operación en el alcance del deslizamiento sean cíclicas. Atención particular se debe dar a las áreas de alta concentración de esfuerzo. Si se encuentran temperaturas excesivas, la propiedad mecánica y los cambios microestructurales en los metales también pueden ocurrir. Estos cambios debilitan permanentemente al equipo. Un ejemplo donde el agrietamiento por el deslizamiento (termofluencia) se ha experimentado en la industria es en los aceros de 1 1/4Cr a 900°F (482°C). Los métodos de IND adecuados para detectar el agrietamiento por deslizamiento en las últimas etapas del daño incluyen el líquido penetrante, partícula magnética, examinación ultrasónica, radiografía, y metalografía en el sitio. La emisión acústica también se puede utilizar para detectar la presencia de grietas que son activadas por las presiones o las tensiones de prueba generadas durante la prueba.

8.2.7 Ataque del Hidrógeno a Alta Temperatura

Algunas operaciones de la refinación implican el uso o la producción del hidrógeno a temperaturas y presiones altas. En

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estas condiciones, el hidrógeno molecular se disocia del hidrógeno activo y así puede penetrar en la microestructura de un metal. El agrietamiento puede resultar a partir de una sobre fatiga. La susceptibilidad al ataque aumenta con el aumento del contenido de carbono. Los aceros de grano grueso son más susceptibles al ataque que los aceros de grano fino. El API RP 941 presenta los límites seguros para operar con el uso de diversos aceros para el servicio del hidrógeno. El Boletín 411 de WRC (la referencia recíproca API Publ 938) proporciona los detalles adicionales sobre la causa del agrietamiento en los aceros de 1 1/4Cr-1/2Mo en las temperaturas sobre 800°F (427°C). Los métodos ultrasónicos tales como el método de la retrodispersión acústica, el método de proporción de la velocidad, análisis de frecuencia del espectro, y hacer un promedio espacial son útiles para la detección del ataque a alta temperatura del hidrógeno. Estos métodos requieren transductores y equipo especiales. Las réplicas superficiales de la superficie interna del recipiente son también apropiadas.

8.2.8 Corrosión a Alta Temperatura del Sulfuro

En ausencia del agua, los índices de corrosión son relativamente bajas en el metal a temperaturas menores de 450°F (232°C). La composición exacta del petróleo bruto, y en particular el contenido del reactivo sulfuro, serán un factor importante que determina el índice de la corrosión. La corrosión a alta temperatura del sulfuro es manifestada típicamente por un despilfarro general del material. Los métodos de inspección discutidos en 8.2.2 son apropiados para detectar la corrosión sulfídica.

8.2.9 Interface Tierra-Aire (T-A)

La inspección a nivel debe incluir la verificación de las mediciones por daño del recubrimiento y la profundidad de la picadura. Si se observa una corrosión significativa, las mediciones del espesor y la excavación pueden requerirse para valorar si la corrosión está localizada en la interfase T/A o puede estar más adentro del sistema enterrado. Las lecturas del espesor en las interfaces T/A pueden exponer al metal y acelerar la corrosión, en caso de que los recubrimientos y los envolventes no fueron restaurados correctamente. Si el sistema enterrado tiene protección catódica satisfactoria según lo determinado por el monitoreo, se requiere la excavación solamente si hay evidencia de daño del recubrimiento o del envolvente. Si el recipiente enterrado está sin recubrimiento a nivel, la consideración debe darse para excavar de 6 a 12 pulg. (15 a 50 cm.) de profundidad para determinar el potencial para el daño oculto. Los recubrimientos que están en buenas condiciones típicamente no se deben quitar para la inspección por daño.

En las interfases concreto-aire y asfalto-aire para los recipientes enterrados sin protección catódica, el inspector debe buscar evidencia de que el calafateo o el sello en la interfase se han deteriorado y ha permitido el ingreso de la humedad. Si tal condición existe en sistemas por encima de los diez años, puede ser necesario inspeccionar si hay corrosión debajo de la superficie antes de resellar la junta. Cuando los recipientes parcialmente enterrados son inspeccionados internamente para determinar la corrosión externa, los métodos de inspección discutidos en 8.2.2 son apropiados para detectar la corrosión externa en las interfases T/A. La información adicional sobre interfases de T/A se puede encontrar en API 570.

8.2.10 Corrosión Biológica

Ciertos organismos primitivos vivos pueden influenciar la corrosión en una de las maneras siguientes: influenciando directamente el índice de corrosión; permitiendo el desarrollo de un hábitat corrosivo en el metal; o produciendo las células de concentración electrolíticas que inducen a la corrosión por contacto o por hendidura.

Los microorganismos más importantes que influyen directamente el índice de corrosión metálica son las bacterias de sulfato reductoras encontradas en muchos suelos. Hay muchas especies y variedades de estas bacterias, pero todas tienen una característica común en que utilizan el hidrógeno para reducir el sulfato contenido en los suelos. La corrosión de los metales siempre resulta en el lanzamiento del hidrógeno en un cierto punto sobre la superficie del metal. Si este hidrógeno no se quita de alguna manera, forma una capa sobre el metal y reduce el índice de corrosión. La bacteria que reduce el sulfato consume este hidrógeno, de esta manera acelera el índice de la corrosión. La reducción del sulfato da lugar a la formación del ácido sulfhídrico; la cuál, a su vez, causa más corrosión. Este tipo de corrosión biológica puede dar lugar a las picaduras severas de recipientes subterráneos.

Los macroorganismos pueden causar corrosión por contacto o por hendidura. Las Figuras 16 y 17 muestran obstrucción con corrosión debajo del crecimiento marino. Durante las inspecciones internas, las superficies deben estar limpias para la inspección del recipiente. Durante inspecciones externas, los métodos de la inspección discutidos en 8.2.2 son apropiados para detectar el daño causado por la corrosión biológica.

8.3 CAMBIOS METALÚRGICOS Y FÍSICOS

Los metales del recipiente para presión se exponen a las condiciones de servicio que pueden causar cambios microestructurales o metalúrgicos en el metal. Estos cambios muchas veces afectan las propiedades mecánicas del metal y pueden resultar en agrietamiento u otro deterioro. Los cambios microestructurales pueden resultar desde el calentamiento y enfriamiento incorrectos del metal hasta los cambios químicos metalúrgicos en el metal. Los ejemplos de estos cambios son la grafitización, ataque a alta temperatura del hidrógeno, precipitación del carburo y corrosión intergranular (ver Figura 21), y fragilidad. Las descripciones más detalladas de los cambios metalúrgicos y físicos pueden encontrarse en API IRE, Capítulo II.

8.3.1 Descurburización

La descarburización se puede definir como la pérdida de carbono desde la superficie de una aleación ferrosa como resultado del calentamiento en un medio que reacciona con el carbono. En lo que se refiere al equipo para refinería, la descarburización es generalmente el resultado de la oxidación a alta temperatura restringida. Cuando el carbono se quita desde la superficie de un acero, la capa superficial se convierte a hierro casi puro, que da lugar a una resistencia a la tensión, una dureza, y una resistencia a la fatiga considerablemente baja. La apariencia de la capa descarburizada no es generalmente serio a menos que la fatiga sea un problema. Sin embargo, su incidencia en el equipo de operación es evidencia de que el acero se ha recalentado, y pueden también estar presentes otros efectos. La descarburización se puede encontrar solamente con la examinación metalúrgica. Para todos los propósitos prácticos, la

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Figura 21—Corrosión Intergranular descarburación es limitada en el servicio de refinería para los aceros ferríticos, y se encuentra lo más a menudo posible en servicios de vapor y de hidrógeno.

8.3.2 Grafitización

Ciertos aceros ferríticos que operan por períodos largos de tiempo en la escala de 825°F hasta 1400°F (440°C hasta 760°C) pueden sufrir un tipo de cambio estructural llamado grafitización. Los aceros más susceptibles a la grafitización son los aceros al carbono y los aceros al carbono con ½ molibdeno. En esta escala de temperaturas, el carburo puede descomponerse en cristales de ferrita y en nódulos de grafito. La grafitización al azar distribuye los nódulos en todo el acero, la cual baja la resistencia a la tensión a temperatura ambiente, pero no afecta generalmente la resistencia al deslizamiento (termofluencia). La grafitización localizada resulta de la formación altamente concentrada del nódulo de grafito que puede conducir a la falla mecánica. La grafitización localizada ha sido la más frecuentemente encontrada en bandas estrechas en el límite de baja temperatura de la zona del metal matriz que fue afectada por el calor durante la soldadura. La metalografía "en sitio" es un método para detectar la grafitización.

8.3.3 Desaleación

La desaleación ocurre en ciertos sistemas del material/medio. Es caracterizado por la lixiviación selectiva de uno o más de los componentes de la aleación en el material. Hay tres formas comunes de desaleación que afectan ciertas aleaciones de cobre y se refiere como la deszincificación, la desaluminización, y la desniquelización. Cada forma de desaleación se refiere a la pérdida de la fase específica elemental desde la microestructura de la aleación (es decir, el zinc del latón, latones o bronces del aluminio, y níquel de aleaciones de cubre y níquel o de moneles).

La deszincificación puede ocurrir en las aleaciones de cobre y zinc (latones) que contienen menos del 85% de cobre cuando se utiliza en servicio para agua. El zinc se pierde en el latón y deja un residuo, reduciendo la resistencia mecánica del cobre restante. La deszincificación se puede localizar (por ejemplo en el ataque tipo tapón) o general (ataque tipo capa). Las Figuras 14 y 15 muestran la deszincificación tipo tapón y tipo capa de las fluxerías del intercambiador. La aleación de cobre y níquel están más propensos al ataque tipo capa. Las aleaciones de monel han experimentado la desaleación cuando están expuestas a los

Figura 22—Daño Térmico y de Presión

Figura 23—Agrietamiento por Fatiga en Boquilla

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compuestos de sulfuro con vapor. La desaluminización de bronces de aluminio doble ha ocurrido en aguas con pH alta y baja.

Los métodos de IND para detectar la desaleación incluyen métodos de prueba ultrasónica y corriente eddy.

8.3.4 Fragilización en el Temple

Ocurre un cambio en algunos aceros aleados con Cr-Mo normalmente dúctiles cuando se expone a temperaturas desde 750°F a 1000°F (400° a 538°). Después del enfriamiento lento de estas temperaturas, los aceros son frágiles en temperaturas ambientales (debajo de 200°F (93°C)). Esta supuesta fragilidad ocurre lo más rápidamente posible cerca de 885°F (475°C). Puede ser eliminada recociendo el acero de aleación para restaurar las propiedades físicas originales. Los aceros ferríticos al cromo son susceptibles a la fragilidad 885. Sin embargo, las aleaciones al cromo más altas, tales como los aceros a 9Cr-1Mo, no son susceptibles debido a la adición del molibdeno. La mayoría de los casos de fragilidad se encuentran bajo la forma de agrietamiento que ocurre cuando el equipo se quita del servicio para el mantenimiento general. El agrietamiento aparece en estructuras forjadas y fundidas (es decir soldadas). Los altos niveles de esfuerzos en los tubos del intercambiador conducen a fallas rápidas en estas estructuras.

8.3.5 Fractura Frágil

El acero al carbono, de baja aleación, y otros aceros ferríticos pueden ser susceptibles a la falla frágil en o abajo de las temperaturas del ambiente. En algunos casos el efecto refrigerante de los líquidos vaporizantes tales como amoníaco o hidrocarburos de C2 puede enfriar los recipientes y promover la fractura frágil en el material que no puede fallar de otra manera. La fractura frágil generalmente no es una preocupación con los recipientes de pared relativamente delgados. La mayoría de las fracturas frágiles han ocurrido en la primera aplicación de un nivel particular de esfuerzo (es decir, la primera prueba hidrostática o sobrecarga) a menos que los defectos críticos se introduzcan en el servicio. La atención especial se debe dar a los aceros de baja aleación (especialmente al material de 2 1/4Cr-1Mo), porque pueden ser propensos a la fragilización por la temperatura, y también para los aceros inoxidables ferríticos. Las fallas frágiles ocurrirán sin la advertencia. Además para una temperatura suficientemente baja (por ejemplo, por debajo de su temperatura de transición), una entalladura o una concentración de esfuerzo también estarán presentes. En la mayoría de las fallas del recipiente para presión, un defecto en soldadura se considera que ha sido el concentrador de esfuerzo.

La información sobre la prevención de la fractura frágil en recipientes para presión está contenida en API RP 579.

8.3.6 Daño por Congelamiento

En temperaturas semicongeladas, el agua y las soluciones acuosas contenidas en los recipientes se pueden congelar y causar falla debido a la expansión de estos materiales. Después de superar el severo congelamiento, es importante comprobar visualmente para saber si hay daño del congelamiento en los componentes expuestos del recipiente antes de que el sistema se descongele. Si ha ocurrido ruptura, la fuga se puede prevenir temporalmente con el fluido congelado. Los puntos bajos que contienen agua se deben examinar cuidadosamente por algún daño que pueda tener. La inspección visual por abultamiento o

fugas es el método más común para detectar daño del congelamiento al equipo.

8.3.7 Hidruración de las Aleaciones de Titanio

Las aleaciones de titanio están propensas a la pérdida de ductilidad en ciertos ambientes debido a la absorción del hidrógeno y la subsiguiente formación de las fases de fragilidad del hidruro de titanio. El porcentaje del consumo de hidrógeno en la aleación depende de la temperatura y del pH del medio. La carga galvánica del hidrógeno en estas aleaciones puede ocurrir cuando las aleaciones de titanio están en contacto con materiales más químicamente activos. Las corrientes catódicas producidas por los pares metálicos diferentes pueden aceleran la captación del hidrógeno. La prueba con la corriente eddy se ha utilizado para detectar daño por hidruración. Es necesario usar muestras de referencia adecuadas para la comparación cuando se inspecciona el daño por hidruración en las aleaciones de titanio.

8.4 MATERIAL DEFECTUOSO

Muchos de los problemas que pueden desarrollarse en los recipientes para presión pueden localizarse en el material o en la fabricación defectuosa. Algunos de los problemas debido al material o la fabricación defectuosa son el agrietamiento, fuga, obstrucción, y corrosión excesiva.

El material utilizado para construir un recipiente puede contener laminaciones, fuera de las márgenes de una placa, la cual no puede ser descubierta antes o durante la fabricación. Después de que el recipiente haya estado en operación, una laminación puede abrirse y manifestarse como una grieta superficial o ampolla interna.

Las fundiciones pueden contener defectos no visibles en la superficie. Después de que haya ocurrido la corrosión, tales defectos pueden dar lugar a fugas. Si las fugas son de suficiente magnitud o si muchos ocurren en proximidad cercana, pueden dar lugar a la falla.

La falta de experiencia en un nuevo proceso puede dar lugar a la selección del material incorrecto que induce a la corrosión excesiva. Los materiales con las propiedades inadecuadas para el trabajo de reparación también pueden conducir a la corrosión excesiva o a la falla.

8.5 FABRICATION DEFECTUOSA

8.5.1 General

La fabricación defectuosa incluye la soldadura pobre, tratamiento térmico inadecuado, fabricación con dimensiones fuera de las tolerancias permitidas por el Código de ASME, instalación incorrecta del equipo interno, montaje de juntas embridadas o roscadas que resultan en un ajuste incorrecto, y el uso de materiales incorrectos.

8.5.2 Soldadura Pobre

El uso de técnicas pobre de la soldadura o de la soldadura descuidada puede resultar en penetración incompleta, falta de fusión, agrietamiento, socavación, inclusión de escoria en las soldaduras, y el desarrollo de soldaduras porosas. Algunas de estas condiciones pueden resultar en un agrietamiento o falla.

8.5.3 Tratamiento Térmico Inadecuado

El tratamiento térmico inadecuado puede dejar los esfuerzos residuales altos próximo a la soldadura y puede afectar las

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propiedades físicas y la resistencia a la corrosión del metal. Puede también dar lugar a un material duro que pueda agrietarse bajo un choque.

Los esfuerzos residuales altos pueden producir grietas latentes, particularmente alrededor de los refuerzos de boquilla y accesorios, que no pueden ser detectados hasta que el recipiente haya estado en operación por un período extenso de tiempo. Bajo las condiciones corrosivas, los esfuerzos residuales altos pueden también inducir al agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo. Un cambio en las propiedades de resistencia a la corrosión puede resultar también.

Los materiales calentados arriba de la temperatura del tratamiento térmico adecuado o a la vez sostenido demasiado en la temperatura apropiada pueden dañarse de modo que sus propiedades físicas no pueden cubrir con la especificación.

8.5.4 Intolerancia Dimensional

Las técnicas de fabricación deficiente pueden causar tolerancias fuera del rango permitido por el código ASME, la cual puede inducir a concentraciones de esfuerzos y por consiguiente a la falla.

8.5.5 Instalación Inadecuada

La instalación improcedente del equipo interno puede resultar en una operación ineficiente, obstrucción de conductos, y, en el caso de un arrebato de presión, el desplazamiento del equipo interno.

8.5.6 Ajuste Inadecuada

El ajuste o apriete incorrecto de juntas embridadas o enroscadas puede dar lugar a fugas y, en el caso de las juntas enroscados, es una falla completa.

8.5.7 Materiales Inadecuados

El uso de materiales inadecuados también puede resultar en una falla debido a la corrosión excesiva o al agrietamiento en el medio ambiente. La falla de los componentes que contienen presión debido al uso de materiales inadecuados puede ocurrir rápidamente, o puede ocurrir en muchos años dependiendo de la corrosividad del flujo del proceso. Para prevenir la falla del equipo causada por uso de material inadecuado, la identificación positiva del metal (IPM) de los materiales de aleación puede ser necesaria durante las actividades de fabricación o de mantenimiento.

9 Frecuencia y Período de Inspección

9.1 FACTORES QUE REGULAN LA FRECUENCIA DE LA INSPECCIÓN

La frecuencia con la cual un recipiente para presión debe ser inspeccionado depende de varios factores. El factor más importante es el índice del deterioro y la tolerancia restante de corrosión (ver API 510).

Los índices de corrosión variarán notablemente con los tipos de petróleo crudo o de suministro procesado, la temperatura de exposición, y los materiales de construcción. Cada condición se debe valorar individualmente para establecer el período inicial de inspección para el equipo nuevo.

Un registro del historial de servicio se debe establecer después de la primera inspección por métodos estando en funcionamiento o por la examinación interna. En base a esta historia, un intervalo de inspección basado sobre el tiempo, la

condición, o en factores basados en riesgos se pueden fijar de acuerdo con API 510 o en requisitos jurisdiccionales. El período entre inspecciones es normalmente planeado, de manera que la mitad de la tolerancia restante de la corrosión debe permanecer en la próxima inspección programada. La frecuencia predeterminada de la inspección debe admitir cambios inesperados en los índices de corrosión cuando sea apropiado.

Los requisitos de seguridad y legal pueden también afectar la inspección de los recipientes para presión. Aquellos responsables de la inspección y del mantenimiento del equipo deben familiarizarse con los requisitos aplicables. Las recomendaciones en API 510, en NB-23, y en los requisitos jurisdiccionales deben ser seguidas cuando sea apropiada.

Cuando se esperan cambios en las operaciones de proceso, deben revisarse para determinar si podría influir en el índice del deterioro. Cuando un cambio en el índice del deterioro ocurre o se anticipa, el intervalo recomendado de la inspección se debe cambiar por consiguiente.

Las verificaciones visuales de las piezas externas de un recipiente se deben hacer periódicamente. Tales inspecciones pueden ser hechas sin quitar el recipiente del servicio. Estas inspecciones se pueden hacer en intervalos comparativamente cortos, el intervalo dependiendo del servicio y la condición previa del equipo particular implicado. La inspección externa exhaustiva de recipientes para presión se debe conducir de acuerdo con API 510.

En la mayoría de las unidades, la operación necesita por ejemplo la limpieza mínima interna permitida, especialmente para las torres y los intercambiadores, y el mantenimiento de los índices de transferencia de calor, para los intercambiadores o los enfriadores, pueden determinarse la longitud de un recorrido de la unidad.

9.2 OPORTUNIDADES DE LA INSPECCIÓN

El tiempo real para la inspección será determinada generalmente con la colaboración de los grupos de proceso, mecánicos, y de la inspección, o por el mandato de una jurisdicción.

Los paros no programados debido a dificultades mecánicas o de procesos a menudo presentan oportunidades para verificar las áreas del recipiente donde la corrosión, erosión, u otro deterioro rápido se conoce o se sospecha va a ocurrir. Los paros parciales de las unidades por razones de proceso también proporcionan las ocasiones para hacer algunas inspecciones internas para determinar las condiciones y verificar los resultados del funcionamiento de operación y para la elaboración de las reparaciones necesarias. Sin embargo, las inspecciones internas durante los paros no programados se deben motivar por observaciones específicas del proceso o de la inspección.

Las inspecciones son posibles durante las ocasiones siguientes:

a. Cuando los intercambiadores normalmente están fuera de servicio para la limpieza. Cuando se anticipa que un intercambiador tendrá que ser limpiado en intervalos más frecuentes de lo permitido para el funcionamiento normal de la unidad de proceso, es usual instalar intercambiadores de repuesto con válvula de manera que cualquier intercambiador puede ser puenteado y abrirse para la limpieza. Debe tomarse la ventaja de la ocasión para inspeccionar los intercambiadores de modo que se puentea y se saca fuera de servicio durante la

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operación de manera que la carga de trabajo se reduce cuando la unidad de proceso se cierra por un cambio radical.

b. Cuando los recipientes o las torres de proceso se ponen fuera de servicio para limpiar los platillos y cosas por el estilo.

c. Cuando sacan de servicio un recipiente o un intercambiador fuera del tiempo programado. Cuando ocurre esto, las partes más críticas del recipiente o del intercambiador podrían ser inspeccionados.

d. Las inspecciones externas se pueden hacer mientras un recipiente o un intercambiador está en servicio. El trabajo de la inspección realizado mientras el equipo está en servicio reducirá la carga de trabajo cuando esté fuera de servicio. Estas inspecciones deben cubrir la condición de la base, de soportes, del aislamiento, de la pintura, de escaleras de mano, de plataformas, y de otros elementos estructurales. La existencia y la zona de temperaturas del metal anormalmente alta o de los puntos calientes en unidades internamente aisladas pueden también ser detectadas. Los métodos de inspección con el equipo en operación se pueden utilizar para detectar defectos y para medir el espesor de pared. Por ejemplo, el espesor puede ser determinado usando el equipo ultrasónico o el perfil ultrasónico donde sea aplicable.

e. Una verificación ocasional del expediente de operación mientras el equipo está en servicio es a veces provechoso en la determinación y localización de la causa del deterioro funcional. Una caída creciente en la presión puede indicar la obstrucción de depósitos excesivos de la corrosión. El cambio reducido del calor de los intercambiadores o de enfriadores puede indicar depósitos pesados de corrosión sobre o dentro los tubos del paquete. La inhabilidad de llevar el producto del fraccionamiento o de destilación de ciertos platos puede indicar obstrucción o la pérdida de piezas del plato en una torre de proceso. El deterioro del producto puede indicar la pérdida de los platos, las piezas de los platos, o del otro equipo interno en recipientes de proceso. El inspector debe mantenerse siempre en contacto cercano con las operaciones.

f. Cuando las variables del proceso se dejan llevar más allá de los límites preestablecidos para los materiales, las inspecciones externas se pueden conducir para valorar de nuevo la integridad del equipo.

9.3 PROGRAMA DE LA INSPECCIÓN

Los intervalos máximos de inspección internos o externos deben estar de acuerdo con API 510. El programa de los paros para el mantenimiento o la inspección se arregla generalmente con la colaboración del proceso, del mantenimiento, y de los grupos de inspección o según lo asignado por mandato por una jurisdicción. Se deben hacer esfuerzos para programar los paros de la unidad uniformemente por todo el año para distribuir la carga de trabajo en los grupos de inspección y de mantenimiento.

La seguridad y la confiabilidad de la operación son las consideraciones más importantes en las unidades a programar para la inspección. De vez en cuando, las demandas estacionales para ciertos productos pueden hacer que algunas unidades disponibles para la inspección y el mantenimiento trabajen sin la interrupción seria del suministro. Los recipientes nuevos se deben inspeccionar en un intervalo razonable de tiempo después de haber estado en servicio. Este intervalo dependerá del servicio. Los registros pasados sobre los recipientes en las unidades similares pueden ser utilizados como guía.

9.4 REGLAS ALTERNATIVAS PARA RECIPIENTES DE EXPLORACIÓN Y PRODUCIÓN

API 510, Sección 8, proporciona reglas alternativas para recipientes para presión en servicio de exploración y producción. También describe un esquema de clasificación del recipiente que influye la magnitud y frecuencia de la inspección del recipiente. En ausencia del establecimiento de un esquema de clasificación, todos los recipientes serán tratados como riesgo más alto. Además para las dos clases específicamente identificadas (más altas y más bajas), las clases intermedias pueden también ser definidas.

En ambos, el potencial para la falla del recipiente y la consecuencia de una falla pueden ser considerados cuando los recipientes se agrupan en una clase. El propietario/usuario es responsable de idear y de documentar el esquema de la clasificación. El esquema puede ser cualitativo, cuantitativo, o una combinación de ambos. API 510 requiere como mínimo que los puntos siguientes, sean considerados para establecer la clasificación:

a. Potencial para la Falla

temperatura mínima del diseño del metal

potencial para el agrietamiento, corrosión, erosión

factores atenuantes b. Historial del Recipiente, Diseño, y Condiciones de Operación

tipo/historia de reparaciones y de alteraciones

edad

tolerancia remanente de la corrosión

propiedades de líquidos contenidos

presión/temperatura de operación relativa de diseño c. Consecuencia de una Falla

en relación con la situación del trabajador o del público

potencial para daño a equipo

consecuencias ambientales

La información adicional que puede ser considerada incluye: 1. inspecciones a realizar en operación o periódicas 2. eficacia y resultados de las inspecciones previas 3. consecuencias del cambio de servicio (si alguno). 4. índice estimado de la corrosión 5. naturaleza de la corrosión y la probabilidad de detectar el

deterioro. 6. capacidad para controlar por las alteraciones del proceso. 7. naturaleza de la falla

fisura o rotura

índice de desprendimiento

fuga, explosión, fuego, y probabilidad de la toxicidad 8. tiempo requerido para detectar la falta

10 Métodos de Inspección y sus Limitaciones

10.1 GENERAL

Antes de comenzar la inspección de un recipiente para presión, especialmente uno en servicio severo, el inspector debe determinar la presión, la temperatura, y las condiciones del servicio bajo la cual el recipiente ha sido operado desde la última inspección. El inspector debe también estar enterado de los detalles de construcción del equipo incluyendo materiales de construcción, de la existencia de accesorios internos, y de detalles de la soldadura. Él debe también consultar con las operaciones para determinarse si ha habido algunas condiciones

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o disturbios anormales de operación tales como presiones o temperaturas excesivas. Estos datos pueden ofrecer pistas valiosas para el tipo y localización de la corrosión y para otras formas de deterioro que pudieron haber ocurrido como por ejemplo el escaldamiento, abombamiento, y deformación. El inspector debe desarrollar y ejercitar a juicio sano sobre la magnitud y clases de inspección requeridas para cada recipiente.

La inspección visual cuidadosa de cada recipiente es de importancia suprema para determinar otras formas de inspección que requieran hacerse. La preparación adecuada superficial es esencial para todos los métodos de inspección. La magnitud por el cual la preparación superficial especial puede requerirse depende de las circunstancias particulares implicadas. El cepillado con alambre, chorro de arena, chorro de agua a alta presión, desconchado, esmerilado, o una combinación de estas operaciones pueden requerirse además de la limpieza rutinaria.

Si las envolturas externas o internas tales como aislamiento, forros refractarios o forros resistentes a la corrosión están en buenas condiciones y sin evidencia de una condición insegura detrás de ellas, puede no ser necesario quitarlas para la inspección del recipiente. Sin embargo, algunas veces se recomienda quitar porciones pequeñas para investigar su condición y la condición del metal detrás de ellas, particularmente si las inspecciones anteriores han indicado corrosión. Cuando cualquier envoltura se encuentra defectuosa, una cantidad suficiente de la envoltura cercana al defecto se debe quitar para descubrir si el metal base está deteriorado y para determinar el grado del deterioro.

Donde los depósitos de operación tales como el coque son permitidos normalmente para quedarse en superficie del recipiente, es importante determinar la condición de esta superficie bajo los depósitos. Esto puede requerir el retiro cuidadoso del depósito en las áreas críticas seleccionadas para la examinación del punto a verificar.

Donde los recipientes son equipados con internos movibles, los internos no necesitan ser quitados totalmente, a condición de que el aseguramiento razonable exista para que el deterioro no esté ocurriendo más allá de lo que se encontró en las partes más fácilmente accesible del recipiente.

10.2 PRECAUCIONES DE SEGURIDAD Y TRABAJO PREPARATORIO

10.2.1 Seguridad

Las medidas de seguridad deben ser tomadas antes de entrar en un recipiente incluyendo la consulta y obediencia con todas las regulaciones aplicables de seguridad. Esto incluye, pero no limita a, las regulaciones de “cierre/etiquetado” y “espacio confinado”. Debido al acceso limitado y espacios confinados, las medidas de seguridad son probablemente las más importantes en el trabajo de inspección del recipiente que en la inspección de cualquier otro tipo de equipo.

El recipiente se debe aislar de todos los abastecimientos de líquidos, gases, o vapores, usando cortinas o bridas con cortinas de clase disponible para presión y temperatura. El recipiente se debe drenar, purgar, limpiar, y probar el gas antes de entrar. Esta preparación reducirá al mínimo el peligro de los gases tóxicos, la deficiencia del oxígeno, de mezclas explosivas, y de productos químicos irritantes. La ropa que protegerá el cuerpo y los ojos de los peligros que existen en el recipiente que se entrará debe ser

usada. Los detalles de las precauciones que se seguirán están incluidas en API Publ 2217A.

Sobre la ocasión, puede ser deseable entrar en un recipiente antes de que se haya limpiado correctamente para buscar las causas internas de la operación deficiente. En este caso, el inspector debe ejercitar las precauciones especiales para tal entrada como lo determina el API Publ 2217A.

El uso de los mecanismos no destructivos para la inspección está supeditado a los requisitos de seguridad conocidos normalmente en las atmósferas gaseosas, las cuales están enlistadas en API Publ 2214. El uso de partícula magnética basado en hidrocarburo y/o de líquido penetrante puede cambiar el ambiente de un espacio confinado de la inspección. Por lo tanto, los procedimientos deben ser en un lugar que reconozca el cambio potencial en la atmósfera gaseosa. Tales procedimientos pueden incluir pruebas periódicas del gas, limitando otras actividades adentro o cercano al recipiente expuesto, los requisitos de la economía doméstica para reducir al mínimo la acumulación de acelerantes y de trapos.

Antes de que inicie la inspección, todas las personas que trabajan alrededor de un recipiente deben ser informadas que la gente estará trabajando en el interior del recipiente. La fijación de letreros en la entrada-hombre de torres altas es una precaución de mérito. Generalmente un guardia de seguridad se coloca en la entrada hombre más cercano del área bajo inspección. Los trabajadores dentro de un recipiente deben ser informados cuándo algún trabajo será hecho en el exterior del recipiente para prevenirse en la colocación de su alarma por algún ruido inesperado o inusual.

10.2.2 Trabajo Preparatorio

Las herramientas que se requieran para la inspección del recipiente, incluyendo las herramientas y el equipo que necesiten para la seguridad del personal, se deben verificar debido a la disponibilidad y la condición del trabajo apropiado antes de la inspección. Alguno de los signos de seguridad necesaria se debe instalar antes del trabajo en los recipientes.

Algunas de las herramientas que deben estar disponibles para las inspecciones del recipiente para presión son:

a. Luces portátiles, incluyendo una linterna. b. Linterna con bulbo en el cable flexible. c. Cuchillo plano y fino. d. Cincel ancho o raspador. e. Raspador puntiagudo. f. Espejos. g. Calibradores interiores. h. Calibradores exteriores. i. Cuchillo de bolsillo. j. Cinta de acero [50 pies (15 metros)]. k. Escuadra de reborde. l. Martillo del inspector o martillo de bola (4 onzas u 8 onzas). m. Equipo ultrasónico para la medición de espesor. n. Calibradores de tubo (diámetro interior). o. Regla de acero. p. Calibrador para profundidad de picadura.

q. Pintura o crayones.

r. Cuaderno y lápices.

s. Regla.

t. Cepillo de alambre.

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u. Plomada e hilo. v. Imán. w. Lupa. x. Calibrador de gancho. y. Bolsos de plásticos para muestras del producto de corrosión.

Las herramientas siguientes deben estar disponibles si son requeridos:

a. Nivel del topógrafo. b. Nivel del carpintero o del fontanero. c. Equipo de inspección de partícula magnética. d. Micrómetro. e. Equipo radiográfico. f. Probador de suelo Megger g. Equipo de chorro de arena. h. Equipo de chorro de agua de alta presión. i. Equipo portátil de prueba de dureza. j. Equipo de prueba con corriente de eddy. k. Equipo de medición de sonido y radiación. l. Espacios para la fibra óptica flexible. m. Tránsito del topógrafo. n. Crayones indicadores de la temperatura. o. Termopares. p. Equipo de corte para metal de muestra. q. Equipo o máquina para identificación del material. r. Cámara fotográfica. s. Equipo ultrasónico para la detección de defecto. t. Equipo de líquido penetrante para la inspección. u Equipo de perforación para la prueba del agujero (taladro, grifo, y enchufes). v. Equipo de chorro de arena o agua. w. Boroscopio. x. Cuerdas de plomada y niveles y. Campo de alcance o prismáticos. z. Equipo de retrodispersión del neutrón para la detección de la humedad. aa. Equipo magnético para la fuga del flujo.

Otros equipo relacionado que se pueden proporcionar para la inspección incluyen la tarima, andamio, sillas plegables, escaleras con cadena o cuerda, dispositivos de seguridad para subir o escalar montañas sin ascensor, plataformas para levantar con grúas, radios, y escaleras portátiles. Si el andamio externo es necesario, puede ser posible erigirlo antes de que la inspección comience.

10.3 INSPECCIÓN EXTERNA

10.3.1 General

Según lo indicado en la Sección 9, mucha de la inspección externa puede ser hecha mientras el recipiente está operando. Cualquier inspección hecha durante su operación se reducirá durante el periodo que la superficie del recipiente estará fuera de operación.

10.3.2 Escaleras, Escalinata, Plataformas, y Pasadizos

La inspección externa de los recipientes para presión e intercambiadores debe comenzar con escaleras, escalinatas, plataformas, o pasadizos conectados o concernientes al recipiente.

Se debe hacer una inspección visual cuidadosa para las piezas corroídas o averiadas, grietas, tirantez de los pernos, la

condición de la pintura o material galvanizado, los complementos de los escalones de la escalera y los peldaños de la escalinata, la seguridad de los pasamanos, y la condición del solar sobre las plataformas y pasadizos. La inspección visual debe ser complementada con el martilleo y raspada para quitar escamas de óxido u otros productos de la corrosión; las placas del piso se pueden quitar para verificar los miembros del soporte. La tirantez de los pernos puede ser determinada golpeando ligeramente con el martillo del inspector o un martillo de bola pequeña o poniendo a prueba las tuercas con una llave. El desgaste en los peldaños de la escalinata de metal y del piso pueden no sólo debilitarlos sino también hacerlas resbaladizas si están lisos y gastados. Las depresiones en las plataformas deben ser verificadas de cerca, porque el agua que permanece en las depresiones puede acelerar la corrosión. Las hendiduras deben ser verificadas picándolas con un raspador afilado. Las piezas flojas o rotas son encontradas fácilmente golpeando ligeramente con un martillo de bola pequeño o con un martillo para inspectores. Si se desea las mediciones del espesor de las plataformas y miembros estructurales se pueden hacer con calibradores de transferencia.

La corrosión es más probable que ocurra donde se puede acumular la humedad. En escalinatas y escaleras, la corrosión es probable que se concentre donde se colocan los escalones o peldaños en los corredores o largueros. La corrosión en la hendidura puede existir alrededor de las cabezas de los pernos y tuercas, en las conexiones a escuadras entre los peldaños de la escalera y soportes de ángulos, y en las conexiones entre los soportes intermedios y la pared del recipiente. Las conexiones soldadas a escuadra son particularmente susceptibles a la corrosión pues las soldaduras son generalmente ásperas, y es difícil aplicarles una capa de pintura buena, con espacio libre. La corrosión puede existir debajo de una capa de pintura y será indicada por las manchas del óxido que se muestran a través de la pintura o por un ampollamiento o una elevación general de la capa de pintura.

El estado de más partes puede ser determinada martillando. Donde la corrosión aparece ser severa, el espesor real debe ser determinado por la calibración o por otros medios.

10.3.3 Cimientos y Soportes

Los cimientos para los recipientes casi siempre se construyen de concreto reforzado con acero o acero estructural ignifugado con concreto. Deben ser inspeccionados por el deterioro tal como el astillamiento, el agrietamiento, y el asentamiento.

Los cimientos para los intercambiadores generalmente consisten de horquillas de aceros en los espigones de concretos. De vez en cuando los soportes se hacen enteramente de acero. La Figura 24 muestra un cimiento típico de un intercambiador. La hendidura formada entre un cuerpo de un intercambiador o un recipiente horizontal y un soporte tipo horquilla deben ser revisados cuidadosamente. La humedad hallada en la hendidura puede causar un ataque rápido en el acero al carbono y en los aceros de bajo cromo-molibdeno. Si la horquilla se sella con un compuesto de masilla, este sello debe ser examinado cuidadosamente seleccionando una parte de la masilla limpiando con un raspador para cerciorarse de que están intactas Las horquillas a menudo están soldadas con un sello en los cuerpos del recipiente para evitar la humedad acumulada en la hendidura y así ocasione corrosión.

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Figura 24—Instalación y Cimentación de Intercambiadores

El calor excesivo, el choque mecánico, la corrosión del acero reforzado, o el congelamiento de la humedad atrapada. La inspección para estos tipos de daño debe consistir en la observación visual y raspando. Las mediciones de la profundidad de tal daño se pueden hacer generalmente con una regla normal o una regla de acero.

Las grietas en el concreto o en el revestimiento contra fuego pueden ser causadas por el calor excesivo, un diseño o material pobre, choque mecánico, o un asentamiento desigual. La inspección para las grietas debe ser sobre todo visual. Algunas picoteadas con un raspador punteado pueden ser provechosas.

Las aberturas o grietas muy pequeñas en el concreto o en el revestimiento contra fuego causado por la temperatura alta o por los cambios de temperatura se pueden identificar generalmente por su apariencia a modo de pelo. Tales grietas no son generalmente serias a menos que expongan el acero a la corrosión.

Cuando las grietas mayores aparecen y se propagan, y las mediciones indican que ningún asentamiento ha ocurrido, las grietas son probablemente el resultado de un diseño pobre o un material pobre. Un examen completo o un estudio de la ingeniería pueden ser requeridos. Si tales investigaciones demuestran que el diseño está correcto, las grietas son causadas muy probablemente por el uso de material de concreto pobre. Una examinación visual cuidadosa y una desportilladura menor con un martillo confirmarán generalmente la diagnosis, pero el retiro de una base para la prueba puede ser requerida.

Algún ajuste se espera en cualquier cimiento. Cuando el asentamiento está ajustado y de una cantidad nominal, no se

debe experimentar ningún apuro. Sin embargo, si es excesivo o desigual, el asentamiento debe ser corregido antes de que ocurran serios daños. Cuando haya ocurrido el asentamiento del cimiento o del soporte, se deben verificar las condiciones de las líneas de tuberías conectadas.

Los expedientes del asentamiento sobre los recipientes se deben mantener abiertos para ajustarse. Una verificación superficial para un ajuste irregular se puede hacer con una cuerda de plomada y regla de acero. Cuando se desean unas medidas exactas, se puede utilizar el nivel de un topógrafo. Cuando el asentamiento es apreciable, puede ser observado notando el desalineamiento del cimiento con la pavimentación circundante. La frecuencia con la cual las medidas del asentamiento deben ser tomadas depende del tipo y de la seriedad del asentamiento. Las medidas deben ser tomadas hasta que el asentamiento se detenga. Los recipientes soportados en losas grandes de concreto o en dos o más cimientos separados son más probables a sufrir asentamientos desiguales.

10.3.4 Pernos de Anclaje

Aunque la condición de los pernos de anclaje no puede estar siempre determinada totalmente por la inspección visual, el área de contacto entre los pernos y cualquier concreto o acero debe estar raspado y examinado cuidadosamente por la corrosión. Aunque esto no revelará la condición por debajo de la superficie superior de la placa de base u orejas, un soplo de nuestro lado con un martillo puede revelar el deterioro completo o casi completo del perno de anclaje por debajo de la placa de base (véase la Figura 25). La distorsión de los pernos de anclaje puede

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Figura 25—Deterioro Severo de los Pernos del Ancla

indicar asentamiento serio de los cimientos. Las tuercas en los pernos de anclaje deben ser inspeccionadas para determinar si están apretadas correctamente. También se puede utilizar el ultrasonido para la prueba de los pernos.

10.3.5 Soportes de Concreto

La inspección de los soportes de concreto es similar a la inspección de los cimientos de concreto. La abertura entre los soportes del concreto y un cuerpo o cabezal del recipiente se debe sellar para prevenir que el agua se filtre entre los soportes y el recipiente. Una inspección visual con alguna picoteada y raspado debe revelar la condición del sello. Una celdilla de concentración podría desarrollarse allí y causar una corrosión rápida.

10.3.6 Soportes de Acero

Los soportes de acero se deben inspeccionar por la corrosión, por la distorsión, y del agrietamiento.

El espesor remanente de los elementos de apoyo corroídos (cubiertas de protección, columnas, y puntales) es de importancia primaria. Generalmente pueden ser determinadas tomando lecturas con calibradores de transferencia o de indicación en las áreas más severamente corroídas. Las lecturas se deben comparar con el espesor original (si son conocidas) o con el espesor de las secciones no corroídas para establecer una velocidad de la corrosión. La examinación visual de las superficies del soporte debe ser complementada con un cepillo de alambre, picando y golpeando ligeramente con un martillo. En soportes grandes de cubierta de protección, puede utilizarse aparatos ultrasónicos para medir el espesor. Con frecuencia la corrosión de elementos estructurales virtualmente puede ser eliminada simplemente manteniendo a los elementos estructurales pintados correctamente. El galvanizado es uno de los mejores métodos para proteger las estructuras de acero contra la corrosión.

Las columnas y las vigas que llevan carga se deben inspeccionar por curveada o por desviación excesiva. Esto se puede inspeccionar visualmente con el auxilio de un escantillón o

hilo de plomada. Tomar medidas del diámetro en varios puntos aproximadamente a 60 grados (1.0 radianes) aparte se puede verificar la distorsión de las cubiertas cilíndricas.

La superficie interna de una lámina cubierta está a menudo expuesta al ataque por la humedad condensada, especialmente cuando la temperatura en el área encerrada es aproximadamente menor de 100°F (38°C) o cuando el vapor se pone en la cubierta de protección para calentar el fondo del recipiente. La inspección visual generalmente revelará la condición de la superficie metálica. Si una capa de óxido o una capa de herrumbre se han acumulado, deben ser limpiadas con cepillo de alambre o raspadas a una distancia antes de que se haga la inspección.

Las orejas de soporte del recipiente se deben inspeccionar para ver que están sanos. Al raspar generalmente revelará la corrosión. El golpear ligeramente con un martillo revelará adelgazamiento extremo. Los sujetadores de conexión se deben verificar para saber si hay corrosión y tirantez general. Alguna hendidura que se encuentre se debe examinar por la corrosión de la misma por picadura. Las grietas pueden ocurrir en todos los tipos de estructuras y orejas de apoyo. Sin embargo, son más probables de aparecer en estructuras soldadas. Las soldaduras y las áreas adyacentes a las soldaduras son las zonas más comunes de grietas. Si el recipiente está en servicio, la inspección será limitada probablemente a los métodos visuales para detectar las grietas. Los métodos de partícula magnética (húmeda o seca), líquido penetrante, o ultrasonido de onda transversal se pueden utilizar para complementar la examinación visual. Estos métodos a menudo requieren la preparación superficial adicional.

Si las cubiertas de protección del soporte son aisladas, el aislamiento debe ser inspeccionado. La inspección visual generalmente descubrirá cualquier deterioro del aislamiento. Si hay razón de sospechar que el agua o la humedad se están filtrando hasta llegar al acero, se debe quitar suficiente aislamiento para determinar la magnitud de cualquier corrosión.

Examinar los soportes de apoyos y los fijos en los recipientes horizontales. Los extremos flotantes de los recipientes deben estar libres para permitir el crecimiento térmico y no pararlos en contra. Los tubos del ventilador de aire no se sostendrán si los pernos de embarque no son tirados de los soportes de flotación.

Los accesorios para tubería de los recipientes (es decir, soportes y guías) deben ser inspeccionados para la evidencia de la distorsión debido al movimiento del tubo.

El revestimiento a prueba de fuego en vigas y cubiertas de soportes debe ser inspeccionado, generalmente está hecho de ladrillos o concreto. La examinación visual auxiliada por el raspado revelará la mayoría de los defectos. Golpeando muy ligeramente con un martillo descubrirá la carencia de enlace entre la ignifugación del concreto y el acero protegido. Si se logra experimentar la humedad detrás de la ignifugación, el acero puede corroerse y causar que la ignifugación se abulte. El abultamiento indicaría corrosión. Las manchas de oxidación en la superficie de la ignifugación indicarían la corrosión posible del metal por abajo.

10.3.7 Alambres Tensores

La mayoría de los recipientes cuentan con estructuras autosuficientes. Algunas torres o columnas son contra venteados al soporte por los cables de acero. Estos cables salen desde una base y terminan en los muertos de anclaje de concreto debajo de la superficie del piso.

Evaluación

Brida

Apariencia útil del perno y tuerca sobre la brida y corrosión severa debajo de la

tuerca

Condiciones del Anclaje del Perno

Anclas

Pierna del soporte

(tubo)

Ranura formada por la plantilla del perno

Base de concreto

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Las conexiones a la torre y a cada punto de anclaje en el piso se deben inspeccionar por la tirantez y la tensión correcta. La examinación visual debe ser suficiente. Si hay una pregunta con respecto a la tensión correcta en los cables, un ingeniero estructural debe ser consultado.

El cable debe ser inspeccionado por corrosión y por los hilos rotos. Las partes roscadas de cualquier tensor están propensas a la corrosión en la hendidura. Picotear con un raspador punteado revelará esta corrosión.

Los clips de la cuerda de alambre en el cable de alambre tipo en la torre y en el punto de anclaje en el piso se deben examinar para ver si hay una instalación correcta. Los clips deben unirse al cable con la base junto al extremo vivo o largo y el perno en U junto al extremo muerto o corto de la cuerda de alambre. Los clips se deben espaciar por lo menos seis diámetros de la cuerda aparte para asegurar la fuerza máxima de participación. El número de clips necesarios para cada extremo de la cuerda de alambre depende del diámetro de la cuerda de alambre. Este número se puede encontrar en catálogos de la cuerda de alambre y en manuales de a ingeniería.

10.3.8 Boquillas

Si ha ocurrido algún asentamiento del recipiente, las boquillas y áreas adyacentes al cuerpo deben ser inspeccionadas por distorsión y agrietamiento. Las expansiones excesivas de la tubería, las explosiones internas, los temblores de la tierra, y fuegos también pueden dañar las conexiones de la tubería. Las caras de la brida se pueden examinar con una escuadra con reborde para saber si hay distorsión. Si hay alguna evidencia de distorsión o grietas en el área alrededor de las boquillas, todas las costuras y el cuerpo en esta área se deben examinar por las grietas. El área debe limpiarse con chorro de arena abrasiva o con cepillo de alambre. Las técnicas de partícula magnética (húmeda o seca), líquido penetrante, ultrasonido haz angular, o la replicación se pueden utilizar como complemento de la examinación visual (el equipo catalítico de reformado que opera a temperatura no más de 900°F (482°C) puede experimentar daño de fragilidad por deslizamiento (termofluencia) durante la operación. La réplica es una técnica útil en la detección de este daño).

Cuando son accesibles, las boquillas deben ser inspeccionadas internamente por corrosión, agrietamiento, y distorsión. La inspección puede ser visual con un raspador y una linterna.

Las superficies expuestas del empate se deben examinar por las estrías y por la corrosión. Las superficies se deben limpiar a fondo y cuidadosamente para una buena inspección visual.

Las ranuras de bridas con anillo de empate se deben examinar por las grietas debido al ajuste excesivo del perno. También, las ranuras del anillo de empate en acero inoxidable se deben verificar para saber si hay agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo. Las técnicas de los métodos de prueba no destructivas (IND) tales como partícula magnética (húmeda o seca), líquido penetrante, o ultrasonido de onda transversal se pueden utilizar como complemento de la examinación visual.

Las bridas de traslape o bridas de deslizamiento tales como las bridas de Van Stone se deben verificar por si hay corrosión entre la brida y el tubo. La examinación se puede hacer por adentro del tubo por medio de sondas y dispositivos especiales de medición ultrasónica del espesor. Las bridas también pueden

ser movidas para la inspección después del retiro del perno, y verificar el espesor de la boquilla con calibradores.

El espesor de pared de las boquillas debe ser medido. Los calibradores, los instrumentos ultrasónicos para medir espesor, o las técnicas radiográficas pueden ser utilizados. Las mediciones internas del diámetro pueden ser tomados con calibradores internos para el control de la corrosión: el tubo no tiene que ser quitado para esta medición, pero el recipiente debe ser abierto y autorizado para la inspección interna. Estas mediciones se deben registrar y comparar con las lecturas de los espesores anteriores u originales. Algunas pérdidas deben ser analizadas, y reaccionar adecuadamente, tal como la renovación si el espesor está al borde o al mínimo, la consideración de la instalación del revestimiento si es factible, verificar sobre los intervalos más cortos, y los inhibidores de corrosión de uso deben ser tomados.

Las fugas son probables de ocurrir en las uniones de las tuberías a la pared del recipiente. Las fugas pueden ser localizadas visualmente mientras el recipiente está en servicio o bajo condiciones de prueba. Generalmente la evidencia de una fuga es dejada bajo la forma de decoloración del recipiente, del aislamiento, del recubrimiento contra fuego o pintura, o como daño por el humedecimiento del aislamiento.

10.3.9 Conexiones a Tierra

Las conexiones a tierra se deben examinar visualmente para comprobar que el buen contacto eléctrico esté en buenas condiciones. Estas conexiones proporcionan una trayectoria para la descarga segura del relámpago o electricidad estática en la tierra. Generalmente el sistema consiste de un conductor de cobre trenzado con un extremo sujetado con tornillo al recipiente y el otro extremo soldado o sujetado con tornillo a una barra de fierro o de cobre colocada con cierta profundidad en la tierra. Las conexiones del cable se deben examinar para saber si hay tirantez y vinculación positiva a los recipientes y la corrosión donde este penetra al cimiento, a la losa o a la tierra. La continuidad de todos los alambres a tierra debe ser verificada. Ninguna rotura debe existir en el circuito a tierra. Probar el sistema para ver que la resistencia a tierra no exceda de los valores aceptados en el área. La resistencia recomendada es 5 ohmios o menos, y la resistencia no debe exceder 25 ohmios. En algunas áreas, los requisitos jurisdiccionales se diferenciarán de estos valores, se determinarán, y necesitan ser verificados.

10.3.10 Equipo Auxiliar

El equipo auxiliar, tal como conexiones del manómetro, pozos con flotador, cristales de mira, y válvulas de seguridad, pueden ser inspeccionados visualmente mientras la unidad está en servicio. La vibración indebida de estas partes debe ser anotada. Las vibraciones deben evitarse agregando soportes, o los cálculos se deben realizar por un ingeniero calificado para asegurar que las vibraciones no vayan a causar una falla por fatiga. También, verificar por la construcción apropiada del equipo auxiliar y las tuberías que comunica más allá de las válvulas de bloqueo del recipiente al mismo tiempo que pueden ser modificados incorrectamente durante la operación de la unidad por razones de contingencia.

10.3.11 Recubrimiento y Aislamiento Protectores

La condición del recubrimiento o aislamiento protectores en el cuerpo del recipiente debe ser determinada. Las manchas del

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óxido, las ampollas, y el levantamiento de la capa son los tipos de fallas de la pintura encontradas generalmente. Las manchas de óxido y las ampollas son encontradas fácilmente por la examinación visual. El levantamiento de la capa no es fácilmente vista a menos que la capa se haya abombado apreciablemente o se haya roto. Puede encontrarse picoteando sobre la capa con un raspador o un cuchillo en las áreas sospechadas. La pintura raspada fuera de las ampollas y de las manchas de óxido a menudo revela picaduras en las paredes del recipiente. La profundidad de tales picaduras se puede medir con un calibrador de picadura o un calibrador de profundidad. Las manchas más probables para explorar por la falla de la pintura están en las hendeduras, en áreas constantemente húmedas, y en costuras soldadas o remachadas del recipiente. Los cabezales inferiores de los recipientes apoyados sobre las cubiertas en lugares húmedas son otros puntos probables de la falla de la pintura.

La examinación visual del aislamiento es normalmente suficiente para determinar su condición. Se pueden quitar algunas muestras para determinar mejor la condición del aislamiento y de la pared del metal debajo de ella. Los sujetadores, los ángulos, las vendas, y los alambres de soporte todos deben ser examinados visualmente por corrosión y por fractura. De vez en cuando, los bloques especiales del aislamiento pueden ser instalados de manera que sean fácilmente desprendibles. Estos bloques son instalados donde sea conveniente para hacer las inspecciones periódicas, generalmente en las costuras soldadas.

La inspección por la corrosión bajo el aislamiento (CBA) será considerado para los recipientes aislados externamente expuesto por el ingreso de la humedad y que operan entre 25°F hasta 250°F (4°C hasta 121°C), o están en servicio intermitente. Esta inspección puede requerir el retiro de cierto aislamiento. Sin embargo, la inspección visual de entradas usadas para los puntos de medición del espesor puede no valorarse adecuadamente la corrosión externa por otros puntos. A menudo, el tipo y consistencia de la humedad del sellado y del aislamiento de estos puntos de espesores medidos no es representativo del aislamiento del recipiente en general. Los métodos de retrodispersión del neutrón pueden facilitar una valoración del funcionamiento de las áreas con humedad alta y pueden proporcionar una valoración de la investigación para la CBA. Los datos de la termografía pueden proporcionar una similar valoración del funcionamiento de la investigación. Alternativamente, las mediciones del espesor del cuerpo hechas con pérdidas ultrasónicas o pérdida de corriente magnética en las áreas problemáticas típicas (por ejemplo, en anillos atiesadores, boquillas, y otros lugares que tienen la tendencia a atrapar la humedad o permiten el ingreso de la humedad) pueden ser realizadas durante las inspecciones internas.

10.3.12 Superficies Externas del Metal

Las superficies externas del metal de un recipiente pueden ser inspeccionadas visualmente picoteando, raspando, y con el martilleo limitado para localizar áreas corroídas.

PRECAUCIÓN: Deben utilizarse cuidados extremos sobre el equipo de operación que contengan material caliente, dañino, o alta presión.

Si justifican las condiciones, los andamios se pueden erigir alrededor de un recipiente para permitir el acceso en todas las superficies.

El grado de la preparación superficial requerida para la inspección externa dependerá del tipo y la dimensión del deterioro esperado. Bajo condiciones normales, la limpieza exhaustiva para descubrir el metal será requerida solamente en aquellos puntos donde sean tomadas las mediciones del espesor con ultrasonido. Cuando se sospecha de agrietamiento o picaduras extensas, puede requerirse una limpieza cuidadosa de un área grande (posiblemente el cuerpo entero del recipiente).

Las herramientas de mano tales como un raspador de punta, martillo de inspector, cepillo de alambre, un limpiador, y una lima se pueden utilizar para limpiar lugares pequeños. Para áreas más grandes, un cepillo de alambre o ráfaga de abrasivo eléctrico será generalmente más barato y más eficaz que el uso de las herramientas de mano.

Cualquier evidencia de corrosión debe ser investigada y su profundidad y dimensión deben ser determinadas.

Las mediciones del espesor de las paredes del recipiente, cabezales, y boquillas generalmente son requeridas en cada inspección completa del recipiente. Si estas mediciones fueron tomadas desde el exterior de un recipiente o del interior, dependerá del lugar y de la accesibilidad de las áreas corroídas.

Bajo condiciones normales, deben tomarse por lo menos una medición en cada anillo del cuerpo y una en cada cabezal. Sin embargo, si es evidente mucha corrosión, se deben tomar varias lecturas en las áreas corroídas. También, si no existe ninguna historia en un recipiente en particular, las lecturas obtenidas en cada cuadrante de cada anillo y cabezal del cuerpo debe ser considerada. Los instrumentos ultrasónicos se pueden utilizar para estas mediciones. Bajo condiciones de servicio anormalmente limpias, pueden tomarse pocas lecturas.

Inspeccionar los recipientes en servicio cíclico en soportes externos usando prueba con líquido penetrante (LP) o con partícula magnética (PM) para el agrietamiento por fatiga.

10.3.13 Evidencia Externa de la Corrosión

Ciertos tipos de corrosión pueden encontrarse en superficies externas de un recipiente. Entre éstos están la corrosión atmosférica, la fragilización cáustica, el ampollamiento por hidrógeno, y la corrosión por la tierra. Estos tipos de corrosión están cubiertos detalladamente por API IRE, Capítulo II,

La magnitud de la corrosión atmosférica en el exterior de un recipiente variará de acuerdo con el clima local, el recubrimiento, y las condiciones del servicio. En áreas húmedas y en áreas donde están presentes en el aire los vapores químicos corrosivos, la corrosión de superficies externas del cuerpo puede ser un problema. Los recipientes que operan en una variedad de temperaturas que permitirán a la humedad a condensar son más susceptibles. La corrosión de este tipo generalmente se encuentra por inspección visual (ver 10.3.11).

Si un cáustico se almacena o se utiliza en un recipiente, se debe verificar dicho recipiente para saber si hay fragilidad cáustica. Este tipo de ataque es más probable a ocurrir en conexiones para las unidades de calentamiento internos y en áreas de esfuerzo residual o de otras de alto esfuerzo. Las áreas más susceptibles están alrededor de las boquillas y en o próximos a las costuras soldadas. Con frecuencia, la inspección visual descubrirá este tipo de ataque. El material cáustico se filtra a través de las grietas, depositará a menudo las sales blancas que son fácilmente visibles. Las examinaciones con partícula magnética (húmeda o seca), líquido penetrante, y ultrasonido con

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haz angular también se pueden utilizar para comprobar si hay fragilización cáustica.

Aquellas zonas debajo del nivel de líquido en los recipientes que contienen ácidos corrosivos son más probables de estar expuestos al ampollamiento por hidrógeno. El ampollamiento por hidrógeno típicamente es encontrado en el interior de un recipiente. Sin embargo, las ampollas por hidrógeno pueden ser encontradas en cualquiera de las superficies del DI (diámetro interno) o del DE (diámetro externo) dependiendo de la localización del vacío que causa el ampollamiento. Las ampollas son encontradas más fácilmente por examinación visual. Un haz de luz de linterna dirigida en paralelo a la superficie del metal algunas veces revela las ampollas. Cuando ocurren muchas ampollas pequeñas, a menudo pueden ser encontradas recorriendo los dedos sobre la superficie del metal.

Una atención debe darse a las superficies metálicas que están en contacto con silletas de concreto. En atmósferas húmedas, el ataque severo en los puntos del soporte puede requerir reparaciones con soldadura y la subsiguiente aplicación de recubrimientos protectores.

Los recipientes que son parcial o totalmente subterráneos están expuestos a la corrosión del suelo dondequiera que estén en contacto con la tierra. Esta corrosión será particularmente intensa en las áreas donde los rellenos de cenizas fueron utilizados o donde los sobre chapoteos de ácidos han ocurrido. La inspección de la superficie del recipiente requerirá de una limpieza exhaustiva. La ráfaga con abrasivo generalmente proporcionará la mejor preparación superficial. La examinación visual, complementada con el picoteo y golpeteo ligero, descubrirá la mayoría de las fallas. La ubicación de cualquier picadura profunda debe ser registrada. El buen criterio debe ser utilizado en la determinación de cuánto de la superficie se debe destapar para permitir esta inspección. La corrosión más severa será encontrada generalmente entre el nivel del suelo y hasta varias pulgadas abajo. Cualquier recipiente en contacto con la tierra es un candidato para la conexión a la protección catódica, y si así está diseñada, esta debe ser inspeccionada.

Las superficies externas de los recipientes deben ser examinadas no sólo por la corrosión sino también por las fugas, grietas, abombamientos, protuberancias, defectos en las placas metálicas, y deformación y corrosión de cualquiera de los refuerzos externos. Si el recipiente está aislado, se deben quitar secciones pequeñas del aislamiento, particularmente donde la humedad se pudo acumular, para tener una idea general de que está ocurriendo la corrosión externa.

A menos que sean fácilmente visibles, las fugas se encuentran mejor en pruebas de presión o de vacío del recipiente. Si hay indicaciones visuales u otras en que una fuga llega a través de una grieta, deben emplearse más métodos rigurosos de examinación.

En recipientes soldados, las grietas son encontradas más comúnmente en las conexiones de las boquillas, en costuras soldadas, y en soldaduras de soportes y de respaldos. En recipientes remachados, el lugar más común está en los ligamentos del metal entre los remaches. Generalmente, concluir la inspección visual con algún picoteo o sobrantes divulgará la mayoría de las grietas. Cuando se sospecha de un agrietamiento en un área, para facilitar la inspección el área entera se debe limpiar con un método apropiado tal como el cepillado con

alambres, chorro con agua de alta presión, o chorro de arena abrasiva. Si la inspección visual no es suficiente (a menudo el caso en la detección del agrietamiento por amina y por desaereador), se puede utilizar el análisis por partícula magnética húmeda o seca, ultrasonido con haz angular, líquido penetrante, o por emisión acústica para localizar y para proporcionar la información adicional sobre el sentido estructural de las grietas o de otras discontinuidades. El análisis por partícula magnética fluorescente húmeda es más sensible que las técnicas de la partícula magnética seca.

Los abombamientos y las protuberancias normalmente serán bastante evidentes. Las distorsiones pequeñas pueden ser encontradas y medidas colocando una regla recta sobre el cuerpo del recipiente. Mientras que alguna distorsión es normal, la determinación de la causa de la distorsión es muy importante. Las causas de la distorsión, tales como las explosiones internas del vapor o la corrosión interna excesiva serán reveladas por la inspección interna. El asentamiento, terremotos, distorsión considerable en la tubería conectada, y otras fuentes a menudo pueden determinarse por la inspección externa. La dimensión de la protuberancia o del abombamiento puede ser determinado midiendo los cambios en circunferencias o haciendo los perfiles de la pared del recipiente. Los perfiles son hechos tomando mediciones desde una línea paralela a la pared del recipiente (ver la Figura 26). Puede utilizarse un tránsito de topógrafo o una plomada óptica de 180 grados puede también ser utilizada.

Los puntos calientes que se han desarrollado en el cuerpo o cabezales de los recipientes que son aislados internamente deben ser inspeccionados frecuentemente mientras el recipiente

Figure 26—Método de Obtención de las Mediciones del Perfil del Recipiente

Escuadra unida al recipiente

Mediciones dadas en pequeños intervalos iguales iguales

La pared del recipiente puede ser marcada en intervalos iguales por conveniencia

Alambre delgado tenso añadido entre las escuadras y paralelo a la pared del recipiente

Escuadra

Pared del recipiente

Ranura vista en la escuadra para el alambre

Detalle de las

escuadras

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está en servicio. La evidencia de la protuberancia debe ser observada y registrada. Una revisión de la temperatura del revestimiento de metal en el área del punto caliente puede ser hecha usando un termopar portátil, un equipo infrarrojo, o crayones indicadores de temperatura o pinturas especiales. Una verificación dimensional completa en el área del punto caliente debe ser hecha cuando se cierra el recipiente. Usar técnicas de réplicas o tomar una muestra del material (un cuadro u otra muestra) debe ser considerada si las temperaturas del acero al carbono fueron en un rango de 750°F a 1000°F (399°C a 538°C) por un período extendido de tiempo. Dependiendo de las condiciones de operación y de la aleación (o si es posible el ataque del hidrógeno), o si las temperaturas en el rango de deslizamiento (termofluencia) son sospechosos, un metalúrgico o ingeniero experimentado debe ser consultado.

Las superficies externas se deben examinar para saber si hay daños por laminaciones y daños mecánicos. Las laminaciones que van a la superficie se pueden detectar por la inspección visual. El daño mecánico tales como ranuras y abolladuras deben ser inspeccionados. La profundidad y la extensión de cualquier ranura superficial deben ser medidas cuando la ranura parece lo suficientemente grande para afectar la resistencia del recipiente. Todas las ranuras deben ser reportadas.

Generalmente una cierta cantidad de equipo auxiliar externo se une a un recipiente para presión. Este equipo incluye artículos tales como los siguientes:

a. Líneas de drenaje y otras tuberías conectadas (ver API RP 574). b. Calibrador para el nivel líquido, presión, y temperatura y otros instrumentos. c. Válvulas de seguridad y de alivio (ver API RP 576). d. Rociadores de aguas externas y otros equipos de lucha contra el fuego. e. Estaciones de instrumentos y de servicios. f. Acero estructural para las plataformas, soportes y agarraderas de elevación.

10.4 INSPECCIÓN INTERNA

10.4.1 General

Todo el equipo necesario de inspección (incluyendo herramientas, escaleras de mano, y luces) debe ser montado por adelantado para minimizar el tiempo muerto en el recipiente. Los aceros inoxidables austeníticos son particularmente susceptibles a la corrosión por el PSCC y por el cloruro. Las condiciones y los materiales locales se deben valorar para determinar las medidas satisfactorias de protección requeridas durante el tiempo de inactividad. No todas las inspecciones internas tienen que ser realizadas desde el interior del recipiente. Las técnicas están disponibles para los aspectos de inspección del recipiente no entrometiéndose con el uso de sistemas de emisión acústica, exploración magnética y ultrasonido automatizado. Si los mecanismos del defecto están bien definidos, las técnicas se pueden aplicar con frecuencia desde el exterior del recipiente, mientras la planta está en servicio. Esta información del funcionamiento se puede utilizar para prolongar el tiempo de operación de la planta o como herramienta de planificación para los paros futuros de la planta. Una valoración basada en riesgo se debe utilizar para determinar cuándo las prolongaciones de tiempo corrido puedan ser permitidas y para definir la inspección volumétrica adicional aplicada desde el exterior.

10.4.2 Preparación Superficial

El grado de la preparación superficial requerida para la inspección interna variará por varios factores. Los más importantes entre estos factores son los siguientes:

a. El tipo de deterioro esperado. b. La ubicación de cualquier deterioro.

Generalmente la limpieza requerida por los operadores del recipiente será suficiente para los propósitos de la inspección. Esto implicará los métodos de limpieza habitual de lavado con agua caliente, vaporizando, usando solventes, y raspeo ordinario. Donde es necesaria una limpieza mejor, las herramientas de mano para inspector serán a veces las adecuadas.

Los métodos de limpieza mencionados se deben complementar con cepillo de alambre eléctrico, chorro de arena abrasiva, esmerilado, chorro a alta presión de agua [por ej. 8.000 a 12.000 lbf/pulg.2 (55.2 a 82.7 MPa)] o cincel eléctrico cuando es justificado por las circunstancias. Estos métodos de limpiezas adicionales son necesarios cuando el agrietamiento por corrosión bajo esfuerzo, agrietamiento por sulfuro húmedo, ataque por hidrógeno, u otras formas metalúrgicas de degradación que se sospecha. El agrietamiento extenso, picaduras profundas, y el deterioro considerable de la soldadura requieren una limpieza exhaustiva sobre áreas completamente abiertas. Si todo el interior del recipiente no es accesible a partir de una abertura abierta, entonces se debe seguir los procedimientos discutidos en 10.4.3 para cada abertura de acceso.

10.4.3 Inspección Vsual Preliminar

Si ésta no es la primera inspección, el paso inicial con objeto de una inspección interna es repasar los expedientes anteriores del recipiente a ser inspeccionado.

Cuando es posible, el paso siguiente es una inspección visual preliminar en general. El tipo de corrosión (con picaduras o uniforme), su ubicación, y cualquier otro dato obvio deben ser establecidos. En recipientes de proceso de refinería, ciertas áreas corroen mucho más rápidamente que otras. Esta irregularidad de la corrosión está incluida detalladamente en API IRE, Capítulo II. La recopilación de datos para los recipientes en servicio similar ayudará para localizar y analizar la corrosión en el recipiente que está siendo inspeccionado.

El cabezal y el cuerpo inferiores de las fraccionadoras en el procesamiento de petróleos crudos con alto azufre son susceptibles a la corrosión por el sulfuro. Esta corrosión será normalmente más intensa alrededor de las líneas de entrada. La corrosión por el azufre a alta temperatura tiende generalmente a ser uniforme, en comparación a la corrosión más localizada de los altos ácidos nafténicos.

El cuerpo superior y cabezal de la parte de arriba de las torres fraccionadoras y de destilación son algunas veces propensos al ataque del cloruro. Las líneas del nivel de líquido en los platillos en las torres y en la parte inferior de acumuladores elevados son puntos del ataque concentrado. La corrosión bajo la forma de surco será encontrada a menudo en estos lugares.

Las torres fraccionadoras y de destilación, ponen fuera de combate a los cilíndricos, acumuladores de reflujo, cuerpos de intercambiadores, y otros recipientes relacionados que están propensos a los ambientes del ácido sulfhídrico (H2S) húmedo o del cianuro y son susceptibles a las grietas en sus soldaduras y las zonas afectadas por el calor (ZAC) de las soldaduras.

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En los recipientes donde el residuo puede decidir, la concentración de células de corrosión algunas veces ocurre. Las áreas contactadas por el residuo son las más susceptibles a la corrosión. Esta corrosión puede ser rápida si el residuo contiene componentes ácidos.

Si el vapor es inyectado en un recipiente, la corrosión y la erosión pueden ocurrir en lugares directamente enfrente de la entrada del vapor. Los cabezales y los compartimientos inferiores que pueden recoger el condensado son también probables a ser corroídos.

Un recalentador será utilizado a menudo en la parte inferior de una torre para mantener una temperatura deseada. El punto adonde el flujo del proceso caliente vuelve a la torre puede notablemente ser corroído. Esto es particularmente verdad si el flujo del proceso contiene los componentes que pueden descomponerse con el calor y formar compuestos ácidos, como en unidades de alquilación y plantas de jabón o detergentes.

Debido a los cambios metalúrgicos causados por el calor de la soldadura de las costuras soldadas y las áreas adyacentes, la corrosión a menudo se acelera allí. La mayoría de las grietas que ocurren en los recipientes para presión se encontrarán en estas áreas. Las áreas enfrente de los flujos de entrada quizás están expuestas al ataque o a la erosión por el choque.

Los recipientes para servicio de agua, tal como los intercambiadores o enfriadores, están expuestos a una corrosión máxima donde las temperaturas del agua son más altas. Así, cuando el agua está en los tubos de un intercambiador, el lado del desagüe del canal será el más corroído. La Figura 27 muestra las picaduras en un conducto.

En cualquier tipo de recipiente, la corrosión puede ocurrir donde metales disímiles están en contacto cercano. El menos noble de los dos metales se corroerá. Las superficies de la junta del conducto del intercambiador de acero al carbono cercana a las láminas de latón del tubo se corroerán a menudo a una velocidad más alta que en otra parte.

Las grietas en recipientes son más probable de ocurrir donde hay cambios agudos en la forma o tamaño o cercano a costuras soldadas, especialmente si se aplica un gran esfuerzo. Las boquillas, bridas que cubren el conducto del intercambiador y el cuerpo, bafles en los conductos del intercambiador, cubiertas flotantes del tubo y lámina, y los similares se deben verificar para saber si hay grietas.

Cuando los materiales fluyen a altas velocidades en las unidades del intercambiador, se puede esperar un ataque acelerado si se hacen cambios en la dirección del flujo. Las entradas del tubo en las unidades tubulares, regresan dobles en las unidades de doble tubo, y los espirales de la caja del condensador o del enfriador de aire son probables a ser atacadas.

Los cuerpos de los recipientes adyacentes a las placas de choque de la entrada son susceptibles a la erosión. Esto es verdad especialmente cuando las velocidades son altas.

La inspección preliminar del interior del recipiente puede indicar que la limpieza adicional es necesaria. Si las áreas grandes se corroen profundamente, puede ser necesario el chorro abrasivo. Normalmente, no es necesario quitar capas ligeras de óxido con un cepillo de alambre sobre más de un punto de partida del lugar.

Figura 27—Picaduras en un Conducto

La inspección preliminar puede revelar condiciones inseguras, por ejemplo aquellos debido a internos flojos que pueden desprenderse o debido a las plataformas o escaleras de mano seriamente corroídas o internos rotos. Estas piezas deben ser reparadas o ser quitadas inmediatamente antes de que una inspección más detallada pueda proceder.

10.4.4 Inspección Detallada

Los inspectores deben entender la función del recipiente, de los internos, y cada boquilla para valorar los resultados. Si el acceso al interior del recipiente está disponible, la inspección detallada debe iniciar por un extremo del recipiente y trabajar hacia el otro extremo. Un procedimiento sistemático se debe seguir para evitar pasar por alto cosas obscuras pero importantes. Ciertas áreas dominantes tal como soldaduras internas de los accesorios, costura soldadas y los soportes de los platillos se pueden inspeccionar desde el exterior del recipiente usando técnicas ultrasónicas manuales y automatizadas. Esto puede ser aplicado si el acceso al interior del recipiente no está disponible.

Todas las áreas del recipiente se deben inspeccionar en lo que respecta a la corrosión, erosión, ampollamiento por hidrógeno, deformación, agrietamiento, y laminaciones. Se debe hacer registro cuidadoso de los tipos y lugares de todos los deterioros encontrados.

Las mediciones de espesor se deben tomar en aquellos lugares que muestren el mayor deterioro. Cuando el deterioro parece ser extenso, se deben tomar bastantes lecturas para asegurar una determinación exacta del espesor remanente. Cuando el deterioro es leve, una medición de espesor en dirección de cada cabezal y de cada cuerpo puede ser suficiente en los recipientes pequeños, pero para recipientes más grandes se deben tomar más mediciones. Se pueden utilizar instrumentos ultrasónicos para obtener las medidas necesarias. Otros métodos especiales para medir el espesor de pared se discuten en 10.5.

La corrosión por picaduras puede ser encontrada generalmente en las áreas sospechadas picando con un raspador de punta. Cuando se encuentran picaduras extensas y profundas o acanaladas, y se desean las mediciones de la profundidad, las áreas pueden ser limpiadas con ráfagas de abrasivo. Las profundidades de las picaduras o de ranuras se pueden medir con un calibrador de profundidad, un calibrador de picadura, o (en el caso de picaduras grandes o surcos anchos) con una regla de borde recto y una regla de acero. Una profundidad puede ser

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Figura 28—Grieta en Soldadura del Cuerpo

calculada extendiendo el plomo de un lápiz mecánico como un calibrador de profundidad. Las depresiones o embolsados que pueden retener residuos o agua deben estar limpios de las sobras y examinados cuidadosamente para la evidencia de la corrosión.

Un martillo se puede utilizar para inspeccionar las áreas delgadas de los cuerpos de recipientes, boquillas, y partes. Naturalmente, la experiencia es necesaria antes de que el martillo se pueda utilizar efectivamente. Sí es sorprendente, un inspector experimentado puede a menudo encontrar puntos delgados en el cuerpo, boquilla, o parte sólo escuchando el sonido resultante y observando la sensación del martillo mientras lo golpea.

Cuando se sospechan o se encuentran grietas, su grado puede comprobarse con las técnicas de líquido penetrante o de partícula magnética (húmeda o seca). Los métodos de inspección ultrasónica por haz angular proporcionan una inspección volumétrica de las áreas potenciales del defecto. Para utilizar algunos de estos métodos con eficacia, las áreas sospechadas se deben preparar por los métodos de chorros con abrasivos, esmerilado, u otros métodos aceptables para el inspector. La Figura 28 muestra una grieta en una soldadura del cuerpo.

Los reactores de hidroprocesamiento de pared gruesa operan a alta presión y tienen requisitos especiales de inspección. Generalmente estos recipientes se construyen de aceros C-1/2Mo, 1 1/4Cr-1/2Mo, o 2 1/4Cr-1Mo. La experiencia ha identificado las siguientes áreas mayores de preocupación con respecto al daño por grieta:

soldadura (s) de dispositivo (s) del componentes internos

costuras principales de las soldaduras

Las ranuras de las juntas (bridas con junta de anillo)

Soldaduras de unión de boquillas

Las áreas secundarias de preocupación incluyen el metal base y la desvinculación efectiva e integridad del recubrimiento y del recubrimiento de la soldadura. La inspección ultrasónica realizada desde el exterior del recipiente se puede utilizar para localizar y medir el grado de las áreas de desvínculo y de las áreas agrietadas. Si se utilizan las técnicas de exploración ultrasónica las áreas del defecto se pueden registrar y determinar simultáneamente.

Las costuras soldadas en los cuerpos del recipiente deben ser verificadas con mucho cuidado cuando el servicio es amina, ácido sulfhídrico (H2S) húmedo, cáustico, amoníaco, cíclico, temperatura alta, u otros servicios que pueden promover el agrietamiento. Además, las soldaduras en los recipientes construidos de aceros de alta resistencia [(sobre 70.000 lbf/in.2 de tensión (483 Mpa)] o los aceros de grano grueso deben ser verificadas. Las soldaduras en recipientes construidos de materiales de bajo cromo y en servicio de alta temperatura deben recibir una inspección cuidadosa. En todos los casos, las grietas pueden ocurrir en las costuras o adyacente a las costuras soldadas. La técnica de partícula magnética fluorescente húmeda es considerada uno los mejores medios para localizar las indicaciones superficiales. Los métodos de Corriente Eddy, corriente C.A. y ultrasónicos están también disponibles para la detección de defectos superficiales con rotura, estas nuevas técnicas tienen una ventaja en la velocidad creciente del choque. Además, un número de los métodos tienen una capacidad limitada para la medición de la profundidad.

Las boquillas conectadas al recipiente se deben examinar visualmente por corrosión interna. El espesor de pared de las boquillas se puede obtener lo más mejor posible con los instrumentos ultrasónicos. En algunos casos, un registro de las mediciones del diámetro interior de las boquillas puede ser conveniente. Estas mediciones se pueden hacer con un par de calibradores de transferencia internas de tipo resorte o con lectura interna directa tipo tijera, calibradores de diámetro interno. Cuando se desconecta la tubería, el espesor de pared real de la boquilla se puede obtener calibrando alrededor de la brida. De esta manera, cualquier corrosión excéntrica de la boquilla será revelada. Las boquillas, especialmente con entradas de PSV, se deben inspeccionar por los depósitos.

En la mayoría de los casos, la inspección del equipo interno debe ser hecha cuando se inspeccionan las áreas adyacentes del cuerpo. Esto puede ser muy difícil en algunos recipientes grandes.

Los soportes para las bandejas, bafles, panel de separación, rejillas, tubería, refuerzos internos, y otros del equipo interno se deben inspeccionar cuidadosamente. La mayor parte de esta inspección será visual. Para la verificación de la solidez se puede golpear ligeramente con un martillo. Si allí parece estar alguna pérdida del metal, el espesor del soporte se debe medir y verificar contra el espesor original. La transferencia o los calibradores de lectura directa, micrómetros, o instrumentos ultrasónicos para los espesores se pueden utilizar para estas mediciones.

La condición general de las bandejas y del equipo relacionado debe ser verificada. Las superficies del cuerpo y de la bandeja en contacto con el embalaje de la bandeja se deben examinar por pérdidas posibles del metal por corrosión. La condición de las bandejas y del equipo relacionado no afectará la resistencia del recipiente pero sí afectará la eficiencia y la continuidad de la operación. Normalmente la inspección visual sólo se requerirá

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para tal equipo. Si son requeridas las mediciones, pueden ser obtenidas con los calibradores o instrumentos ultrasónicos.

El funcionamiento de algunas bandejas es dependiente sobre la cantidad de fugas. Si la fuga de la bandeja es apreciable, entonces la eficiencia se pierde, y el retiro de corrientes laterales desde la torre o desde el recipiente puede ser casi imposible. Por lo tanto, la fuga de la bandeja debe ser minimizada. El diseño del proceso generalmente especificará la cantidad de fuga que puede ser tolerada. Las pruebas para la fuga pueden ser hechas llenando la bandeja de agua a la altura del vertedero del desbordamiento y observando el tiempo que toma por toda el agua para escaparse a través de las superficies de la junta de la bandeja. Las fugas excesivas pueden ser localizadas observando la superficie inferior de la bandeja durante la prueba. Si la dificultad se encuentra en la determinación del lugar de las fugas, taponear el derrame o los agujeros del desagüe en las secciones bajas de la bandeja antes de la prueba. Debido a su diseño, las bandejas de tipo lastre, y de válvula no se pueden verificar para la fuga.

Toda la tubería interna debe ser inspeccionada visualmente a fondo, especialmente en las conexiones roscadas. La prueba del martillo para el tubo realizada por un inspector experimentado es una manera rápida de determinar su condición. El sonido, la sensación, y cualquier muesca indicarán cualquier delgadez o agrietamiento en el tubo. Si se indica una pérdida excesiva del metal, el espesor de pared restante puede ser medido.

Los internos de los recipientes tales como reactores catalíticos son muy complicados. La Figura 29 es una ilustración de este equipo interno. La inspección de este equipo puede ser sobre todo visual, aunque sí son necesarios algunos raspados, picoteos, y golpecitos ligeros. Las mediciones del espesor y los cálculos de la velocidad de corrosión pueden ser requeridos en algunas áreas, aunque la eficiencia de operación en vez de la resistencia es la consideración más importante.

La erosión generalmente difiere en el aspecto de la corrosión. La Figura 19 muestra erosión mientras que la Figura 20 muestra erosión y corrosión. La erosión es caracterizada por un aspecto liso y brillante; ausencia marcada del producto de la erosión; y pérdida del metal, confinada generalmente a un área local claramente marcada. Por otra parte, las áreas corroídas no son generalmente lisas o brillantes. Ver 8.2 para una información más detallada sobre la corrosión y 8.2.2 para una información más detallada sobre la erosión

Los cuerpos de los intercambiadores, próximo a los bafles de paquete y de las placas de choque de entrada se deben verificar para ver si hay erosión. La turbulencia cerca de la placa de choque y la velocidad creciente alrededor de los bafles de paquete del intercambiador causan a veces la erosión de las áreas adyacentes del cuerpo. La erosión o la corrosión en los bafles de los intercambiadores aparecerán a menudo como una serie de anillos regularmente espaciados cuando un haz de luz de linterna es paralelo al sitio en la superficie del cuerpo. A veces, una falta de escama indicará este tipo de erosión.

La erosión ocurre no solo en intercambiadores sino también en cualquier recipiente que tenga las placas para el desgaste, bafles o placas de choque. En reactores catalíticos y regeneradores, los dispositivos del catalizador y de la distribución del aire son especialmente susceptibles a la erosión y se deben de examinar de cerca para este tipo de ataque. Zonas como las placas internas de choque, soldaduras de dispositivos, soldaduras

Figura 29—Internos del Reactor Catalítico—Ciclones

La erosión ocurre no sólo en intercambiadores sino también en cualquier recipiente que tenga las placas para desgaste, bafles, o placas de choque. En reactores catalíticos y regeneradores, los dispositivos del catalizador y de la distribución del aire son especialmente susceptibles a la erosión y se deben examinar de cerca para este tipo de ataque. Las zonas tales como las placas internas de choque, soldaduras de dispositivos, soldaduras de costuras y soportes de bandejas se pueden inspeccionar desde el exterior del recipiente usando técnicas ultrasónicas manuales y automatizadas. Esto puede aplicarse si el acceso al interior del recipiente no está disponible.

Las áreas inmediatas encima y debajo del nivel líquido en los recipientes que contienen ácidos corrosivos están expuestas al ampollamiento por hidrógeno. Las ampollas son encontradas más fácilmente por el examen visual. La luz de linterna dirigida a través de la superficie del metal revelará a veces las ampollas; las sombras creadas por las ampollas pueden ser observadas. Cuando se hallan muchas ampollas pequeñas, pueden ser detectadas a menudo deslizando los dedos sobre la superficie del metal. Se debe medir el espesor del metal para las ampollas grandes y de esta manera se determinará el espesor de pared remanente efectivo. Generalmente esto se puede hacer usando un medidor de pared ultrasónico o perforando un agujero en el punto más alto de la ampolla y midiendo el espesor con una

Figura 30—Ampollamiento por Hidrógeno

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Figura 31— Corte Transversal del Ampollamiento por Hidrógeno que Muestra Varios Tipos de Propagación de Grietas

escala de gancho. Si se utiliza un medidor de espesor ultrasónico, el tamaño de la ampolla debe permitir que un transductor se coloque encima para obtener la lectura (UT). Cuando la ampolla está cerca de una soldadura, las lecturas (UT) pueden ser difíciles de obtener debido a la rugosidad de la superficie de la soldadura. Las Figuras 30 y 31 ilustran ampollamientos por hidrógeno.

Los cabezales y el cuerpo de los recipientes se deben inspeccionar para saber si hay deformación. Normalmente el cuerpo es el más probable de sufrir deformación que los cabezales. Sin embargo, algunos recipientes más viejos tienen los cabezales formados con un radio del nudillo pequeño, que puede ser deformado seriamente. A menos que las dimensiones de las partes del cabezal, tales como radio de la corona o radio del nudillo, estén ya registradas, estas dimensiones se deben tomar y registrar la hora de la primera inspección. Si se sospecha de la deformación o es indicada más adelante, estas medidas deben repetirse y comparadas con los valores originales.

La deformación excesiva del cuerpo por abombamiento o hundimiento se puede detectar visualmente desde el exterior del recipiente, a menos que esté aislada externamente. La falta de redondez o el abombamiento puede ser evaluada midiendo el diámetro interior del recipiente en la sección representativa de la deformación máxima y comparándolo con el diámetro interior en la sección representativa de la deformación mínima.

Los cuerpos de los intercambiadores se deben verificar atentamente para saber si hay alguna deformación, particularmente después de las reparaciones o modificaciones. La falta de redondez causada por la soldadura puede hacer extremadamente difícil la instalación de paquetes de tubo, y las extracciones después de las instalaciones difíciles pueden ser casi imposibles.

Si la falta de redondez ocurre en intervalos por toda la longitud del recipiente, las mediciones se deben tomar en cada

intervalo para comparar con las dimensiones o las mediciones originales del cuerpo. En este caso, el método del alambre al centro o el método de la plomada (o plomada óptica) se pueden utilizar para medir la deformación. En el método del alambre al centro, un alambre de acero se coloca en la línea central del recipiente y se tensa estirándolo. Si no existe ninguna entrada hombre o boquilla en los centros de los cabezales, una plomada o plomada óptica puede ser utilizada. Cuando la deformación está restringida por un lado del recipiente, puede ser más conveniente medir las compensaciones a partir de un paralelo de alambre estirado y adyacente a la pared en vez de a lo largo del eje del recipiente (como en el método mostrado en la Figura 26 con las escuadras y el alambre de lado interno del cuerpo en vez del exterior). En recipientes horizontales, algún método especial puede que tenga que ser requerido para sostener el alambre en la posición. El alambre facilita una línea de referencia desde la cual se mide la deformación. Mediciones suficientes pueden tomarse en los intervalos a lo largo del alambre para permitir dibujar una vista de perfil de la pared del recipiente. La deformación local puede ser medida a veces colocando una regla paralela al eje del recipiente contra la pared del recipiente y usando una regla de acero para medir el grado de abombamiento. Un método para localizar una deformación sospechosa es dirigir un haz de luz de linterna paralela a la superficie. Las sombras aparecerán en depresiones y sobre el lado no iluminado de abombados internos.

Se debe hacer una inspección cuidadosa para la evidencia del agrietamiento. Una luz fuerte y una lupa serán provechosas al hacer este trabajo visualmente. Si se sospecha del agrietamiento o cualquier evidencia de agrietamiento es encontrado al usar estos medios visuales, debe ser utilizado un método más cuidadoso de investigación. El método más sensible para localizar el agrietamiento superficial es el método húmedo fluorescente de partícula magnética. Otros métodos valiosos son la partícula magnética seca, líquido penetrante, ultrasonidos, o radiográficos.

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Los recipientes que contienen aminas (absorbedores, acumuladoras, fundidores, condensadoras, enfriadoras, contactoras, extractoras, recipientes para filtros, cilíndricos de transmisión, cilíndricos eliminatorio, reactivadoras, recalentadores, recuperadoras, regeneradoras, depuradoras, separadoras, colonizadoras, desnatadoras, cilindros de gas amargos, alambiques, raspadoras, tanques de avalancha, torres de tratamiento, cilindro de gas combustible tratado, etc.) están propenso a las grietas en sus soldaduras y las zonas afectadas por el calor de la soldadura. La prueba por partícula magnética húmeda fluorescente es un método muy sensible de inspección para detectar grietas superficiales y discontinuidades y es el método de inspección primario recomendado. Ver API RP 945 para una información más detallada. Además, los métodos de corriente de Eddy, de corriente alterna y de ultrasonidos están también disponibles para la detección de defectos de fracturas superficiales, estas nuevas técnicas tienen una ventaja de velocidad creciente de impacto. Además, un número de los métodos tienen una capacidad limitada para medir la profundidad. Las técnicas de exploración ultrasónica se pueden también utilizar para explorar desde la superficie exterior para evitar entrar en el recipiente.

Los desaereadores en calderas deben tener bien examinadas sus soldaduras y zonas afectadas por el calor para saber si hay agrietamiento posible en el desaereador. La prueba con partícula magnética húmeda fluorescente es el método de inspección primario recomendado. Se debe tener cuidado en las superficies con limpieza antes de la prueba con partícula magnética húmeda fluorescente porque la limpieza mecánica con las esmeriladoras o cepillos de alambre puede ocultar grietas finas. Las técnicas de exploración ultrasónica se pueden también utilizar para explorar desde la superficie exterior para evitar entrar en el recipiente.

Los soportes casi siempre están soldados al cuerpo. El punto de unión se debe examinar de cerca por causa del agrietamiento. Una buena luz y una limpieza con raspador serán generalmente suficientes para este examen.

Los puntos de unión de bafles a los canales y cabezales del intercambiador también se deben verificar atentamente para saber si hay grietas. Generalmente, la inspección visual con la ayuda de una luz, de una lupa, de un raspador, y de un cepillo es suficiente.

Las laminaciones en placas del recipiente tienen un aspecto similar a las grietas, pero se dirigen hacia una inclinación a la superficie de la placa, mientras que las grietas se dirigen perpendicularmente a la superficie. Si está abierto lo suficientemente para que un calibrador de espesor fino sea insertado, el ángulo de la laminación puede ser observado. Si se sospecha de una laminación pero no abierto lo suficiente para que un calibrador de espesor sea insertado, calentando a aproximadamente 200°F (93°C) con un soplete provocará generalmente que el filo de la laminación salga hacia arriba. El manual y las técnicas de exploración ultrasónicas se pueden utilizar para rastrear la laminación.

10.4.5 Inspección de Forros Metálicos

Muchos de los recipientes están provistos de forros metálicos. El propósito primario de estos forros es proteger los recipientes contra los efectos de la corrosión o de la erosión. Las condiciones más importantes a verificar para cuando los forros se examinen son las siguientes:

a. Que allí no haya corrosión. b. Que los forros estén instalados correctamente. c. Que no existan agujeros o grietas.

Una atención especial se debe dar a las soldaduras en las boquillas u otros accesorios.

Una examinación visual cuidadosa generalmente es toda aquella que se requiere cuando se verifica un forro para saber si hay corrosión. Los golpecitos ligeros del martillo revelarán a menudo si el forro está flojo o secciones fuertemente corroídas. Si la corrosión ya ha ocurrido, puede ser necesario obtener mediciones del espesor remanente. A menos que la superficie del forro sea relativamente rugosa, estas mediciones del espesor pueden ser hechas con un instrumento ultrasónico. Otro método para comprobar el espesor del forro es quitar una sección pequeña y comprobarla con los calibradores. Este método proporciona una oportunidad de inspeccionar la superficie del cuerpo detrás del forro. El uso del manual o de los métodos de exploración ultrasónicas desde la superficie exterior del recipiente se puede utilizar para detectar lo delgado del material base.

Las lengüetas pequeñas de 1 x 2 pulg. (2.5 x 5.0 cm.) del forro que forman un ángulo recto con una pierna que se extiende dentro del recipiente pueden soldarse sobre el forro. El espesor de la pierna sobresaliente se debe medir en cada inspección. Puesto que ambos lados de la lengüeta se exponen a la acción corrosiva, la pérdida del espesor sería dos veces que del forro del cuerpo donde se expone solamente un lado. Esto permite una verificación bastante exacta de cualquier corrosión general del forro. La Figura 32 ilustra este método de inspección del forro.

Las grietas en los forros metálicos generalmente se pueden localizar por la inspección visual y el martilleo ligero. Una sección agrietada de un forro o de un forro flojo da un sonido especial de hojalata cuando está golpeada ligeramente con un martillo. Si el agrietamiento es esperado, se pueden utilizar los métodos de líquidos penetrantes para suplir la inspección visual. A excepción de los aceros al cromo simples, la mayor parte de los materiales usados como forros son sobre todo no magnéticos. La inspección por partícula magnética no se puede utilizar en los materiales austeníticos.

Si las grietas se encuentran en un forro revestido o forro recubierto de soldadura, las grietas se deben investigar para asegurar que no se extiendan más allá del revestimiento y en el metal base o metal matriz.

Note: Corrosion tab of same material and thickness as lining is installed as shown when vessel is lined.

Figura 32— Método de Lengüeta de Corrosión para Determinar la Pérdida del Metal en Forros de Recipientes

Lengüeta de

Corrosión

Forro Superficie

Interna

Pared del Recipiente

Nota: La lengüeta de corrosión es del mismo material y espesor que el forro y muestra cómo se instala cuando el recipiente es forrado.

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Figura 33—Deterioro de la Lámina Protectora

Los abombamientos y el doblez ocurren a menudo en los forros metálicos y generalmente indican que las grietas o las roturas existen en la sección abombada del forro o que los agujeros tipo alfiler existen en las soldaduras adyacentes. Los abombamientos son formados por la expansión o la acumulación de un material que se filtra detrás del forro durante la operación o por la expansión térmica diferencial. Si el material se filtra detrás del forro durante la operación y no puede escaparse cuando la presión del recipiente se reduce por el cierre, el forro puede abombarse. En servicio de vacío el forro puede abombarse en el servicio y presionar cuando se cierra el recipiente. Esta condición realmente puede arrugar al forro. Cuando los abombamientos o los pliegues llegan a ser excesivos, puede ser necesario inspeccionar el forro para saber si hay grietas o agujeros tipo alfiler. Estas grietas o agujeros tipo alfiler pueden requerir ser reparados o en su caso el forro puede necesitar ser substituido. La Figura 33 ilustra el deterioro de los forros de láminas soldadas.

Donde un forro se gotea, debe determinarse si sí o no la corrosión ha dado lugar detrás del forro. En algunos casos, puede usarse la prueba ultrasónica por el exterior. Se prefiere siempre si es factible el retiro de las secciones representativas del forro para permitir la examinación visual de la pared del recipiente. Una examinación ultrasónica automatizada puede proporcionar una evaluación no destructiva más confiable de los defectos detectados en el forro o material base. Aunque estas técnicas se pueden aplicar a temperaturas ambientes o elevadas del recipiente, la medición del defecto es más exacto en o cercana a las temperaturas del ambiente.

Muchos reactores en servicio del hidrógeno, tal como los hydrocrackers y los hidrotratadores, utilizan el recubrimiento completo de soldadura, la cual utiliza varillas o alambre de soldadura de acero inoxidable austenítico estabilizado como un revestimiento soldado como relleno o como lámina o placa revestida . La desvinculación del metal matriz puede ser un problema con este tipo de forro. La prueba ultrasónica, la examinación visual para saber si hay abombamiento, y golpeando ligeramente con un martillo pueden revelar este problema.

10.4.6 Inspección de Forros No Metálicos

Hay varias clases de forros no metálicos: de cristal, plástico, goma, cerámica, concreto, refractario, y bloque de carbón o de ladrillo. Estos materiales se utilizan lo más a menudo posible para la resistencia a la corrosión. Algunas formas de concreto

refractario se utilizan como aislamiento interno para controlar las temperaturas del cuerpo de los recipientes que operan a altas temperaturas. El azulejo refractario también es utilizado para el aislamiento.

La efectividad de estos forros en que disminuya la corrosión es notablemente reducida por las roturas en la película o en las capas. Para la mayor parte, la inspección consistirá en una examinación visual para las discontinuidades en las capas. Estas roturas se llaman a veces feriado. El abombamiento, el ampollamiento, o el desconchamiento son todas las indicaciones que existen de aberturas en el forro. El método del probador por chispa para la inspección de las fisuras en los forros de pintura, cristal, plástico, y goma es absolutamente cuidadoso. Un electrodo tipo escobilla de alto voltaje, corriente baja, se pasa sobre el forro que no es conductivo. El otro extremo del circuito se une al cuerpo del recipiente. Se formará un arco eléctrico entre el electrodo tipo escobilla y el cuerpo del recipiente a través de algún agujero en el forro. Este método no se puede utilizar para el concreto, ladrillo, azulejo, o forros refractarios.

PRECAUCIÓN: El voltaje usado en este método de inspección no debe exceder la resistencia dieléctrica del recubrimiento. Esto puede dañar al forro.

Debe emplearse un cuidado considerable cuando se trabaja dentro de los recipientes forrados con cristal, goma, láminas de plásticos, o pintura. Estos recubrimientos son altamente susceptibles al daño mecánico. Los recipientes forrados con cristal son especialmente susceptibles al daño y son costosos y difíciles de reparar.

Los forros de concreto y de refractario pueden desgarrarse y agrietarse en servicio. La inspección para tales forros debe ser sobre todo en lo visual. El daño mecánico, tales como grietas desgarradas y grandes, fácilmente pueden ser vistos La Figura 34 ilustra el deterioro de un forro en refractario embaldosado. Las grietas de menor importancia y las áreas de porosidad son más difíciles de encontrar. Las raspaduras ligeras revelarán a veces tales condiciones. El abombamiento puede localizarse visualmente y generalmente es acompañado por un agrietamiento. En muchos de los casos, si la corrosión ocurre detrás de un forro de concreto, el forro disminuirá su enlace con el acero. El sonido y la sensación al golpear ligeramente con el martillo generalmente harán evidente tal holgura. Si se sospecha de la corrosión detrás del forro, pueden ser removidas secciones pequeñas del forro. Esto permite una inspección del cuerpo y una examinación representativa del forro.

Figura 34—Deterioro del Forro Refractario Embaldosado.

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Algunos forros de refractario embaldosados se les colocan una manta de fibra de cerámica u otro aislamiento entre el cuerpo y el embaldosado. Los embaldosados rotos o que faltan, crean las rutas para el encauzamiento de cualquier líquido que sea siguiendo el forro. Esto resulta en la manera de lavar de algunos de los aislamientos. La inspección de los forros embaldosados debe incluir una inspección visual del aislamiento en las cercanías del embaldosado roto o que falta. Esto se puede hacer quitando bastante embaldosada para determinar la magnitud de las áreas dañadas.

En todos los casos donde el metal al descubierto se ha expuesto debido a fallas del forro, se debe hacer una inspección visual al metal expuesto. Si ha ocurrido corrosión, el espesor de pared remanente debe ser medido. Los instrumentos ultrasónicos son más adecuados para esta medición.

Durante la operación, los recipientes aislados internamente están a veces sujetos a la corrosión severa debido a la condensación en el cuerpo por el aislamiento. Si las temperaturas del metal del cuerpo están cerca del punto de condensación calculado del flujo de proceso, la corrosión del cuerpo debe estar bajo sospecha y debe ser verificado. Una medida correctiva usada con frecuencia es reducir el aislamiento interno o añadir aislamiento externo adicional. Se deben tomar precauciones para asegurar que las temperaturas de diseño del metal no estén excedidas cuando se utilicen estas medidas.

10.5 MÉTODOS DE MEDICIÓN DEL ESPESOR

Hay muchas herramientas diseñadas para medir espesor del metal. La selección de las herramientas utilizadas dependerá de varios factores:

a. La accesibilidad a ambos lados del área que se medirá. b. El deseo para los métodos no destructivos. c. El tiempo disponible. d. La exactitud deseada. e. La economía de la situación.

Los instrumentos ultrasónicos ahora son los medios principales de obtención de las mediciones de espesor en el equipo. La radiografía y la radiografía en tiempo real también se pueden utilizar de una manera limitada para determinar el espesor de las partes del recipiente tales como boquillas y tubería conectada. Los métodos tales como perforación de la profundidad (es decir indicadores de centinela o de agujeros), el uso de botones de corrosión, y el uso de agujeros de prueba se pueden aplicar en algunos lugares especiales. Sin embargo, estos métodos han sido substituidos generalmente por los métodos no destructivos de calibración de espesores, tal como el ultrasonido. Ambas inspecciones ultrasónicas, la medición del espesor y la detección del defecto, representa una técnica importante de inspección no destructiva.

El API 510 permite que un tratamiento estadístico de los datos ultrasónicos del espesor determine los índices de corrosión y el espesor real. Es aceptable hacer un promedio de varias lecturas individuales del espesor en un punto de prueba para determinar el espesor del mismo punto. Por otra parte, el conjunto de datos de prueba del punto se puede analizar estadísticamente para evaluar el índice de corrosión y el espesor mínimo real. Cuando se usen tales métodos, es importante que las áreas con mecanismos distintos de corrosión sean identificadas y tratadas correctamente en el proceso del análisis. Como alternativa, las técnicas de exploración proporcionan una mayor densidad de datos la cual

proporciona una mejor estadística de información. Las técnicas de exploración del flujo magnético están también disponibles, las cuales proporcionan una técnica cualitativa rápida para la detección de las pérdidas por corrosión en áreas superficiales grandes.

Las radiografías se toman con un calibrador de medida del espesor conocido, la cual demostrará en la película revelada la pieza del recipiente en cuestión. Comparando el espesor del calibrador de medida en la película con el espesor de la pieza en la película, el espesor de la pieza puede ser determinado.

El API 510 permite que una inspección en operación sea conducida en lugar de una inspección interna bajo ciertas condiciones. Cuando se utiliza este planteamiento, un número representativo de mediciones del espesor debe conducirse en el recipiente para satisfacer los requisitos para una inspección interna. Una decisión sobre el número y la localización de las mediciones del espesor debe considerar los resultados de las inspecciones anteriores, si están disponible, y las consecuencias potenciales de la pérdida de contención. En general, los recipientes con índices bajos de corrosión requerirán pocas localizaciones de mediciones del espesor comparados con los recipientes con índices más altos de corrosión. Una estrategia posible para los recipientes con corrosión general (es decir, que sea uniforme) es dividir al recipiente en sus secciones mayores de diseño (es decir cuerpo, cabezal, y boquillas) e identificar por lo menos una localización de medición para cada artículo del diseño. El número de las localizaciones de medición del espesor aumentaría progresivamente para los índices más altos de corrosión. El inspector, en una consulta posible con un ingeniero del recipiente para presión, determinaría la estrategia específica de la medición para el recipiente.

Para los recipientes de presión susceptibles a la corrosión localizada, serán requeridas las localizaciones adicionales para la medición del espesor. La selección de estas áreas adicionales se debe hacer por personal bien erudito en mecanismos localizados de corrosión.

Los botones o tapones de corrosión se fabrican de materiales altamente resistentes a la corrosión y se sujetan a la pared del recipiente en juego de dos. Las pérdidas del espesor son obtenidas colocando una regla de acero en los dos tapones y midiendo la distancia desde la parte inferior de la regla hasta la superficie del recipiente.

Donde la superficie corroída está muy áspera, los agujeros de prueba por medio de la pared del recipiente se pueden utilizar para determinar el espesor.

La perforación de la profundidad se utiliza de una manera similar para determinar los índices de corrosión. En este método, se perfora un agujero en la pared del recipiente donde se considera la mayor parte de la corrosión. La profundidad desde el pie del agujero a la superficie interior del recipiente se mide con un calibrador de profundidad. Las lecturas futuras tomadas en las inspecciones subsecuentes permitirán el cálculo de la pérdida del material debido a la corrosión. Entre las lecturas, un tapón resistente a la corrosión se atornilla en el agujero para proteger el fondo del agujero contra la corrosión.

10.6 MÉTODOS ESPECIALES PARA DETECTAR DEFECTOS MECÁNICOS

La examinación visual revelará la mayoría de los defectos mecánicos. Los métodos de partículas magnéticas (húmeda o seca) y líquidos penetrantes pueden ser útiles y han sido

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discutidos en el texto anterior. Otros métodos, tales como radiografía, ultrasonidos haz angular, sellados, y el retiro de muestra, están disponibles y se pueden utilizar cuando las condiciones se autorizasen. También, la corriente eddy, la corriente alterna, y los métodos ultrasónicos están disponibles para la detección de defectos de roturas superficiales. Estas nuevas técnicas tienen una ventaja de velocidad creciente de inspección.

La radiografía y el ultrasonido por haz angular se utilizan para analizar defectos, generalmente en las costuras soldadas, que no son visibles en la superficie del metal.

El grabado de áreas pequeñas se puede utilizar algunas veces para encontrar grietas superficiales pequeñas. Primero, la superficie debe ser limpiada con arena abrasiva. Después, la solución de grabado, generalmente un ácido, se utiliza para lavar el área bajo sospecha. Debido a la naturaleza de la reacción que resulta, cualquiera de las grietas resaltará en contraste con el área circundante.

El retiro de muestra se puede utilizar para ver las soldaduras a examinar y para investigar las grietas, laminaciones, y otros defectos. Las muestras pequeñas del metal del área afectada se quitan con herramientas de prueba circular o de soldadura. La muestra entonces se analiza con un microscopio o con una lupa normal. Si pueden limpiarse adecuadamente, las limaduras obtenidas durante la operación del corte pueden ser utilizadas en la preparación de un análisis químico del metal. El agujero dejado en la pared del recipiente por el retiro de la muestra debe ser reparado cuidadosamente, y la reparación debe ser inspeccionada completamente. La decisión para quitar las muestras debe ser hecha por alguien que sabe analizar los problemas relacionados a la reparación de los agujeros de las muestras.

10.7 CAMBIOS METALÚRGICOS Y ANÁLISIS “EN SITIO” DE LOS METALES

Los métodos usados para detectar cambios mecánicos también pueden utilizarse para detectar cambios metalúrgicos. La metalografía en el sitio se puede utilizar para detectar estos cambios con el equipo portátil de pulido y usar las técnicas de réplicas por transferencia. Las pruebas por dureza, por características químicas, y magnéticas son otros tres métodos para detectar los cambios metalúrgicos.

Los probadores portátiles de dureza se pueden utilizar para detectar tratamientos térmicos defectuosos, la carburización, la nitruración, la descarburización, y otros procesos que causen cambios en la dureza.

Las pruebas químicas locales se pueden utilizar para detectar la instalación de materiales excepto de aquellos especificados. Los productos químicos tales como ácido nítrico en concentraciones que varían son utilizados. Se limpia un punto en la superficie del metal y una gota de un producto químico es colocada sobre la superficie. Un observador experimentado puede observar las reacciones al ácido del metal que está siendo probado e identificado. Los instrumentos para la corriente eddy, para los rayos X fluorescente, para la radiación, y para la emisión de espectroscopio portátil ligero también se utilizan para la identificación del material.

Porque normalmente el acero no magnético generalmente se convierte en magnético cuando se carburiza, la carburización del acero inoxidable austenítico algunas veces puede ser detectado por un imán.

10.8 PRUEBA

10.8.1 Prueba del Martillo

En la prueba del martillo, el martillo de un inspector se utiliza como suplemento de la inspección visual. El martillo se utiliza para hacer los trabajos siguientes: a. Para verificar secciones delgadas en paredes, cabezales, y

similares del recipiente. b. Para verificar la tirantez de remaches, de pernos, de soportes,

y similares. c. Para verificar si hay grietas en forros metálicos. d. Para verificar si hay falta de unión en forros de concreto o

refractarios. e. Para quitar las acumulaciones de escamas para la inspección

del punto. El martillo es utilizado para estos trabajos golpeando o

pinchando ligeramente el objeto que está siendo examinado y observando el sonido, la sensación, y el resultado de la muesca del golpe. La fuerza apropiada del golpe que se utilizará para los varios trabajos se puede aprender solamente con experiencia. La prueba del martillo se utiliza mucho menos hoy que anteriormente. No se recomienda la prueba con martillo en objetos que están bajo presión. También, la tubería contra corriente de una cama del catalizador no debe ser martillado, ya que el martilleo podría hacer caer las escamas o escombros y causar obstrucción.

10.8.2 Prueba a Presión y al Vacío

Cuando se fabrica un recipiente para presión, se prueba para la integridad y la tirantez de acuerdo con el estándar o código de construcción a la cual fue construida. (Además de la integridad y la tirantez, la prueba de presión también puede dar lugar a la redistribución beneficiosa del esfuerzo en los defectos.). Estos métodos de prueba también se pueden utilizar para la inspección subsiguiente para saber si hay roturas y para verificar posteriormente el trabajo de reparación. Cuando el trabajo importante de la reparación tal como la sustitución de un cabezal, una boquilla grande, o se realiza una sección de la placa del cuerpo, el recipiente debe ser probado como si fuera instalado de nuevo. En ciertas circunstancias, los requisitos aplicables del código de construcción para la inspección de recipientes en servicio también requieren la prueba de presión periódica, aun cuando ningún trabajo de reparación se haya aplicado. Para las reglas del código referente a las pruebas para recipientes en servicio, ver API 510 y NB-23. El Código ASME, aunque es un nuevo código para fabricación de recipiente, se puede seguir en el principio de muchos casos.

Un recipiente grande y sus soportes estructurales no se pueden diseñar necesariamente para soportar el peso del recipiente cuando se llena de agua. Si puede soportar este peso debe ser determinado antes de que se haga una prueba hidrostática. Si el recipiente o sus soportes son inadecuados para una prueba hidrostática, entonces una prueba neumática puede ser considerada.

La prueba de presión consiste del llenado de un recipiente con líquido o gas y el incremento de una presión interna a un nivel deseado. La presión y los procedimientos usados deben ser de acuerdo con los requisitos aplicables del código de construcción consistente con el espesor existente del recipiente y de las eficiencias apropiadas de las juntas. (Según lo observado en el texto precedente, algunas veces las reglas para la inspección en

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servicio también requieren pruebas periódicas de presión, aun cuando no haya trabajo necesario de reparación). Cuando los recipientes para presión forman parte de un componente de una unidad de operación, algunas veces toda la unidad entera es probada por presión. Se utiliza agua o aceite como un medio de la prueba y las bombas de carga de la unidad se utilizan para proporcionar la presión de la prueba. Mientras el recipiente o los recipientes están bajo presión, las superficies externas se les dan un cuidadoso examen visual por las fisuras y las indicaciones de deformación.

En años recientes, el análisis de la emisión acústico se ha desarrollado para el uso conjuntamente con la prueba de presión o durante el enfriamiento del equipo. Cuando el equipo de emisión acústica se utiliza en un recipiente de baja presión en una condición tensionada, es posible determinar la integridad estructural total del recipiente. Este método puede ser especialmente útil para recipientes de diseño complejo o donde el contenido del recipiente no se puede quitar fácilmente para permitir una inspección interna. Al probar neumáticamente, un detector ultrasónico de fuga o unas soluciones jabonosas o ambas se deben utilizar para ayudar a la inspección visual. La solución jabonosa se pone sobre las costuras y uniones del recipiente. Entonces el recipiente es examinado con el fin de encontrar evidencia de burbujas como una indicación de fuga.

Un detector ultrasónico de fuga se puede utilizar para tomar las fugas en las uniones y al igual que en los lugares donde no se pueden alcanzar con una solución jabonosa sin los andamios o el equipo similar. Las fugas muy pequeñas se pueden detectar y localizar con el detector de fuga.

A menudo un recipiente que opera en vacío puede ser probado por presión. Cuando es factible, la prueba de la presión es el método de prueba preferido ya que las fugas de una fuente interna de presión se localizan más fácilmente. Cuando la prueba de presión no es factible, un recipiente en vacío se puede probar por las fugas con bombas evacuadoras o de vacío que están instaladas en la unidad y utilizadas para crear un vacío. Si se puede llevar a cabo el vacío por un tiempo especificado después de cerrar las bombas evacuadoras o de vacío, es posible que el recipiente esté libre de fugas. Si el vacío no puede ser sostenido, se presentan las fugas. Sin embargo, ya que este método no da ninguna indicación de las ubicaciones de fugas, una búsqueda, la cual puede ser difícil, entonces se tiene hacer algo para localizar las fugas.

La consideración se debe dar a la temperatura en la cual se hace la prueba. Muchos de los aceros comunes usados en la fabricación exhiben una reducción severa en resistencia al impacto a bajas temperaturas. El API 510 recomienda que los recipientes construidos con estos aceros sean probados en temperaturas no menores de 30° F (15°C) arriba de la temperatura mínima del metal de diseño para recipientes que tengan más de 2 pulg. (5 cm) de espesor, o 10°F (5°C) arriba para los recipientes que tengan un espesor de 2 pulg. o menos. La temperatura de prueba no debe exceder 120°F (49°C), a menos que haya información sobre las características frágiles del material del recipiente para indicar la aceptabilidad de una temperatura de prueba más baja o la necesidad de una temperatura de prueba más alta (ver API RP 579).

Cuando se conducen las pruebas de presión hidrostática o neumática, es una buena práctica de seguridad para todo el

personal no relacionado con la prueba de permanecer fuera del área hasta que se termina la prueba y la presión esté liberada. El número del personal de inspección en el área se debe limitar al número necesario para el desarrollo de la prueba. Cuando se hacen las pruebas de presión neumática, deben seguirse las recomendaciones señaladas en el Código ASME.

10.8.3 Prueba a Intercambiadores

Cuando quitan a un intercambiador de su servicio, por lo regular es conveniente aplicar una prueba a una parte del cuerpo o una parte del tubo antes de desmontarlo. Una fuga puede detectarse por la observación en un punto del desagüe, por ejemplo en una boquilla desconectada más abajo o una purga abierta. Generalmente, la prueba debe realizarse por algún tiempo antes de que una fuga pequeña se presente. Si el intercambiador fugó, entonces es parcialmente desmantelado y se aplica otra vez la prueba Por ejemplo, al probar un intercambiador de cabezal flotante con la presión en los tubos, el retiro de la tapa del cuerpo revelará el origen si la fuga está en la junta, en los pernos de ajuste, o en las láminas del tubo en el cabezal flotante. Esta prueba normalmente no distinguirá entre las fugas del tubo con doblez con la lámina inmóvil del tubo y estas a las paredes traspasadas de los tubos, al mismo tiempo estas partes no son visibles aún cuando el paquete de tubo está en el cuerpo. Una prueba aplicada al cuerpo de un intercambiador con cabezal flotante, con la tapa del conducto abierta revelará fisuramiento en los dobleces del tubo dentro de la lámina inmóvil del tubo, pero no identificará claramente el origen de la fuga en los dobleces flotantes por la lámina del tubo o las fugas en las juntas del cabezal flotante. En muchos casos, los intercambiadores que no utilizan un cabezal flotante son construidos así para que una prueba de una parte del cuerpo aplicado al intercambiador parcialmente desmontado permita la detección individual de tubos y sus tapones con fuga. También, los dobleces de los tubos con fuga en cualquier extremo pueden ser detectados y se vuelven a doblar. Los intercambiadores con cabezales flotantes no permiten la detección individual de tubos con fuga ni tienen acceso a ambos extremos del tubo durante una prueba una parte del cuerpo. Un anillo de prueba se utiliza algunas veces para estos intercambiadores. Éste es un dispositivo que convierte temporalmente el arreglo del intercambiador parcialmente desmontado en un arreglo doble fijo de la lámina en tubo.

En algunos casos, la prueba de fuga se realiza en cada tiempo muerto. La valoración de la condición del tubo también se puede realizar usando la exploración de las herramientas para la detección. La variedad de las herramientas disponibles incluye los equipos de prueba para la corriente eddy, la corriente eddy de campo lejano, el flujo magnético, el láser y el ultrasonido. Estas tecnologías se pueden utilizar para detectar la erosión, la corrosión, las picaduras y agrietamientos en tubos. Si se encuentran tubos con fuga, se localizan y se tapan, y el paquete retorna a su servicio. Este procedimiento debe ser repetido hasta que no se descubra nuevas fugas: pueden ser requerida varias repeticiones. Si el número de tubos obstruidos interfiere con el uso eficiente del intercambiador, el paquete debe volverse a entubar. Cuando se encuentra la fuga por primera vez en un servicio dado, la inspección se puede realizar para determinar la naturaleza del deterioro. Después de que se hayan acumulado los expedientes históricos, se realiza la inspección solamente cuando

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el número de tubos tapados indica que el momento del reemplazo puede estar próximo. Cuando se toma una decisión para volver a entubar, se emplea la inspección para determinar qué partes pueden ser salvadas y ser reutilizadas y cuáles requieren reemplazo.

Es habitual probar un intercambiador durante el montaje. Donde se vuelve a realizar el entubamiento, se puede aplicar una prueba al intercambiador parcialmente montado para detectar individualmente las fugas del doblez. En todo caso, se aplica normalmente una prueba final en el cuerpo y parte de los tubos del intercambiador montado.

Con frecuencia, un paquete será probado mientras esté fuera del cuerpo. En este caso, el conducto y las tapas flotantes del tubo de lámina se dejan en el lugar. Este método hace la observación para las fugas más fáciles pero hace necesario una prueba separada del cuerpo.

Cuando algunas de las partes están bajo la presión de la prueba, las superficies externas, uniones en doblez, y uniones de juntas se dan una meticulosa examinación visual. Las fugas y la distorsión de las partes pueden encontrarse por medio de la prueba de presión.

El equipo especial está disponible para probar individualmente los tubos del intercambiador. Un ejemplo de este equipo se muestra en la Figura 35.

Las presiones a ser utilizado cuando se pruebe dependerán de las presiones de operación y diseño de la unidad. Estas presiones deberán ser determinadas localmente de acuerdo con la práctica individual o con los requisitos jurisdiccionales. Antes de aplicar la presión a la parte del cuerpo solamente de un intercambiador, el inspector debe asegurarse que los tubos del paquete son del espesor de pared suficiente para soportar la presión externa. Además la presión de prueba de parte del conducto y la presión de prueba de parte del cuerpo se debe verificar una contra la otra y deben tomarse con cuidado una o la otra parte del intercambiador y no ejercer presión excesiva cuando se pruebe. Particular cuidado se debe tomar con cualquier intercambiador de alta presión donde las láminas para tubo fueron diseñadas para presión diferencial base.

Cuando el agua se utiliza para conducir una prueba de presión, debe ser tomado con cuidado para quitar toda el agua del equipo. Cuando el agua no puede ser quitada totalmente, puede ser necesario agregar inhibidores químicos de corrosión para prevenir el potencial para la corrosión microbiológica mientras el equipo está fuera de servicio.

En algunos casos puede ser preferida o deseada la prueba de fuga al intercambiador en el cuerpo y tubo mientras está en servicio. Los métodos para conducir esta prueba incluyen la inyección de un gas o de un material trazador del líquido en la parte más alta de la presión de flujo del intercambiador. Si el agua de enfriamiento es el flujo de una presión más baja, puede ser posible determinar el contenido de hidrocarburo en aguas arriba y abajo del intercambiador.

10.9 LÍMITES DE LOS ESPESORES

Los límites de la pérdida de la pared, debido a la corrosión y otros mecanismos de deterioro que pueden ser tolerados deben ser conocidos, o una inspección perderá mucho de su valor. Los dos factores más importantes de este problema son los siguientes:

Figura 35—Pasos en el Uso del Equipo Especial para la

Prueba de Fluxerías Individuales

a. El espesor de retiro de la parte considerada. b. El índice del deterioro.

Antes de determinar el espesor límite o de retiro de las partes de cualquier recipiente para presión, que el recipiente será clasificado por debajo del código y su edición y si hay algunas regulaciones con respecto a límites y a reparaciones permisibles deben ser determinadas.

Hay variables muy importantes, tales como tamaño, forma, material, y método de construcción, que afectan el espesor mínimo permisible. API 510 reconoce que el índice de corrosión, las tolerancias de corrosión, la reposición, y la valoración del componente metodológica emitida por ASME Sección VIII, División 2 pueden todos ser utilizados para establecer el retiro y el criterio de inspección siguiente. Por esta razón no es posible en este documento presentar un solo sistema de espesor mínimo o de retiro. API 510 contiene orientación adicional sobre el grado de los recipientes para presión.

Cuando la corrosión o la erosión están causando deterioro, el índice de pérdida del metal generalmente puede ser obtenido por comparación de expedientes consecutivos de inspección. Los datos y las gráficas que muestran esta información se deben guardar con los expedientes del recipiente. En muchos casos, la automatización de datos de la inspección ha sido provechosa en la rápida determinación del índice de corrosión y en la estimación de las fechas del retiro. La capacidad de predecir cuando un recipiente alcanzará un espesor de retiro es importante. La programación de las reparaciones y las sustituciones serán muy influenciados por tales predicciones. Cuando el límite seguro del espesor se aproxima o se alcanza, la acción decisiva es necesaria. En algunos casos las decisiones tendrán que ser tomadas rápidamente sin mucho tiempo para el estudio o consideración y revisión por otros. El espesor mínimo o los métodos para calcular el espesor se debe de conocer por

Paso 1

Paso 2

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adelantado en cada recipiente. Debe observarse que diversas partes de un recipiente pueden tener diferentes espesores de retiro. La valoración basada en riesgos de los datos podía ser valiosa.

La mayoría de los recipientes se construyen con un cierto espesor en excedente de lo requerido en las paredes del cuerpo y de los cabezales para soportar las presiones de operación internas. Este espesor puede resultar a partir de cualquiera de las contribuciones siguientes:

a. Espesor en exceso agregado deliberadamente en el diseño como tolerancia de la corrosión. b. Espesor en exceso como resultado del uso de un espesor nominal en placa bastante exacto, valor calculado más pequeño. c. Espesor en exceso como resultado del ajuste del espesor mínimo de la placa para los propósitos de construcción. d. Espesor en exceso como resultado de un cambio en el servicio del recipiente: una reducción del ajuste de la válvula de seguridad, la temperatura máxima del metal, o ambas.

PRECAUCIÓN: En algunos casos, el exceso del espesor del cuerpo o las placas del cabezal es utilizado por el diseñador como refuerzo de la unión.

Ya que el Código ASME es un estándar de diseño y de construcción para recipientes, los métodos para calcular el espesor de retiro de muchos accesorios de los recipientes para presión no los incluye. Algunas de estas partes son las bandejas, soportes internos de las bandeja, válvulas, rejillas, bafles, escaleras, y plataformas. Para algunos de este equipo, generalmente hay métodos aceptados para fijar de espesor de retiro. El espesor mínimo se debe desarrollar para todo este equipo. La consecuencia de la falla posible del equipo debe ser considerada cuando se fijan éstos límites. La seguridad es el factor primario que afecta el espesor de retiro. Después de la seguridad, las operaciones continuas y eficientes se convierten en un factor. (Se debe consultar el API RP 574 para la inspección de algunas de las partes mencionadas en el texto precedente.)

Ya que se consideran como parte del límite de presión retención, ningún espesor mínimo es señalado para los forros metálicas aplicadas. Mientras el resto del forro libre de fugas o no requiera de reparaciones excesivas, deba estar satisfactorio para el servicio adicional.

En el caso de intercambiadores, los valores mínimos de espesor deben desarrollarse para tubos, láminas para tubo, canales, cubiertas, y otras partes del intercambiador de presión retención. La consecuencia de la falla posible de tales partes debe ser considerada cuando se fijan estos límites. La seguridad es el factor primario que afecta el espesor de retiro para este equipo. Normalmente, la falla de partes internas, tales como varios componentes del paquete de tubos, no implica un peligro; por lo tanto, la operación continua y eficiente es el factor que gobierna en los límites establecidos del retiro de las partes internas. Algunas partes, tales como bafles, pueden estar servicio continuo hasta que fallen, y los tubos necesitan no estar tapados o sustituirlo hasta que la perforación real ocurra.

11 Métodos de Reparación

Aunque la reparación y el mantenimiento no son partes de la inspección, las reparaciones que afectan el grado de la presión de un recipiente y que requieren la re-inspección por razones de seguridad son de preocupación.

Antes de que cualquier reparación sea hecha a un recipiente, deben ser estudiados los códigos y estándares aplicables bajo cuál debe estar clasificada para asegurar que el método de reparación no viole los requisitos adecuados. El API 510 establece hacia delante los mínimos requisitos de reparación de la industria petrolera y procesos químicos y es reconocido por varias jurisdicciones como el código apropiado para la reparación o la modificación de los recipientes para presión con petróleo o de productos químicos.

Nota: Algunas jurisdicciones requieren que las reparaciones y las modificaciones soldadas sean hechas por una organización con un sello “R” apropiado del National Board, generalmente de acuerdo con NB-23 y acompañadas con la terminación y la clasificación del Nacional Board Form R-1 con la jurisdicción.

Los defectos que la reparación requiere y los procedimientos de reparación empleado deben ser registrados en el cuaderno de campo y más adelante en los expedientes permanentes mantenidos acerca del recipiente (ver API 510 para las hojas de registro de la reparación y alteración de la muestra o referirse a los requisitos jurisdiccionales). La mayoría de las reparaciones en el cuerpo y los cabezales de un recipiente son hechas para mantener la resistencia y seguridad del recipiente, por lo tanto requerirán la reinspección, y pueden requerir la radiografía, relevado de esfuerzo, o ambas. Un examen visual rápido del resto de las reparaciones es también deseable para cerciorarse de que se han terminado.

Es importante que la causa del problema requiera que la reparación sea determinada. El tratamiento de la causa por la condición del deterioro causará, en muchos casos, problemas a prevenir en lo futuro.

Las reparaciones hechas con soldadura en el cuerpo y los cabezales de un recipiente deben ser inspeccionadas: La inspección debe incluir una verificación por la finalización y por la calidad. Normalmente, una examinación visual será suficiente para las reparaciones menores; sin embargo, los métodos de partículas magnéticas y líquidos penetrantes se deben utilizar en las reparaciones más importantes, y si procede por el código de construcción aplicable, también serán realizadas las examinaciones radiográfica o ultrasónica por haz angular.

Después de que se terminen las reparaciones, una prueba de presión será aplicada si el inspector autorizado para Recipientes para Presión del API cree que ésa sea necesaria. Una prueba de presión se requiere normalmente después de una alteración. El API 510 proporciona los detalles adicionales sobre requisitos de la prueba de presión.

La reparación de los agujeros de prueba realizados por alguna herramienta debe ser inspeccionada de cerca. La calidad de la soldadura en tales reparaciones es probable que sea pobre a menos que estén controladas cuidadosamente. Por lo tanto, el retiro de las muestras para la inspección de la soldadura debe evitarse si es posible.

Las secciones de las placas del cuerpo se pueden substituir para quitar áreas localmente deterioradas. La eficiencia de la unión del remiendo debe ser igual o mayor que la eficiencia de las uniones original en el cuerpo.

Las grietas en las paredes o cabezales del recipiente pueden ser reparadas por desconchamiento, con flama, por arco, o por ranura mecánica, o esmerilando la grieta de punta a punta y después soldar. Debe ser utilizado con cuidado con la flama y en ranura con arco, al igual que el calentamiento puede causar la

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grieta como agrandarla o alargarla. Si una grieta se extiende completamente a través de la placa, puede ser apropiado hacer una ranura de ambos lados de la placa. En cualquier caso, el retiro completo de la grieta es absolutamente esencial antes de que se inicie la soldadura. Las técnicas de partículas magnética o los líquidos penetrantes se deben emplear para asegurar el retiro de la grieta. Si varias grietas ocurren en cualquier placa, puede ser acertado reemplazar la placa entera. Las reparaciones de las grietas en soldaduras se deben verificar cuidadosamente. Si el metal restante, después del retiro del defecto, proporciona una adecuada resistencia y protección a la corrosión, la reparación puede ser terminada sin soldadura estrechando y combinando los bordes de la cavidad.

Las picaduras dispersas en los recipientes para presión son reparadas mejor con soldadura. Como medios de reparación temporal, los materiales propietarios a base de epóxico están libres de que pueden estar repletos de picaduras para prevenir la corrosión adicional. Este material debe ser capaz de resistir las condiciones del servicio. En todos los casos, las picaduras se deben limpiar bien, preferiblemente con chorro de arena abrasiva, antes de que se reparen.

Nota: Cuando se considere el uso de este método, el inspector debe estar satisfecho que las picaduras no son lo bastante grande o bastante cerca a la vez para que represente una disminución general al componente del recipiente. Ver la subsección sobre la evaluación de la corrosión y del espesor mínimo en API 510.

La reparación de accesorios tales como plataformas, escaleras, y escalinatas generalmente consistirán en el reemplazo de partes excesivamente gastadas. Los peldaños de la escalinata que han sido gastados sin complicaciones pueden agrietarse por poner puntos de soldadura en las superficies gastadas. También, los recubrimientos propietarios que contienen un material de arena tipo están disponibles.

Los forros son reparados reemplazando las partes que son corroídas totalmente o agrietadas. Las reparaciones de los forros metálicos requieren de la soldadura. La inspección visual de la soldadura después del retiro cuidadoso de la escoria normalmente será suficiente verificando la calidad de la soldadura, a menos que los requisitos del código especifiquen la examinación con radiografía, líquidos penetrantes, partículas magnéticas, u otras examinaciones de la soldadura.

12 Registros e Informes

12.1 REGISTROS

Los registros de inspección son requeridos por API 510, NB-23 y jurisdicciones. Estos registros forman la base de un

programa planeado de mantenimiento, y son muy importantes. Un archivo completo de registro debe contener tres tipos de información:

a. Datos básicos (es decir, registros permanentes por API 510). b. Notas de campo. c. Los datos que acumulan en el “archivo continuo” (es decir los registros progresivos por API 510).

Los datos básicos incluyen los dibujos del fabricante, datos informes y especificaciones, información del diseño, y los resultados de algunas pruebas y análisis de los materiales.

Las notas de campo consisten de notas y mediciones registradas en el sitio en formatos preparados (ver el Apéndice B) o en un escrito en cuaderno de campo o electrónico. Estas notas deben incluir en forma áspera un registro de la condición de todas las partes inspeccionadas y las reparaciones requeridas.

El archivo continuo incluye toda la información sobre la historia de la operación del recipiente, descripciones y mediciones de las inspecciones anteriores, tablas del índice de corrosión (suponiendo que algunos), y los registros de reparaciones y de reemplazos.

Cómo se indicó anteriormente, algunas organizaciones han desarrollado el software para el almacenaje, el cálculo, y la recuperación automatizada de los datos de la inspección. Cuando los datos se mantienen actualizados, estos programas son muy eficaces para establecer los índices de corrosión, fechas de retiro, y calendario. Los programas permiten la evaluación rápida y comprensiva de todos los datos de la inspección acumulada.

12.2 INFORMES

Las copias de los informes que recomiendan reparaciones se deben enviar a todos los grupos de gerencia, los cuales incluirían normalmente la ingeniería, la operación, y los departamentos de mantenimiento. Éstos los informes deben incluir la localización, la magnitud, y las razones de las reparaciones recomendadas.

Los informes generales de la inspección (ver Apéndice B) se pueden enviar a las partes interesadas, tales como a operación, a mantenimiento, y a departamentos de ingeniería. Que las partes interesadas están acostumbradas a depender de la organización de la planta o de la compañía. Estos informes deben incluir las mediciones de espesor del metal, los índices de corrosión, las descripciones de las condiciones encontradas, las reparaciones requeridas, y las condiciones permisibles de operación, las estimaciones de la vida restante, y algunas recomendaciones. Los informes a veces especiales que cubren condiciones inusuales pueden ser circulados.

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APÉNDICE A—INTERCAMBIADORES

A.1 General

Los intercambiadores son utilizados para reducir la temperatura de un fluido por transferencia de calor a otro fluido sin mezclarlos. Los intercambiadores son llamados como condensadores cuando la temperatura de un vapor se reduce al punto donde algunos o todo el vapor llega a convertirse en líquido por la transferencia del calor a otro fluido, generalmente agua. Cuando un fluido caliente es enfriado a una temperatura más baja a lo deseado por la transferencia del calor a otro fluido, por lo regular agua, el intercambiador es denominado por regla general como enfriador. Cuando se utiliza el aire para reducir la temperatura de un líquido caliente a una temperatura más baja a lo deseado, el intercambiador es denominado como un enfriador por aire. Las Figuras A-10 y A-11 ilustran las partes y tipos de un intercambiador de calor.

A.2 Intercambiadores en Paquete de Cuerpo y de Fluxería

A.2.1 GENERAL

Hay varios tipos de intercambiadores en paquete de cuerpo y de fluxería. Generalmente, la fluxería está unida a una placa para fluxería por rolado. Un tubo de la fluxería adecuadamente rolado se muestra en la Figura A-1. La fluxería puede ser rolada y soldada o unida por medio de collarines. Las características físicas de los fluidos tales como la temperatura determinan el tipo de fluido usado para un servicio particular. Una descripción de algunos de los tipos de intercambiadores de uso general y los factores que influyen en su selección son:

A.2.2 UNA PLACA PARA FLUXERÍAS FIJA CON UN CABEZAL FLOTANTE

Un tipo de intercambiador consiste de un cuerpo cilíndrico embridado en ambos extremos, un paquete de fluxerías en una placa para fluxerías en ambos extremos, un conducto, una tapa

Figura A-1—Fluxería Rolada Adecuadamente

para el conducto, una tapa para el cabezal flotante por un extremo del paquete de fluxería, y una tapa para el cuerpo. El diámetro de una placa para el paquete de fluxerías es bastante pequeño para pasar a través del cuerpo cilíndrico. El diámetro de la otra placa para la fluxería es bastante grande para que afecte a una superficie empaquetada de una brida del cuerpo o puede ser una parte integral del conducto. El paquete de fluxería es insertado en el cuerpo con la placa para fluxería grande junto a una brida del cuerpo. El conducto es atornillado a la brida del cuerpo la cual sostiene a la placa para fluxería en el lugar. El conducto y los cabezales flotantes pueden ser divididos de manera que el líquido entrante fluya a través de algunos de los fluxes y retorne a través de otros fluxes al conducto. El número de divisiones y el número de fluxes de paso del flujo variarán con el diseño. El flujo a través del cuerpo es dirigido por los bafles según lo deseado. Puesto que el extremo del tubo flotante es libre de moverse en el cuerpo, este tipo de construcción permite la expansión y la contracción con los cambios de temperatura. Éste es el tipo de intercambiador de calor más comúnmente usado.

A.2.3 DOS PLACAS PARA FLUXERÍAS FIJAS

Los detalles de construcción para un Iintercambiador con dos placas para fluxerías fijas son similares a las del tipo placa para fluxerías flotante; sin embargo, ambas placas son fijas y las fluxerías son instalados y rolados después de que las placas estén en su lugar. El lado del cuerpo no se puede exponer para la limpieza. Por lo tanto, es limitado para el servicio de limpieza o al servicio susceptible a la limpieza química. Porque ambas placas para fluxerías están fijas, el intercambiador es limitado a las expansiones y a las contracciones pequeñas a menos que se suministre una junta de expansión para el cuerpo.

A.2.4 UNA PLACA TUBULAR FIJA CON FLUXERÍAS EN "U"

Un intercambiador con fluxería en forma de "U" tiene fija una placa para fluxería con la fluxería doblada en forma de “U” larga en lugar del cabezal flotante. Estos intercambiadores tienen la misma libertad de expansión y contracción como el tipo de cabezal flotante. El servicio de limpieza se limita generalmente a un lado debido a la dificultad de limpiar mecánicamente el interior de la fluxería en forma de "U". La limpieza química, el chorro abrasivo con arena sílica, o el chorro de agua puede ser utilizada satisfactoriamente si se hace con cuidado para no permitir que las fluxerías vayan a taparse totalmente.

A.2.5 INTERCAMBIADORES DE DOBLE PLACAS PARA FLUXERÍAS

En ciertos servicios donde incluso al momento de la fuga de un fluido en otro no puede ser tolerada, se emplea a veces la construcción de una doble placa para fluxerías del intercambiador. Como su nombre lo indica, las dos placas para fluxerías son utilizadas juntas con solamente una separación pequeña de 1 pulgada o menos, entre ellas. La fluxería está enrollada en ambas placas. La placa para fluxerías exterior es unida al conducto, y la placa para fluxería interna se fija al cuerpo. El propósito de este arreglo es por causa de que exista alguna fuga del enrollado de la fluxería y llegue a exudar en el espacio entre las dos placas tubulares, así se previene la

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contaminación de un fluido por el otro. Esta construcción es aplicable solamente donde no haya placa para fluxería flotante. Por lo tanto, puede ser utilizada solamente con un intercambiador con fluxería en forma de "U".

A.2.6 RECALENTADORES Y EVAPORADORES

Los detalles de construcción de los recalentadores y de los evaporadores son iguales que cualquier otro intercambiador con una placa para fluxería fija, con la excepción de que los recalentadores horizontales tienen un espacio grande de vapor sobre el paquete de fluxería. Son utilizados para producir vapor de líquidos pasando un fluido caliente a través de la fluxería.

A.2.7 CALENTADORES DE AGUA

Los calentadores de agua pueden ser del tipo de cabezal flotante, del tipo de fluxería en "U", o del tipo de placa para fluxería fija. Son utilizados para calentar el agua para la alimentación de la caldera o para otros propósitos intercambiando calor de un líquido caliente.

A.2.8 CONSTRUCCIÓN

Los intercambiadores están equipados de bafles o placas de soporte, el tipo y diseño que varían con el servicio y la carga de calor al intercambiador está destinado para manejarlo. Las mamparas de paso están instaladas generalmente en los conductos y algunas veces en las tapas de la placa para fluxería flotante para proporcionar un flujo múltiple a través de la fluxería. El flujo a través del cuerpo puede ser de un solo paso, o pueden instalarse los bafles longitudinales para proporcionar pasos múltiples. Lo incomprensible utilizado en el cuerpo determinará la localización y número de boquillas requeridas para el cuerpo. Las Figuras A-10 y A-11 muestran varios arreglos de conductos y de bafles del cuerpo. Con frecuencia, una placa como bafle de choque o un bafle de barra está situada debajo de la boquilla de entrada del cuerpo para prevenir el choque de líquido entrante en la fluxería adyacente.

Los fluxerías se pueden ordenar en la placa con una base cuadrada o triangular. Cuando el fluido circula alrededor del exterior de las fluxerías puede coquizar o formar otros depósitos sucios en las fluxerías, generalmente se utiliza la base cuadrada. El arreglo cuadrado de la base permite un acceso mejor para la limpieza entre las fluxerías.

A.3 Paquetes de Fluxería Expuesta

A.3.1 GENERAL

Los paquetes de fluxería expuesta son utilizados para el condensado o el enfriamiento y se pueden localizar debajo del agua de rociadura o pueden estar sumergidos totalmente. También pueden ser utilizados como calentadores, particularmente en los tanques donde están sumergidos en el líquido.

A.3.2 UN PAQUETE DE FLUXERÍA EXPUESTO BAJO UNA TORRE DE ENFRIAMIENTO

La fluxería expuesta ordenada en paquetes compactos pueden ser colocadas debajo de una torre de enfriamiento: en este arreglo, el agua de la torre circula sobre la fluxería, y el agua calentada se regresa a la parte superior de la torre para enfriarse y la reutiliza. Esta colocación de los paquetes de fluxes es la más efectiva en un clima con una humedad relativa baja la cual resulta en un efecto evaporativo máximo.

A.3.3 UN PAQUETE DE FLUXERÍA EXPUESTO BAJO CABEZALES DE ROCIADORES

Las cabezales de rociadores se pueden instalar sobre un paquete de fluxería expuesto para proporcionar una distribución uniforme del agua sobre loas fluxerías (esto representa una modificación del método descrito en A.3.2). Un tanque de recepción es situado debajo del paquete de fluxería para usarlo principalmente cuando el agua está naturalmente bastante fresca para permitir la recirculación sin el enfriamiento adicional. Donde el agua es abundante, este tipo de enfriamiento se puede utilizar sin un tanque de recepción, permitiendo que el agua usada desagüe en un sistema de tratamiento.

A.3.4 SECCIONES DE LA FLUXERÍA DESPROTEGIDAS Y SUMERGIDAS

Cuando se sumergen las secciones desprotegidas de la fluxería, las secciones se montan vertical u horizontalmente dentro de una caja. El fluido caliente entra en la parte superior de los cabezales en las instalaciones verticales y en la sección más alta en las instalaciones horizontales. En cualquier instalación, el fluido enfriado se va al fondo. El agua enfriada entra cerca del fondo de la caja, y el agua calentada se desborda a un vertedero cercano a la tapa de la caja. Este arreglo produce flujo de contracorriente resultando en un enfriamiento máximo con el uso mínimo de agua.

Las secciones sumergidas son utilizadas sobre todo cuando un líquido caliente deja al enfriador la probabilidad de dar lugar a condiciones peligrosas si el abastecimiento de agua falla. Un volumen grande de agua en la caja de enfriamiento daría un enfriamiento parcial por un período prolongado y daría tiempo para un paro de operación si fuera necesario.

A.4 Calentadores de Tanque de Almacenamiento

La versión de fluxería en paquete para calentador de tanque se construye en tres tipos generales para las instalaciones siguientes: a. Instalación fuera del tanque. b. Instalación parcialmente dentro del tanque. c. Instalación totalmente dentro del tanque.

Los dos primeros son instalaciones de calentadores de línea de succión, y el tercero (Figura A-2) calienta el contenido completo del tanque.

A.5 Intercambiadores con Aire Enfriado

Una unidad con aire enfriado es similar a una unidad de paquete de fluxería al descubierto: sin embargo, el aire se utiliza como un medio de enfriamiento. En un armazón de acero están ubicadas una hilera de fluxería a través de la cual el aire circula por medio de un ventilador colocado arriba o debajo de la hilera de fluxerías (un ventilador arriba de la hilera de fluxería se refiere generalmente como un enfriador inducido por corriente de aire y un ventilador debajo de la hilera de fluxería generalmente está atribuido como un enfriador forzado por la corriente de aire). Estos enfriadores se pueden utilizar para el condensado o enfriamiento de vapores y de líquidos y están instalados donde el agua está escasa o por otras razones. La Figura A-3 ilustra unos intercambiadores enfriados por aire. (El Estándar API 661 cubre los requisitos mínimos para el diseño, materiales, fabricación, inspección, prueba, y preparación para la entrega inicial.)

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Figura A-2—Tipo de Paquete de Fluxería para

Calentador de Tanque

A.6 Serpentines de Línea de Fluxería

A.6.1 GENERAL

Los serpentines de línea de fluxerías son de dos tipos:

a. Serpentines de doble línea de fluxería. b. Serpentines una sola línea de fluxería.

A.6.2 SERPENTINES DE DOBLE LÍNEA DE FLUXERÍA

A.6.2.1 General

Los serpentines de doble línea de fluxería son usados cuando la superficie requerida es pequeña, porque son más económicas que del tipo cuerpo o tubo del intercambiador en tal servicio. También se utilizan donde se encuentran las presiones

extremadamente altas, porque su diámetro pequeño y su forma cilíndrica requiere un espesor de pared mínimo.

A.6.2.2 Serpentines de Doble Línea de Fluxería para Servicio de Limpieza

Los serpentines de doble línea de fluxería para servicio limpio consisten en fluxerías dentro de fluxerías (véase la Figura A-4). Las fluxerías internas son conectadas por un extremo por curvas de retorno que se adjuntan con las curvas de retorno que conectan las fluxerías externas de la misma unidad del serpentín. En el extremo opuesto, las fluxerías internas sobresalen más allá de la fluxería externa y a través de un cierre ajustado para prevenir fuga. Las fluxerías internas llegan hasta el extremo de la fluxería de más diámetro o son conectados con las unidades adyacentes con las curvas de retorno expuestas. Las fluxerías externas son conectadas con la fluxería o con las colindantes externas por medio de boquillas de ramales embridadas.

A.6.2.3 Serpentines de Doble Línea de Fluxería para Servicio Sucio

Los serpentines de doble línea de tubería para servicio sucio (serpentines de tipo raspador) son idénticas a los serpentines de doble fluxería para servicio limpio con la excepción de que un raspador es agregado al interior de la cámara. Cada fluxe interno es equipado de raspadores montados en una barra o un eje que se extiende a lo largo del tubo. La barra se sigue a lo largo de las curvas de retorno en cada extremo. Para prevenir fuga, un asiento para la barra se tapa en un extremo y, un asiento y una caja de material de relleno son usados en el otro extremo. Las barras y los raspadores son girados por una cadena para rueda dentada conducida de alguna forma por el primer motor, generalmente un motor eléctrico.

Figura A-3—Intercambiadores Enfriados por Aire

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A.6.3 SERPENTINES DE UNA LÍNEA DE FLUXERÍA

A.6.3.1 General

Los serpentines de una línea de fluxería se utilizan en varias maneras diferentes, pero esencialmente todos son de recorrido continuo de fluxería a través de las cuales fluye un medio que es enfriado o calentado.

A.6.3.2 Serpentines para Condensadores y Enfriadores

Los serpentines para condensador o enfriador consisten de una fluxería continua o una serie de fluxerías instaladas en una caja a través de la cual fluyen las aguas frías. El serpentín o los serpentines reposan sobre soportes en la caja y están libres para moverse por cualquier expansión o contracción. El agua entra cerca del fondo de la caja y se desborda a un vertedero cercana a la parte superior.

A.6.3.3 Serpentines Refrigerantes

Los serpentines muy fríos son instalados en recipientes cilíndricos para enfriar un producto por debajo de la temperatura atmosférica. Generalmente un refrigerante circula a través de los serpentines para lograr el enfriamiento. La fluxería puede ser enrollada cerca de la periferia interna del recipiente y extenderse desde el fondo hasta la parte superior o puede colocarse como plano, el serpentín en espiral cerca del fondo del recipiente.

A.6.3.4 Serpentines Calentadores para Tanques Tipo Plano

El serpentín tipo plano es extiende sobre la mayor parte del fondo de un tanque de almacenamiento y es un serpentín continuo con curvas de retorno que se conectan a los recorridos rectos de la fluxería. El vapor entra en un extremo del serpentín, y el condensado es drenado por el otro extremo a través de una trampa de vapor. Los serpentines reposan sobre soportes bajos en el fondo del tanque y se inclina ligeramente desde la entrada hasta la salida para facilitar el drenaje del condensado. La fluxería generalmente esta hecha de acero, y todas las uniones generalmente son soldadas para reducir al mínimo la probabilidad de fuga.

A.6.3.5 Serpentines Calentadores para Tanques Tipo Caja

El serpentín tipo caja se construye en una forma rectangular, como se muestra en la Figura A-5, y se extiende diametralmente desde la salida del tanque hacia dentro a unos cuantos pies del

lado opuesto del tanque. El serpentín es encerrado en una caja hecha de acero o de madera. El extremo de la caja frente a los restos de la salida del tanque se abre para permitir el acceso del aceite. El aceite fluye por la caja, alrededor del serpentín, y a la salida del tanque. El vapor se introduce en la parte superior del serpentín y fluye hacia abajo a la salida donde se drena el condensado a través de una trampa de vapor. El serpentín completo se inclina ligeramente desde la entrada hasta la salida para facilitar el drenaje del condensado.

A.7 Fluxerías Extendidas Tipo Superficial o Tipo Aleta

Las fluxerías extendidas tipo superficial o tipo aleta se utilizan considerablemente bastante para un intercambio de calor más eficiente, especialmente cuando el intercambio es entre dos fluidos que tienen conductividades térmicas ampliamente diferentes. El suplemento de la superficie extendida requiere menos superficie interna de la fluxería. Por lo tanto, si fueran usados las fluxerías simples como es necesario tendría que ser requerido un intercambiador más pequeño. El uso de fluxerías tipo aleta en un serpentín de doble línea de fluxerías se muestra en la Figura A-6.

A.8 Intercambiadores Tipo Placa

El intercambiador tipo placa también se construye con superficie extendida, haciendo uso de capas alternas de placas finas y secciones acanaladas. El conducto integral y las secciones múltiples incluyen los extremos abiertos. Los materiales de proceso fluyen en las aberturas acanaladas. Porque las aberturas del flujo son pequeñas, son fácilmente obstruidos por la suciedad y los productos de corrosión. Éste es una de las razones por la que estas unidades se construyen de materiales que son altamente resistentes a la corrosión. La instalación de un intercambiador para el servicio de calentamiento del tanque de almacenaje se ilustra en la Figura A-7.

A.9 Inspección de Paquetes de Intercambiadores

A.9.1 GENERAL

El primer paso en la inspección del paquete es una inspección visual general donde se pueden establecer modelos de la corrosión general. Si es posible, los paquetes deben ser

Figura A-4—Serpentines de Doble Línea de Fluxerías para Servicio de Limpieza

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Figura A-5—Calentador de Tanque de Succión con Todo pero el Extremo Delantero Cerrado; la

Boquilla de Succión del Cuerpo Cerrado en el Extremo Opuesto

verificados cuando son jalados la primera vez de los cuerpos, porque el color, el tipo, la cantidad, y la localización de las escamas y depósitos a menudo ayudan a identificar los problemas de la corrosión.

En general, el incremento considerable de escamas en las fluxerías de acero puede indicar una corrosión general en dichas fluxerías. La carencia de alguna escama o depósito en estas fluxerías cercanas a la entrada del cuerpo puede indicar un problema de erosión. Una escama o un depósito reverdecido en las fluxerías a base de cobre indican que estas fluxerías se están corroyendo. Como los beneficios de un inspector es la experiencia, estas escamas y depósitos se convertirán en una guía útil de la inspección.

Mientras se inspecciona visualmente un paquete, el inspector debe hacer uso de un raspador puntiagudo para picar en las áreas sospechadas cercanas a las placas para fluxerías y los bafles. Estas áreas puede que no hayan sido limpiados totalmente. La elección en estas áreas algunas veces revela surcos en las fluxerías y la ampliación de los agujeros del bafle. La Figura A-8 muestra las fluxerías mermados por los bafles.

Golpeando las fluxerías con un martillo de bola ligera (4-8 onza [115-225 g]) o un martillo de inspección durante la verificación visual a menudo ayudará a localizar fluxerías más delgadas. Este método es especialmente útil cuando se examinan fluxerías de pared ligera de diámetro exterior pequeño. La cantidad de rebote y el sonido del golpe dan una indicación del espesor de pared de la fluxería. Este método llegará a ser más útil al mismo tiempo que la experiencia se gana con el uso del martillo.

El interior de las fluxerías se puede verificar parcialmente en los extremos por medio de extensiones de linterna, de alcances de la fibra óptica, de boroscopios y sondas especiales. Las sondas especiales son varillas delgadas de 3.2 centímetros (1/8 pulg.) con extremos puntiagudo doblada a 90 grados al eje de la varilla. Con estas herramientas, es posible localizar las picaduras y la corrosión cerca de los extremos de la fluxería.

Obviamente, solamente se pueden examinar las fluxerías externas de un paquete hasta el fondo externo, y sin un boroscopio o un campo de fibra óptica, solamente se pueden examinar internamente los extremos de las fluxerías. Si es requerida una inspección completa de las fluxerías por defectos, puede ser hecha usando los métodos de corriente eddy o

métodos ultrasónicos (para mediciones internas rotatorias y espesores ultrasónicos).

Las fluxerías también se pueden quitar del paquete y repartir la inspección visual. Hay dispositivos disponibles para sacar una sola fluxería de un paquete.

El retiro de uno o más fluxerías al azar permitirá el seccionamiento y una inspección más cuidadosa para determinar la vida probable de servicio del resto del paquete. El retiro de la fluxerías también se emplea cuando hay examinaciones especiales, por ejemplo inspecciones metalúrgicas y químicas, que son necesarias para verificar por la dezincificación de los fluxes de latón, la profundidad del grabado o de grietas finas, o cambios metalúrgicos a altas temperaturas. Cuando los paquetes de fluxería se vuelven a poner, una inspección similar cercana de las fluxerías quitadas ayudará a identificar las causas de la falla y mejorar el servicio futuro.

Los bafles, las barras de enlace, las placas tubulares, y la cubierta del cabezal flotante se deben examinar visualmente con respecto a la corrosión y la distorsión. Las superficies del empaque se deben verificar para marcar la ranura y la corrosión. Un raspador será útil cuando se hace esta inspección. Suficiente superficie del empaquetado debe quedar para hacer un posible sello ajustado cuando se terminan las juntas.

Las placas para fluxerías y las tapas se pueden examinar para saber si hay distorsión colocando una tira recta sobre ellas. La distorsión de las placas para fluxerías puede resultar desde sobre balanceo o balanceo incorrecto de la fluxería, expansión térmica, explosiones, manejo burdo, o sobre presionado durante una prueba hidrostática.

El espesor de la placa para fluxerías y el cabezal flotante puede ser medido con los calibradores mecánicos. Excepto en situaciones críticas, los registros continuos de tales lecturas normalmente no se mantienen. Sin embargo, las lecturas originales del espesor de estas partes deben ser registrados. Las lecturas de los espesores de las barras de enlace y bafles generalmente no se toman. La condición de estas partes es determinada por una inspección visual.

El espesor de pared de la fluxería se debe medir y registrarse en cada inspección. Es suficiente medir los diámetros interiores y exteriores y así determinar el espesor de pared. La corrosión o el desgaste excéntrica anotada durante la inspección visual debe ser tomado en cuenta para la determinación de la vida restante de la fluxería.

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Figura A-6—Fluxerías Tipo Aleta en Serpentines de Doble Fluxería

Figura A-7—Intercambiador Tipo Placa

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Varias herramientas están disponibles para la valoración de las condiciones de los serpentines. Los calibradores mecánicos grandes se pueden utilizar para detectar una corrosión general o localizada dentro de las 12” (30.5 cm) de los extremos de la fluxería. Las mediciones más detalladas a lo largo de la fluxería entera se pueden lograr con herramientas especializadas tales como dispositivos ópticos de láser, herramientas ultrasónicas rotatorias internas, y sensores electromagnéticos. Generalmente, los dispositivos ópticos de láser y ultrasónico requieren un alto grado de limpieza interna de la fluxería comparado con los métodos electromagnéticos. Los dispositivos ópticos de láser solamente pueden detectar y medir el deterioro interno. Los métodos electromagnéticos pueden detectar y proporcionar la información semi-cuantitativa sobre los defectos internos y externos, pero no puede determinar si los defectos están sobre la superficie interna o externa de las fluxerías. Los ultrasónicos rotatorios generalmente proporcionan información más cuantitativa y pueden identificar si los defectos están sobre la superficie interna o externa de la fluxería.

A.9.2 LOCALIZACIONES PROBABLES DE CORROSIÓN

Los lugares en donde la corrosión debe considerarse dependen sobre el servicio del equipo. Sin embargo, hay ciertos lugares que deben ser vistos bajo la mayor parte de las condiciones del servicio.

La superficie exterior de la fluxería enfrente de boquillas de entrada del cuerpo puede estar expuesta a la erosión o a la corrosión de choque. Cuando una sustancia suavemente corrosiva fluye de lado del cuerpo de los paquetes de fluxerías, la corrosión máxima a menudo ocurre a estas áreas de entrada. El próximo punto más probable de ataque bajo las mismas condiciones sería adyacente a los bafles y a las placas para fluxerías. Cualquier deterioro de aquí es probablemente la erosión-corrosión (ver Figura A-9).

Cuando un material a alta temperatura fluye en el paso de la fluxería de entrada, la parte posterior de las placas tubulares o fluxes estacionarios adyacente a ella puede sufrir una corrosión de consideración.

Cuando las condiciones del proceso permiten residuos o depósitos similares para elaborar, generalmente se colocará a lo largo del fondo del cuerpo. Si el depósito contiene un material corrosivo, la máxima corrosión ocurrirá a lo largo del fondo del cuerpo y de las fluxerías inferiores.

En el servicio de agua, la corrosión máxima ocurrirá donde la temperatura del agua sea la más alta. Así, cuando el agua está en las fluxerías, el lado de salida del conducto será el lugar de corrosión máxima. La Figura 27 muestra las picaduras en un conducto.

Figura A-8—Fluxerías Desgastadas por los Bafles

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También en el servicio del agua, cuando las partes del intercambiador se hacen de hierro fundido gris, deben ser examinados con respecto a la corrosión grafítica. Este tipo de ataque se encuentra más a menudo en conductos de agua de servicio o a lo largo del fondo de los cuerpos donde el agua ácida se puede acumular. Puede encontrarse raspando en las áreas sospechadas con un raspador duro. Si el ataque es serio dependerá de su localización y profundidad. Bastante seguido, las divisiones de paso pueden ser corroídas casi totalmente y funcionan todavía con eficiencia, a menos que el cuerpo del carbón sea quebrado o agrietado.

En cualquier tipo de intercambiador, la corrosión puede ocurrir donde los metales disímiles están en contacto cercano. Lo menos noble de los dos los metales se corroerá. Así, las superficies de acero al carbono de la junta del conducto cerca de las placas tubulares de latón se corroerán a menudo en un ritmo más alto de alguna manera.

Las grietas son las más probable de ocurrir donde hay cambios definidos en forma o tamaño o cercana a las costuras soldadas, especialmente si se aplica un relevado esfuerzo a la pieza. Las partes tales como boquillas y bridas del cuerpo se deben examinar para saber si hay grietas en caso de que se hayan aplicado esfuerzos excesivos a la unidad.

Cuando las velocidades de funcionamiento del proceso son altas en los intercambiadores, el daño por erosión se puede considerar como cambios de la dirección del flujo. El daño ocurriría sobre o cercana a tales partes como las entradas a la fluxería en las unidades de las fluxerías y en las curvas de retorno en unidades de doble fluxería y en serpentines del condensador en caja. El área del cuerpo adyacente a las placas de choque de la entrada y a los bafles del paquete es susceptible a la erosión, especialmente cuando las velocidades son altas.

Un color distintivo de azul prusiano en las fluxerías de paquete indica la presencia del ferrocianuro férrico. El ampollamiento por hidrógeno es probable que se encuentre en el cuerpo del intercambiador cercano a este color. Una regla recta y larga puede demostrar que es útil en la determinación de la existencia del ampollamiento. Las irregularidades de la superficie se resaltan cuando la regla se coloca en ella. Una regla es también útil cuando se estudian las picaduras.

A.10 Inspección de Serpentines e Intercambiadores de Doble Cuerpo

Básicamente, los serpentines en cajas de condensadores abiertos y los intercambiadores de doble cuerpo están compuestos de fluxería. Deben ser inspeccionados según los procedimientos detallados en API RP 574. (Ver Apéndice B con el fin de hacer un formato de muestra para hacer un informe de inspección en un intercambiador de doble cuerpo).

Primero, se debe hacer una inspección visual cuidadosa, incluyendo un martilleo completo de la fluxería. Se puede usar un raspador para detectar las picaduras externas, un defecto común que se encuentra en el exterior de los serpentines en cajas de condensadores.

Después de la inspección visual, deben ser tomadas las mediciones de espesor. Es generalmente suficiente utilizar los calibradores para medir los extremos abiertos de los dos cuerpos del intercambiador. Para medir el espesor de pared de los serpentines y la sección central de los dos cuerpos, pueden usarse los dispositivos ultrasónicos y la corriente eddy.

Los cercados de las cajas de condensadores o de enfriadores son hechos de concreto o de acero al carbono con indicador de luz. Estos cercados deben ser inspeccionados visualmente cuando se inspecciona el serpentín adjunto. Cuando el contenedor se hace de acero al carbono, el martillo es la herramienta disponible más útil en la inspección que ayuda en la examinación visual. Las partes delgadas en la pared del contenedor pueden ser encontradas golpeando la pared con el martillo. Los calibradores se pueden utilizar para medir el espesor de pared con la tapa abierta. Si las mediciones por debajo de la tapa se requieren, se pueden utilizar los instrumentos no destructivos o el perforar el agujero de prueba puede ser aplicado. Las paredes de concreto se inspeccionan lo más mejor posible escogiendo los lugares seleccionados con un raspador para verificar por los puntos desgarrados, con grietas, o puntos blandos.

A.11 Inspección de Intercambiadores de Placas Extendidas

Los intercambiadores de placas extendidas son diseñados de manera que las aberturas de flujo entre las placas sean relativamente pequeñas. Por esta razón y debido a la inaccesibilidad del interior de la unidad, estos intercambiadores generalmente son construidos de aleaciones altamente resistentes a la corrosión previstas. En muchos casos, las aleaciones usadas también serán altamente resistentes a la corrosión en atmósferas de las refinerías. La examinación visual, excepto según lo discutido en 10.8.3, no revelará mucho. Las superficies externas se pueden examinar en formas de mellas, de

Figura A-9—Ataque de la Erosión-Corrosión en

los Extremos de las Fluxerías

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cortes, de ranuras, u otras formas de daño mecánico y por el abultamiento de las fallas internas. La buena iluminación es esencial para esta inspección y se probará lo valioso cuando se lleve a cabo las pruebas del jabón discutidas en 10.8.2.

Estas unidades generalmente son construidas con conductos completos y múltiples distribuciones, el espesor del que puede ser medido correctamente con los instrumentos ultrasónicos y luego registrarse. No es conveniente utilizar el equipo de perforación en los intercambiadores porque el equipo fácilmente podría dañarse en estos puntos. La soldadura de las aleaciones utilizadas en las unidades, tales como el aluminio y las aleaciones de acero inoxidable austenítico, necesitan de las habilidades de soldadores que no están siempre disponible fácilmente.

El golpeteo ligero con un martillo pequeño (8 onzas [225 gr]) es útil en la observación para las partes agrietadas o rotas sobre las porciones expuestas de los intercambiadores de placa extendida. El sonido del golpe da un indicio de la condición. Las placas agrietadas o las secciones múltiples emiten un sonido metálico, que se puede reconocer más fácilmente mientras se adquiere más experiencia con el uso de un martillo.

A.12 Inspección de Intercambiadores Enfriados con Aire

Consultar API Estándar 661 para las descripciones, el criterio mínimo del diseño, y la información general referente a intercambiadores enfriados con aire. El API 510 y los principios del API Estándar 661 son para aceptarlo en cualquier categoría, reparación, y cambios en este tipo de intercambiador. (Ver el Apéndice B para un formato de muestra para hacer un reporte de inspección en un intercambiador enfriado por aire.

Las fluxerías que están encerradas con las aletas no pueden ser inspeccionadas desde el exterior. Los mejores métodos para inspeccionar las fluxerías son con los dispositivos de prueba giratorio interno y espesores ultrasónicos, prueba por corriente eddy, o prueba de corriente eddy de campo remoto. Estos métodos funcionan desde el interior de la fluxería. Con operadores competentes y las fluxerías limpias, se pueden encontrar los espesores y defectos con estos métodos. Las fluxerías deben estar completamente limpias antes de que se realice algún método.

Las aletas externas de las fluxerías se deben verificar que estén limpias, si requieren de limpieza, lavarlas con agua limpia sola o con agua de jabón, será suficiente, y si no, debe tenerse cuidado en la selección de una solución de limpieza. Las aletas son generalmente de aluminio y podrían dañarse si se utiliza un medio incorrecto de limpieza.

El exterior de las fluxerías se debe inspeccionar entre la placa tubular y el comienzo de las aletas. Los intercambiadores en servicio intermitente o en servicio de enfriamiento suficiente permiten que la humedad acumulada en esta zona sea propensa a la corrosión externa bastante severa para causar fugas en esta área. Los recubrimientos aplicados a esta área aliviarán el problema de la corrosión.

Los interiores de las fluxerías pueden ser inspeccionados visualmente cercanos a los extremos de la placa para fluxerías del enfriador con aire. Los dispositivos y los boroscopios de fibra óptica son dispositivos excelentes para este tipo de inspección. Una varilla con sonda de 1/8” (3.2 mm) o menos en diámetro y aproximadamente 36” (91 cm) en longitud con un doblez puntiagudo en el extremo a 90 grados al eje de la varilla también pueden ayudar a localizar picaduras o corrosión en los extremos de las fluxerías.

La erosión-corrosión en las entradas de fluxerías es un problema común con los intercambiadores de calor enfriados con aire. Esta daños pueden encontrarse con la inspección visual a través de los agujeros de los tapones de la caja del cabezal, o directamente si la caja del cabezal tiene una tapadera desprendible. Si existen las condiciones adecuadas, el reflejo de la luz del sol en los tubos con un espejo es útil en la inspección para la erosión-corrosión.

Los extremos de cabezales tipo caja del enfriador con aire se deben inspeccionar usando las mismas técnicas según lo recomendado para un recipiente para presión. Además, el cambio puntiagudo de dirección causado por su construcción rectangular se debe verificar cuidadosamente debido al agrietamiento. Las cajas de los cabezales con tapaderas desprendibles son obviamente las más fáciles de inspeccionar. Un alcance de la fibra óptica puede ser solo la manera de verificar un cabezal que tenga cierres de tipo tapón en comparación con una tapadera.

Leyenda

1. Cabezal Fijo—Conducto. 2. Cabezal Fijo—Bonete. 3. Brida del Cabezal Fijo—Conducto o Bonete. 4. Tapa del Conducto. 5. Boquilla del Cabezal Fijo. 6. Placa Fija para Fluxería. 7. Fluxerías. 8. Cuerpo. 9. Tapa del Cuerpo. 10. Brida del Cuerpo—Extremo del Cabezal Fijo. 11. Brida del Cuerpo—Extremo del Cabezal Posterior. 12. Boquilla del Cuerpo. 13. Brida de la Tapa del Cuerpo. 14. Junta de Expansión. 15. Placa Flotante para Fluxería. 16. Tapa Flotante del Cabezal.

17. Brida Flotante del Cabezal. 18. Dispositivo de Refuerzo Flotante del Cabezal. 19. Anillo con Hendidura de Corte. 20. Brida Deslizante de Refuerzo. 21. Tapa Flotante del Cabezal—Externo. 22. Falda Flotante con plancha para Fluxería. 23 Caja de embalaje. 24. Embalaje. 25. Collarín del Embalaje. 26. Anillo de Cierre Hidráulico. 27. Barras y Espaciadores de Enlace . 28. Bafles Transversales o Placas de Soporte. 29. Placa de Choque. 30. Bafle Longitudinal.

31. Mampara de Paso. 32. Conexión de Venteo.

52

33. Conexión de Dren. 34. Conexión de Instrumento.

35. Asiento de Soporte. 36. Agarradera para Levantar.

37. Soporte Tipo Escuadra. 38. Dique. 39. Conexión de Nivel Líquido.

AES

Nota: El AES se refiere al tipo de intercambiador de calor (Se refiere a la F igura A-11).

Figura A-10—Partes del Intercambiador de Calor

BEM

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AEP

CFU

Figura A-10 (Continuación)

54

AKT

AJW

Figura A-10 (Continuación)

55

Figura A-11—Tipos de Intercambiadores de Calor

Extremo Frontal Tipos de Cabezales Fijos

Tipos de Cuerpos Extremo Posterior Tipos de Cabezales

Conducto y tapa desmontable

Bonete (tapa integrada)

Conducto integrado con placa para fluxerías y tapa desmontable

Paquete desmontable

con las fluxerías,

solamente

Conducto integrado con placa para fluxerías y tapa desmontable

Desmontable

Cuerpo de un solo paso

Cuerpo de dos pasos con bafle longitudinal

Flujo fraccionado

Doble flujo fraccionado

Flujo dividido

Depósito tipo hervidor

Placa para fluxerías fijada como

el cabezal fijo “A”

Placa para fluxerías fijada como el cabezal fijo “B”

Placa para fluxerías fijada como

el cabezal fijo “N”

Cabezal flotante con dispositivo de apoyo

Cabezal flotante de tirón directo

Paquete de fluxerías en U

Cierre especial a alta presión Flujo en cruce

Cabezal flotante empaquetado afuera

Placa para fluxería flotante sellada externamente

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APÉNDICE B—FORMATOS DE REGISTROS DE MUESTRAS

El registro de inspección del recipiente para presión en servicio lo ejemplifica un formato usado para almacenar los datos recopilados durante la inspección de un recipiente para presión en servicio. La mayoría de las plantas desarrollan una serie más detallada de formatos que también incluyen otros datos pertinentes.

El registro permanente del recipiente para presión lo ejemplifica un formato que se utiliza para registrar todos los datos básicos de un recipiente para presión individual y que se convierta en el registro permanente para ese recipiente.

La hoja de la inspección del recipiente lo ejemplifica un formato usado como un registro progresivo de espesores, de los cuales un índice de corrosión puede ser calculado. Tres versiones de este formato son incluidas. Uno está en blanco. Los otros dos muestran dibujos que pudieron ser hechos para diversos tipos de recipientes para presión. La información sobre un solo recipiente para presión se debe registrar en cualquier copia individual de este formato.

Normalmente, un inspector utilizaría una copia de este formato para registrar los datos de campo, y otra copia llegaría a

ser un expediente de oficina. Un inspector podría utilizar este formato sin ningún dibujo cuando se inspecciona un recipiente para la cual no hay datos básicos disponibles. En este caso, él haría un dibujo del recipiente sobre el formato, incluyendo todas las dimensiones y datos pertinentes que él pueda obtener en campo.

El registro de todos los recipientes para presión en una unidad de operación lo ejemplifica un formato usado para registrar y reportar las condiciones físicas reales y las condiciones permisibles de operación de todo el recipiente para presión en una unidad de operación.

La hoja de datos de campo en la inspección del intercambiador, el registro de datos del intercambiador, el formato del informe de inspección del intercambiador, el formato del informe de inspección del intercambiador con enfriador de aire, y el formato del informe de inspección del intercambiador de doble fluxería se ejemplifica en otros formatos.

Nota: El almacenamiento en la computadora y la recuperación de datos en

un formato similar al de formatos simples es aceptable y puede ser

ventajoso en muchos casos.

Abreviaturas RP: Recommended Practice (Práctica Recomendada) NB: National Board API: American Petroleum Institute IRE: Inspection of Refinery Equipment Std: Standard (Estándar) TEMA: Tubular Exchanger Manufacturer Association Publ: CBA: Corrosión Bajo Aislamiento IND: Inspección No Destructiva LP: Prueba con Liquido Penetrante PME: Puntos de Medición del Espesor PHPMF: Prueba Húmeda por Partícula Magnética

Fluxería: Tubería o Conjunto de Tubería de Diámetro Menor T/A: Interface Tierra-Agua IPM: Identificación Positiva del Material DE: Diámetro Exterior DI: Diámetro Interior PSCC: Polithionic Stress Corrosión Cracking CA: Corriente Alterna UT: Prueba con Ultrasonido Cap.: Capítulo WRC: Welding Research Council EPA: Environmental Protection Agency OSHA: Occupational Safety and Health Administration

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REGISTRO PERMANENTE DEL RECIPIENTE PARA PRESIÓN

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HOJA DEL RECIPIENTE EN INSPECCIÓN

59

HOJA DEL RECIPIENTE EN INSPECCIÓN

60

HOJA DEL RECIPIENTE EN INSPECCIÓN

61

REGISTRO DE TODOS LOS RECIPIENTES PARA PRESIÓN EN UNA UNIDAD DE OPERACIÓN

(HOJA 1)

62

REGISTRO DE TODOS LOS RECIPIENTES PARA PRESIÓN EN UNA UNIDAD DE OPERACIÓN

(HOJA 2)

63

HOJA DE DATOS DE CAMPO DE LA INSPECCIÓN DEL INTERCAMBIADOR

64

REGISTRO DE DATOS DEL INTERCAMBIADOR

65

FORMATO DEL INFORME DE INSPECCIÓN DEL INTERCAMBIADOR

66

FORMATO DEL INFORME DE INSPECCIÓN DEL INTERCAMBIADOR CON ENFRIADOR DE AIRE

67

FORMATO DEL INFORME DE INSPECCIÓN DEL INTERCAMBIADOR DE DOBLE CUERPO

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El Instituto Americano del Petróleo proporciona recursos y programas adicionales a la industria que se basan en los estándares del API. Para más información, contactar:

Entrenamiento/taller Tel.: 202-682-8564 Fax: 202-962-4797 Programas de Certificación para Inspector Tel.: 202-682-8161 Fax: 202-962-4739 Registrador de Calidad Tel.: 202-682-8574 del Instituto Americano del Petróleo Fax: 202-682-8070 Programa de Licencia del Monograma Tel.: 202-962-4791 Fax: 202-682-8070 Sistema de Licencia y Certificación de Tel.: 202-682-8233 Máquina de Aceite Fax: 202-962-4739