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Análisis de Mecanismos de Deterioro, paso Fundamental para Asegurar el Éxito de un Plan de Inspección del Equipo Estático

Robinson Medina
Robinson Medina | Consultor Senior en Gestión de Activos, Confiabilidad e Integridad Mecánica, Asset Consulting. C.A

La Práctica recomendad API RP 581 define mecanismo de deterioro de la siguiente manera: Procesos que inducen cambios perjudiciales en el tiempo y que afectan las condiciones o propiedades mecánicas de los materiales. Los mecanismos de deterioro suelen ser graduales, acumulativos y en algunos casos irrecuperables. En mi último artículo titulado ¿Modo, Mecanismo o Causa de falla? explico ampliamente su significado y sus diferencias con las definiciones de modo y causa de falla.

A modo de ejemplo, para el caso del modo de falla fuga o pérdida de la función contención de una tubería, existen según API RP 581, seis grandes familias de mecanismos de deteriro que pueden hacer perder la función del equipo, ellos son: Adelgazamiento o perdida de espesor interno, Agrietamiento, Ataque por Hidrogeno a alta temperatura, Fragilización, Fatiga Mecánica, Corrosión Externa.

La identificación de la susceptibilidad a los diferentes mecanismos de deterioro que pueden afectar la continuidad operacional de nuestros equipos, es un paso previo y obligatorio que debemos dar si deseamos contar con planes de inspección y mantenimiento que cuenten con las las técnicas de inspección y actividades de mantenimiento adecuadas para mitigarlos y prevenir las fallas.

La identificación y descripción de los mecanismos de deterioro para el caso especifico de los equipos estáticos debe estar soportado en la experiencia de los especialistas y estos deben apoyarse en la normativa vigente especializada en la materia, a continuación nombro los cuatro estándares mas utilizados.

  • Det Norske Veritas DNV-RP-G101 “Risk Based Inspection of Offshore Topsides Static Mechanical Equipment”.
  • ASME PCC-3-2007 “Inspection Planing Using Risk-Based Methods”
  • API RP 571 “Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry”.
  • API RP 581 “Risk – Based Inspection Technology

El proceso de identificación de susceptibilidades a mecanismos de deterioro además de necesitar contar con el soporte de un estándar el mismo requiere del análisis del contexto completo donde se desenvolverá el equipo, para ello debemos analizar :

a.   Tipo de Equipo: es decir su función (separación, filtración, almacenamiento, transporte, criogénico, calentador, intercambiador, entre otras.)

b.   Condiciones Ambientales: tales como atmósfera existente si es salina o no, frecuencia de precipitaciones, tipo de clima, seco árido, húmedo.

c.    Condiciones Operacionales: temperatura, presión, pH y velocidad del fluido.

d.   Tipo de Fluido Manejado: Gas, líquido, dos fases, nivel de contaminación o agresividad del medio (H2S, CO2, H2O, Aminas, sedimentos)

e.   Materiales de Fabricación: es decir aceros al carbono, de baja aleación. Inoxidables, entre otros.

f.     Configuración del Equipo: hay presencia de aislamiento térmico, soportería, fuentes de ingreso de humedad, vibración cercana, entre otros.

Una vez evaluado el contexto donde se desempeña el equipo analicemos seguidamente que aporta cada estándar en cuanto a la materialización de este importante paso de definir susceptibilidades de los materiales a los diferentes mecanismos de deterioro.

Este estandar establece algunos criterios para la determinación de los mecanismos de deterioro en el Apéndice C: “Product Service Codes, Materials Degradation and Damage Mechanisms. En primera instancia establece una clasificación general de los materiales en siete grandes familias, y define cuales aleaciones forman parte de cada familia, esto puede apreciarse en la tabla C-1 que se anexa.

Fuente: Det Norske Veritas DNV-RP-G101

Adicionalmente a la clasificación anteriormente mostrada el estandar DNV-RP-G101, establece seis grupos de mecanismos de deterioro y son las siguientes:

1.   Insignificantes: Corrosión atmosférica, corrosión interna por condensación de agua presente en el aire.

2.   Acuosos: Corrosión atmosférica, MIC, corrosión acuosa debido a cloruros y oxígeno.

3.   Hidrocarburos: Corrosión por CO2, corrosión atmosférica, fragilización por Hidrógeno.

4.   Químicos: Corrosión atmosférica, corrosión por aminas, corrosión bajo tensión en presencia de aminas.

5.   Inyección de Agua: Corrosión atmosférica, MIC, corrosión acuosa debido a cloruros y oxígeno.

6.   Venteos: Corrosión por CO2, corrosión atmosférica, fragilización por hidrógeno.

Seguidamente establece que la existencia o susceptibilidad de un material a los diferentes mecanismos de daños planteados anteriormente va a depender del sistema donde esté funcione dentro de la planta (por ejemplo, sistema de Gas combustible, Agua Contra incendios, Agua de enfriamiento, entre otros) y para ello propone la tabla C-2 que muestro un extracto seguidamente y esta ubicada en las paginas 34 a la 36 del estándar, donde podemos apreciar tres grandes columnas, la primera asociada al código del Servicio, allí vemos por ejemplo AI en primer lugar, que significa Sistema de Aire Instrumentos, seguidamente una segunda columna donde describe el sistema y finalmente al lado de esta última la que considero la columna mas importante, donde nos indica a que grupo de mecanismos de deterioro es susceptible el equipo que opera en este sistema, en este caso del ejemplo el equipo es susceptible al grupo de mecanismos denominado por ellos como INSIGNIFICANTES, que corresponde a mecanismos Corrosión atmosféricacorrosión interna por condensación de agua presente en el aire.

Fuente: Det Norske Veritas DNV-RP-G101

Este estándar ofrece en la sección 6 una guía para la identificación de los mecanismos de deterioro esperados en los componentes metálicos, los mecanismos de deterioro que incluyen son cuatro y los describe como corrosión, agrietamiento, daños mecánicos y metalúrgicos, todos estos como causantes de la pérdida de la función contención.

Este estándar no solo identifica que mecanismos de daños puedan esta afectando tu equipo, también te indica una correspondencia entre que técnica de inspección o ensayo no destructivo es la mas idónea para su monitoreo, por lo que para los profesionales que no están familiarizados con las técnicas de ensayos no destructivos es una herramienta muy valiosa.

En primera instancia presenta una tabla con la descripción de los mecanismos de deterioro (Tabla A-1), aquí vas a encontrar un barrido por lo que según ASME son los mecanismos de deterioro que existen a la luz del conocimiento de hoy . Esta tabla completa la puedes encontrar en la norma desde la pagina 47, NONMANDATORY APPENDIX A DAMAGE MECHANISM DEFINITIONS hasta la pagina 56, esta tabla esta conformada por 4 columnas donde indica el nombre del mecanismo, la definición, atributos para identificarlo y referencias bibliográficas donde puedes profundizar con mas información sobre el mecanismo.

Fuente: ASME PCC-3-2007 “Inspection Planing Using Risk-Based Methods

Seguidamente en el apéndice B. NONMANDATORY APPENDIX B DAMAGE MECHANISM AND DEFECTS SCREENING TABLE, ubicado en la pagina 59 a la 64 encontraras la Tabla B-1, la cual necesita que definas el mecanismos del cual quieres evaluar la susceptibilidad de tu equipo, entrando por la columna de la extrema izquierda vas a poder encontrar en primera instancia los materiales donde típicamente ocurre, los rangos de temperatura donde suele ocurrir, procesos de producción donde se ha definido susceptibilidad, tipo de flujo requerido para que exista y por ultimo el tipo de carga o esfuerzo que debe ser sometido el material para generara susceptibilidad, en la tabla anexa pueden ver como ejercicio el análisis del mecanismo corrosión por aminas que te ayudará a entender el uso de esta importante tabla para determinar la susceptibilidad a un mecanismo en nuestros procesos.

Fuente: ASME PCC-3-2007 “Inspection Planing Using Risk-Based Methods

Por últimos el estándar ASME PCC-3-2007 nos refiere a la tabla C-1 NONMANDATORY APPENDIX C TABLE OF INSPECTION/MONITORING METHODS, la cual nos indicará los métodos de inspección que son efectivos para monitorear el mecanismo.

Fuente: ASME PCC-3-2007 “Inspection Planing Using Risk-Based Methods

Como ejemplo podemos apreciar como el mecanismos de corrosión por aminas, se presenta como pérdida de espesor el cual puede ser monitoreado bajo dos técnicas de ensayos no destructivos inspección visual y ultrasonido haz recto.

Este estándar es conocido como la Biblia del conocimiento en cuanto a los mecanismos de deterioro, ofrece detalles bien específicos de los mecanismos de deterioro típicos de las aleaciones mas comúnmente usadas en Refinerías y en la Industria Petroquímica. En forma general este estándar establece dos grandes secciones de análisis:

Mecanismos de Daños Generales presentes en los procesos de todas las Industrias y específicamente la Industria de Refinación del petróleo, dentro de los cuales encontramos las siguientes familias de mecanismos de deterioro.

  1. Mecanismos de falla mecánica y metalúrgica
  • Grafitización, Ablandamiento (esferoidización), Fragilización por Revenido
  • Envejecimiento Violento, Fragilización a 885 ºF, Fragilización por Formación de Fase Sigma
  • Fractura Frágil, Ruptura por Esfuerzo y Deformación a Alta Temperatura (“Creep”)
  • Fatiga Térmica, Fallas por Cubrimiento de Vapor , Agrietamiento en soldadura de Materiales Disímiles (DMW)
  • Choques Térmicos, Erosión y Corrosión-Erosión, Cavitación, Fatiga Mecánica
  • Fatiga inducida por vibración, Degradación del Refractario, Agrietamiento por Recalentamiento
  • Ignición y Combustión en ambientes gaseosos enriquecidos con Oxígeno
  • Sobrecalentamiento a Corto Plazo- Ruptura por esfuerzo

2. Mecanismos asociados a pérdida de espesor uniforme o localizado

  • Corrosión Galvánica, Corrosión Atmosférica, Corrosión Bajo Aislamiento (CUI)
  • Corrosión por Agua de Enfriamiento, Corrosión por Condensación de Aguas de Calderas
  • Corrosión por CO2, Corrosión por Punto de Rocío en el conducto de Gas
  • Corrosión inducida Microbiológicamente (MIC), Corrosión por el suelo
  • Corrosión Cáustica, Desaleación (Dezincificación y Desniquelificación)
  • Corrosión Grafítica, Corrosión por Aminas, Corrosión por Bisulfuro de Amonio (alcalina amarga)
  • Corrosión por Cloruro de Amonio, Corrosión por Ácido Clorhídrico (HCl)
  • Corrosión por H2/H2S a Alta Temperatura, Corrosión por Ácido Fluorhídrico (HF)
  • Corrosión por Ácido Nafténico (NAC), Corrosión Fenólica (Ácido Carbólico)
  • Corrosión por Ácido Fosfórico, Corrosión por Aguas Amargas (acida)
  • Corrosión por Ácido Sulfúrico, Corrosión por Ácido Orgánico Acuoso

3. Mecanismo asociado a corrosión a altas temperaturas (> 400 ºF – 204 ºC)

Oxidación, Sulfidación, Carburización, Descarburización,

Polvo metálico, Corrosión por efectos de restos de combustible, Nitruración

4. Mecanismo asociado a agrietamiento asistido por el medio

  • Corrosión por Aminas, Corrosión por Bisulfuro de Amonio (alcalina amarga)
  • Corrosión por Cloruro de Amonio, Corrosión por Ácido Clorhídrico (HCl)
  • Corrosión por H2/H2S a Alta Temperatura, Corrosión por Ácido Fluorhídrico (HF)
  • Corrosión por Ácido Nafténico (NAC), Corrosión Fenólica (Ácido Carbólico)
  • Corrosión por Ácido Fosfórico, Corrosión por Aguas Amargas (acida)
  • Corrosión por Ácido Sulfúrico, Corrosión por Ácido Orgánico Acuoso

5. Otros mecanismos

  • Ataque por Hidrógeno a Altas Temperaturas (HTHA)
  • Hidruración de Titanio

En este estándar podremos encontrar para cada mecanismo de daño nombrado anteriormente la siguiente información detallada:

1.   DESCRIPCION DEL MECANISMO

2.   MATERIALES QUE SON AFECTADOR POR EL MECANISMO

3.   FACTORES CRITICOS QUE DEBEN EXISTIR PARA SU APARICION

4.   EQUIPOS COMUNMENTE AFECTADOS

5.   APARIENCIA Y MORFOLOGIA DEL DAÑO

6.   PREVENCION Y MITIGACION

7.   INSPECCION Y MONITOREO

8.   MECANISMOS RELACIONADOS

El estándar API RP 581, establece una metodología cuantitativa para medir la presencia del mecanismo de deterioro en el componente analizado, esto es así por que la misma requiere del cálculo cuantitativo de la probabilidad de falla del componente para poder efectuar el calculo de riesgo, en este sentido la normativa establece el cálculo de factores del daño los cuales corresponden a una estimación o medida de la susceptibilidad con que los mecanismos de daños se encuentran activos en el componente en servicio. Los mecanismos de daños que el estándar API RP 581 considera son los siguientes:

  • Adelgazamiento
  • Componentes con Revestimientos Internos (“Linings”)
  • Daños Externos
  • Agrietamiento por Corrosión Bajo Tensión “Stress Corrosion Cracking”
  • Ataque por Hidrógeno a Alta Temperatura “High Temperature Hydrogen Attack”
  • Fatiga Mecánica (sólo tuberías)
  • Fractura Frágil

Como ejemplo modelo veamos como el API RP 581 establece un flujograma completo donde muestra el paso a paso para calcular y medir el mecanismo de deterioro de adelgazamiento, al igual existen un flujograma similar para el resto de los mecanismos de deterioro que el estándar analiza.

Fuente: API RP 581 “Risk – Based Inspection Technology

CONCLUSIONES

El objetivo final de cualquier análisis de mecanismos de deterioro es identificar a cuales de ellos nuestro equipo en estudio es susceptible, esto permitirá el establecimiento de estrategias de diagnóstico validas que fortalecerán el plan de inspección evitando a futuro fallas debido a la inexistencia de actividades de mantenimiento que mitiguen o permitan monitorear el avance del mecanismo de deterioro.

Es muy importante que el equipo de trabajo que efectúe el análisis de mecanismos de deterioro diseñe una especie de gran red de conocimiento que permita filtrar a la luz del avance del conocimiento al dia de hoy todos los posibles mecanismos de deterioro existentes y de esta manera asegurar la calidad y efectividad del plan de mantenimiento que aplicaremos.

El uso de otras fuentes de información diferentes a las aquí planteadas para efectuar el proceso de definición de mecanismos de deterioro es plenamente valido, las cuatro fuentes utilizadas aquí son las más utilizadas al día de hoy.

Aspiro con este pequeño articulo, servir de guía para que otras personas puedan iniciar el camino de construcción de su propia experiencia, solo pido me retroalimente a fin de que podamos hacer que juntos el conocimiento en esta materia evolucione y se fortalezca.

Cualquier duda o comentario, puedes contactarme por medio de mi correo personal: robinson.medina@gmail.com

Robinson Medina, Consultor Senior en Gestión de Activos, Confiabilidad e Integridad Mecánica.

REFERENCIAS

  1. RECOMMENDED PRACTICE 571 Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry . FIRST EDITION, DECEMBER 2003
  2. ASME PCC 3. Inspection Planning Using Risk-Based Methods . Año 2007
  3.  RECOMMENDED PRACTICE DNV-RP-G101 . RISK BASED INSPECTION OF OFFSHORE TOPSIDES STATIC MECHANICAL EQUIPMENT .JANUARY 2002
  4. Risk-based Inspection Methodology .API RECOMMENDED PRACTICE 581 THIRD EDITION, APRIL 2016
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SOBRE EL AUTOR

Robinson Medina
Robinson Medina Consultor Senior en Gestión de Activos, Confiabilidad e Integridad Mecánica, Asset Consulting. C.A

Ingeniero Mecánico con 29 años de experiencia. Especialista en procesos de implementación de actividades asociadas a Gestión de Activos bajo el enfoque ISO 55001, Implantación de programas de diagnóstico y auditorias de sistemas, Especialista en aplicar metodologías de confiabilidad tales como inspección basada en riesgo, Análisis causa Raíz, Análisis del Costo del ciclo de vida, Mantenimiento basada en Condición, Integridad Mecánica entre otras. Ha sido Ingeniero de integridad mecánica de Equipos, experimentado usuario de Ensayos no destructivos tradicionales como Ultrasonido, Termografía infrarrojo, Técnicas superficiales, radiografía Industrial.

Ha liderado y participado en innumerables aplicaciones en el campo de confiabilidad y monitoreo de condición, con especial énfasis en la generación y ejecución de políticas y planes de mantenimiento orientados al logro del “mínimo impacto total al negocio” garantizando estándares de Seguridad, Higiene y Ambiente.

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