Implementación de las Tecnologías RBI y FFS en un Polimerizador
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Información Técnica del Recipiente
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Velocidad de Corrosíón

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FFS y RBI en Reactor Polimerizador

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Paper presentado en el congreso de integridad de IAPG en 2006. Muestra los resultados de un Análisis de Aptitud para el Servicio FFS y Análisis de Riesgo RBI en un reactor polimerizador.

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FFS y RBI en Reactor Polimerizador

  1. 1. Implementación de las Tecnologías RBI y FFS en un Polimerizador Lic Andrés Eduardo Rivas1, Ing. Esteban Rubertis2, Ing. Martín Toscano2 1 CONICET - Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Tecnológicas 2 GIE S.A. Resumen Este artículo muestra la aplicación de las técnicas combinadas de Aptitud para el Servicio y Análisis de Riesgo como una herramienta eficaz para verificar la integridad estructural de equipamientos industriales. Cuando no se cuenta con datos confiables de las estimaciones de riesgo y aptitud para el servicio, los resultados son fuertemente penalizados. Esta situación se puede resolver contando con datos de inspección confiables antes de comenzar con la implementación de las tecnologías descritas en API BRD 581. Se muestra como una adecuada planificación de las tareas de inspección permite reducir los riesgos asociados a la operación del equipamiento así como reducir los costos de inspección. En el reactor en estudio se pasó de un esquema de inspección bianual a una inspección quinquenal basada en la metodología RBI. Keywords: Evaluación de Integridad Estructural; Aptitud para el Servicio; Inspección Basada en el Riesgo. 1.- Introducción La inspección en servicio de recipientes a presión, tanques de almacenamiento y cañerías tradicionalmente ha sido impulsada por prácticas prescriptivas. Las inspecciones mandatorias, para calderas, recipientes y otros equipos críticos, han sido un requisito establecido desde hace largo tiempo por agencias regulatorias y por agrupaciones de la industria como ASME y API. Estas prácticas prescriptivas fijan la ubicación, frecuencia y métodos de inspección principalmente sobre la base de la experiencia general de la industria para cada tipo de equipos. Estas prácticas, aunque inflexibles, han provisto de adecuada seguridad y confiabilidad a lo largo del tiempo. Sin embargo, esta metodología de inspección tiene algunos inconvenientes. En particular no favorece el análisis de amenazas específicas a la integridad de los equipos, las consecuencias de la falla y de los riesgos creados por cada equipo. Limita la libertad de beneficiarse de las buenas prácticas operativas e inhibe la concentración de los escasos recursos de inspección en las áreas críticas. Los códigos de diseño proveen reglas para el diseño, fabricación, inspección y ensayo de equipos nuevos. Sin embargo, estos códigos no contemplan el hecho real de la degradación en servicio. Una Evaluación de Aptitud para el Servicio (FFS por sus siglas en inglés) es una evaluación ingenieril cuantitativa que permite demostrar, o no, la integridad estructural de un equipo dañado en servicio. Este tipo de evaluaciones constituyen una tecnología madura, ampliamente comprobada y con el respaldo de estándares y prácticas recomendadas emitidos por API, BSI, SINTAP y otros organismos internacionales. Un conocimiento más cabal de los mecanismos de daño actuantes sobre un determinado equipo permite identificar las mejores estrategias de inspección y gestionar en forma adecuada la vida remanente del mismo. La industria está reconociendo los beneficios potenciales de una inspección más informada. En particular los sectores de refino y petroquímica están definiendo prioridades de inspección sobre la base de los riesgos específicos de falla. Esta práctica permite mejorar los sistemas de Seguridad, Salud y Medio Ambiente, una identificación a tiempo de equipos a reparar o reemplazar, ahorros por eliminación de tareas de inspección inefectivas, alargamiento de frecuencias de inspección y mejoras en la disponibilidad de planta. Se realizó un estudio del estado de Integridad Estructural de un reactor polimerizador para la producción de látex [1]. Se trata de un reactor batch con recubrimiento interno de vidrio y una camisa externa para el control de temperatura. El recipiente fue comisionado en 1984, posee un diámetro de 5800 mm, con un espesor nominal de 44 mm. En la Tabla 1 se resumen los datos técnicos principales del equipo.
  2. 2. Información Técnica del Recipiente 1 Nº unidades en la Planta Recipiente único. 2 Función Reactor polimerizador. 3 Procesos de Planta Temperatura: 20ºC – 149ºC Presión interna: 2,81 – 21,09 bar Presión externa: 2,81 – 6,33 bar 4 Estabilidad de proceso Reactor batch. 5 ciclos semanales. 5 Material de Construcción Thyssen EH21. Tratamiento. Térmico: Normalizado y alivio de tensiones. 6 Mecanismos de daño Consistentes con el proceso y los materiales de construcción. 7 Estándar de diseño ASME VIII Div.1 8 Inspección Inspecciones internas 100% en 1995, 1997 y 1998. Inspecciones rutinarias cada seis meses. 9 Historial de mantenimiento Reparaciones del recubrimiento semestrales. 10 Dispositivos de protección Las válvulas de alivio y alarmas de temperatura se mantienen regularmente. No se espera degradación de los mismos. Tabla 1. Datos del equipo. El reactor tiene un recubrimiento interno de vidrio, este tipo de recubrimientos es elegido por su amplio espectro de resistencia a la corrosión y por la baja rugosidad superficial, que minimiza la adherencia de productos y facilita la limpieza. La durabilidad de estos recubrimientos es mayor que la de los recubrimientos estándar así como su capacidad de transferencia de calor. Sin embargo el problema inherente del vidriado es el daño y consecuentemente la elevada necesidad de mantenimiento de este tipo de recipientes. En el período comprendido entre 1995 y 2000 se realizaron tres inspecciones internas que revelaron la aparición de puntos de corrosión localizada en los sectores donde el vidriado se hallaba roto. Las sucesivas reparaciones no impidieron la recurrencia del problema. La última inspección visual, realizada durante la limpieza del reactor entre lotes, indica que el problema se mantiene. Debido a las presiones de producción el recipiente no puede pararse para realizar una inspección exhaustiva. El actual entorno económico impulsa una fuerte demanda sobre la producción, consecuentemente se traslada a los responsables de Mantenimiento e Inspección la tarea de indicar la posibilidad de aumentar la capacidad de producción del reactor y la confiabilidad del mismo. 2.- Procedimientos y Resultados Para evaluar la aptitud para el servicio se debe verificar si el equipo en cuestión cumple con los requisitos de diseño y, teniendo en cuenta los mecanismos de daño activos, cual sería el próximo período de trabajo seguro. En caso de no cumplirse con los requisitos de diseño, se puede hacer uso de las metodologías recomendadas por API RP 579 [2] para evaluar el grado de criticidad de los defectos que contenga la estructura. Luego del análisis de aptitud para el servicio (FFS) se realiza un Análisis RBI semicuantitativo de acuerdo con las publicaciones API RP 580 [3] y API BRD 581 [4] para determinar el riesgo asociado al equipamiento. 2.1.- Conformidad con Códigos de Fabricación. Como primer paso para evaluar la aptitud del recipiente se debe verificar que los espesores de pared del mismo permitan soportar las cargas de trabajo a las que éste está sometido. Las cargas evaluadas son la presión interna y la externa; despreciándose la contribución de las cargas de piping, el peso propio y las cargas adicionales impuestas por los motores e internos. De acuerdo con los lineamientos de ASME VIII Div.1 [5], los resultados para el mínimo espesor requerido para soportar la presión interna y externa se presentan a continuación en la Tabla 2. Espesores Requeridos (mm) Presión Interna Presión Externa Presión Operación MAWP Diseño Operación MAWP Diseño (Kg/cm2) 2,8 11,9 21,1 2,8 4,2 6,3 Envolvente 3,94 16,87 29,92 13,00 16,00 19,00 Casquete 3,42 14,58 25,74 12,50 16,00 19,50 Tabla 2. Espesores Requeridos (mm) para presión interna y externa.
  3. 3. En la Tabla 3 se presentan los espesores mínimos requeridos para soportar las cargas de presión interna y externa combinadas. Espesores Requeridos (mm) Presión Presión (Kg/cm2) Operación Máxima Diseño Envolvente 13,00 16,00 29,92 Casquete 12,50 16,00 25,74 Tabla 3. Espesores Requeridos (mm) para cargas combinadas. Si por efecto de algún mecanismo de degradación el espesor remanente del recipiente se reduce a valores inferiores a los especificados en la Tabla 3 el recipiente no cumplirá con las especificaciones del código de diseño. En la Tabla 4 se resumen las mediciones realizadas sobre los defectos encontrados en el casquete del reactor. Fecha 1995 1997 1998 2000 N° Bache Diámetro Profundidad Diámetro Profundidad Diámetro Profundidad Diámetro 1 72 6 90 9 95 11.5 101 2 64 2 65 3 67 5.5 75 3 7.5 65 9 73 12.5 82 4 65 5.5 77 10 85 14 97 5 37 3 38 6 48 6 6.5 42 7 43 8 52 7 1.5 55 4 55 5.5 60 8 54 3.5 58 4 58 4 65 9 44 15 48 16 59 10 28 5 44x35 7 52 9 63 11 52 4 55 2 55 3 55 Tabla 4. Dimensiones (en mm) de los baches del casquete del reactor. Debido a las presiones de producción, y al contexto económico favorable, se requiere aumentar la capacidad de producción pero no se cuenta con valores actuales de espesores ni con la posibilidad de parar la unidad para inspeccionarla. Se decidió entonces realizar una estimación de la Vida Residual basada en los datos de inspecciones existentes. 2.2.- Estimación de la Vida Residual. Para realizar una estimación de vida residual se debe obtener un valor estimado de la velocidad de corrosión. Esta estimación permitirá inferir acerca de la capacidad del recipiente para continuar operando en condiciones seguras. En base a los resultados de las inspecciones realizadas durante los años 1995, 1997,1998 y 2000 se puede estimar la velocidad de corrosión a la que está sometido el reactor. Utilizando la diferencia de espesores entre mediciones sucesivas se define la velocidad de corrosión como: Vcorr = ∆prof (mm) / ∆t (años) (1) En la Figura 1 se presentan las velocidades de corrosión calculadas para los períodos de inspección 1997-1995 y 1998-1997 para los 11 baches reportados.
  4. 4. Velocidad de Corrosíón 10 8 97/95 Velocidad Corrosion mm/año 6 98/97 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 -2 Bache # Figura 1. Velocidades de Corrosión para los diferentes baches. En la Figura 1 se observa que el valor de velocidad de corrosión correspondiente al bache 11, en el período 97-95 carece de significado físico ya que no existen velocidades de corrosión negativas y que la velocidad calculada para el bache 9 del mismo período es anormalmente alta. Descartando estos valores extremos se puede observar que la velocidad de corrosión promedio para el período 95/97 es de 1,23 mm/año y para el período 97/98 es de 2,11 mm/año. Si las condiciones de actuales de operación fueran las mismas podría esperarse un aumento en la velocidad de corrosión del orden de 3.57 mm/año. La estimación de la vida residual del recipiente puede realizarse de acuerdo con los requerimientos de la sección 4.3 de API 510 [6]. El bache identificado con el número 9 es el defecto más crítico. Para evaluar su criticidad y la vida remanente del recipiente, se debe extrapolar la profundidad de este defecto utilizando las expresiones definidas en API 510 (Ecuación 1). Los resultados obtenidos se muestran en la Tabla 5. Espesor Velocidad de Espesor a Espesor a Vida Tiempo Requerido Período corrosión 1998 2004 Remanente (años) Operación (mm/año) (mm) (mm) (años) (mm) 95-97 1.23 6.34 28.00 20.20 12.50 9 97-98 2.11 6.34 28.00 14.62 12.50 1 98-04 3.57 6.34 28.00 5.36 12.50 0 Tabla 5. Estimación de la Vida Remanente. Como podemos ver la proyección de la vida remanente está fuertemente influenciada por la velocidad de corrosión; con un intervalo de entre cero y un año de vida residual. Se observa que resulta de importancia definir con mayor precisión la velocidad de corrosión para poder refinar estas estimaciones. En base a estos resultados se procedió a refinar el análisis y se decidió realizar un análisis de aptitud para el servicio Nivel II según API RP 579:2000. 2.3.- Análisis de Aptitud para el Servicio, FFS. Debido a que el espesor remanente estimado es cercano al mínimo espesor requerido se intentó realizar una evaluación siguiendo los lineamientos de la Práctica Recomendada API RP 579:2000 - Aptitud para el Servicio. Debido al tipo de perfil de defectos reportados, deben aplicarse los requerimientos de la Sección 5 Evaluación de Pérdida de Espesor Localizada. La Figura 2 muestra la ubicación de los defectos listados en la Tabla 4. Para el análisis de aptitud para el servicio se considera el bache Nº 9 por ser el defecto más crítico.
  5. 5. N 11 10 6 Bocal B 2 O E 3 9 4 5 8 1 Bocal A 7 S Figura 2. Ubicación de los defectos. La Sección 5 impone requerimientos sobre el tamaño del defecto para definir la aceptabilidad del mismo. De esta manera, se calculan los parámetros Rt y λ para ingresar en un diagrama de aceptabilidad del defecto, donde: Rt es la relación entre el espesor mínimo medido y el espesor requerido por norma, y λ es una relación geométrica que tiene en cuenta las dimensiones del defecto y del componente. La Figura 3 muestra el Diagrama de Evaluación de API RP 579 y los resultados obtenidos. Velocidad de Espesor a Rt λ Defecto corrosión 2004 [Rt = (tmm-FCA)/tmin] [λ = (1,285.s)/(D.tmin)1/2] Aceptable (mm/año) (mm) 2.11 14.62 1.16 0.64 Si 3.57 5.36 0.43 0.64 No Figura 3. Diagrama de Evaluación Sección 5 API RP 579. De los resultados se desprende que el defecto resulta apto para el servicio siempre que la velocidad de corrosión sea menor o igual a 2,11 mm/año. Por otra parte, para un escenario con una velocidad de corrosión de 3.57 mm/año, el defecto no cumple con los requerimientos de la Sección 5 de API RP 579. En base a estos resultados se procedió a realizar un Análisis RBI para identificar los riesgos asociados a la operación del equipo y poder justificar adecuadamente la inspección del mismo.
  6. 6. 3.- Análisis de Riesgo RBI Semicuantitativo. El análisis semicuantitativo define al riesgo como el producto matemático de la probabilidad de falla por la consecuencia de la misma. La Probabilidad es analizada a través de Módulos Técnicos, cuya función es evaluar estadísticamente la cantidad de daño que puede estar presente y la efectividad para detectarlo de las actividades de inspección. Las consecuencias de daño a equipamiento y fatalidades potenciales calculan, en forma simplificada, el área afectada por la posible liberación. 3.1.- Determinación de la Probabilidad. La mayoría de las fallas en equipos vidriados no está relacionada con el deterioro químico del vidrio, sino que están relacionadas con influencias mecánicas o térmicas. Las causas típicas son golpes, shock térmico o tensiones inducidas por calentamiento diferencial. Los golpes representan un 70% de las fallas en este tipo de equipos y la causa más frecuente es el error humano. Al producirse un desprendimiento de la capa de vidrio, la pared del recipiente queda expuesto a una pérdida de espesor producida por un mecanismo de corrosión por rendijas [7]. Para la determinación de la Probabilidad se desarrolló el Módulo Técnico Reducción de Espesor, el cual asume que el mecanismo de adelgazamiento resulta de un promedio de la velocidad de corrosión constante en el tiempo de operación de la planta. La Tabla 6 resume los valores obtenidos para los distintos escenarios en el Análisis Semicuantitativo de Probabilidad. Valor Módulo Técnico Variables Vel Corr Vel Corr 1.23 mm/año 2.11 mm/año Subfactor Módulo Técnico 2 2 Reducción de Factor de Sobrediseño 910 1200 Espesores Módulo Técnico Red. Espesor 1820 2400 Categoría Probabilidad 5 5 Tabla 6. Valores obtenidos en la Evaluación de Probabilidad – Análisis de Riesgo Semicuantitativo. 3.2.- Determinación de las Consecuencias. Las consecuencias de la liberación de un fluido peligroso son estimadas de acuerdo con la siguiente metodología: a.- Determinación del fluido representativo y sus propiedades. b.- Selección de un conjunto de orificios de pérdidas (escenarios) para encontrar el rango posible de las consecuencias en el cálculo del riesgo. c.- Estimación de la cantidad total del fluido disponible para liberarse. d.- Definir el tipo de liberación, para determinar el método a utilizar para modelar la dispersión y las consecuencias. e.- Determinar el área afectada potencialmente por la liberación. La Tabla 7 muestra la información referida a las posibles consecuencias en caso de una falla del mismo, mientras que la Tabla 8 resume los valores obtenidos en el Análisis de Consecuencia para los distintos escenarios. Información sobre posibles Consecuencias 1 Incendio Se requerirán recursos externos en caso de incendio. 2 Medidas de Mitigación Existen detectores de incendio y sistema de rociadores. 3 Datos Químicos Mezcla de monómeros, catalizadores y precursores. 4 Cantidad 15000 litros de pintura latex podrían derramarse. 5 Estado químico A la temperatura de proceso, la mezcla es líquida. El flash point de la mezcla es 300ºC. Los monómeros son tóxicos. 6 Potencial de daño comercial No hay redundancia. La reparación del recipiente demandaría 6 meses. El reactor está situado en un área central de la planta. 7 Toxicidad Existe un río a menos de 300 metros. 8 Población Trabajan 50 personas en la planta, el 80% trabaja en un bloque situado a 300 metros del recipiente. La ciudad más próxima se ubica a 2 kms. Tabla 7. Valores obtenidos en la Evaluación de Consecuencia – Análisis de Riesgo Semicuantitativo.
  7. 7. Variables Valor Selección conjunto de escenarios ¼" 1” 4” Reventón (tamaño de agujeros) Frecuencia de Falla 1x10-4 3x10-4 3x10-5 2x10-5 Daño a Área Afectada (ft2) 246 2946 71409 71409 Equipamientos Área Afectada Promedio (ft2) 9953 Fatalidades Área Afectada (ft2) 732 8756 208451 208451 Potenciales Área Afectada Promedio (ft2) 29164 Categoría Consecuencia E Tabla 8. Valores obtenidos en la Evaluación de Consecuencia – Análisis de Riesgo Semicuantitativo. Para el caso en estudio, la combinación de los valores de consecuencia y probabilidad determinan que el Reactor se ubica en la posición E5 de la Matriz de Riesgo Semicuantitativa. Esto significa un nivel Alto Riesgo para el equipamiento. 3.3.- Planes de Inspección. En base a los resultados obtenidos en los apartados precedentes se logró justificar una salida de servicio del reactor para una inspección calificada y orientada a realizar estimaciones confiables de las velocidades de corrosión. Dicha inspección arrojó como resultado una nueva velocidad de corrosión de 0.5 mm/año. Esta fuerte disminución se debe a la falta de metodología en los procedimientos de medición y a un cambio en los procesos no comunicados adecuadamente. Basado en este nuevo valor se desarrolló un Plan de Inspección con el objetivo disminuir el riesgo del reactor actuando sobre las frecuencias y tipos de inspección así como en los sistemas de mitigación de las consecuencias. De esta manera se establecen Planes que cumplen con los requerimientos establecidos por las normas vigentes, optimizando los recursos de inspección y garantizando un nivel de riesgo aceptable [8]. La Figura 4 representa el esquema del Plan de Inspección adoptado para el reactor en estudio. Figura 4. Plan de Inspección. El Punto 1 se corresponde con el Análisis de Riesgo realizado en este estudio para una velocidad de corrosión de 2.13 mm/año. La reducción en el Módulo Técnico entre los Puntos 2 y 3 se logró debido a la realización de tareas de inspección, mantenimiento y mitigación de consecuencias. Como puede observarse una adecuada planificación de las tareas de inspección permite reducir los riesgos asociados a la operación del equipamiento así como reducir los costos de inspección; ya que se pasó de un esquema de inspección bianual a una inspección quinquenal. 4.- Conclusiones La aplicación de las técnicas combinadas de Aptitud para el Servicio y Análisis de Riesgo demuestra ser una herramienta eficaz para asegurar y gestionar la integridad estructural de equipamientos industriales. Debido a factores externos no se cuenta con la posibilidad de parar la unidad para inspeccionarla. La estimación de la Vida Residual basada en los datos de inspecciones existentes permitió evaluar la integridad del reactor pero con
  8. 8. reservas debido al alto riesgo del equipo. Estos resultados refuerzan la hipótesis de contar con datos de inspección confiables antes de comenzar con la implementación de las tecnologías descritas en API BRD 581. Este requisito permite disminuir la incertidumbre y proporcionar resultados confiables. Finalmente una adecuada planificación de las tareas de inspección permite reducir los riesgos asociados a la operación del equipamiento así como reducir los costos de inspección; ya que se pasó de un esquema de inspección bianual a una inspección quinquenal 5.- Referencias [1] Informe Técnico GIE 3100-09-04. “Análisis de Aptitud para el Servicio y Análisis de Riesgo RBI de Reactor Látex” [2] API RP 579 - Fitness for Service. American Petroleum Institute. (2000) [3] API RP 580 – Risk Based Inspection. Recommended Practice. American Petroleum Institute. (2002) [4] API BRD 581 – Risk Based Inspection. Base Resource Document. American Petroleum Institute. (2000) [5] ASME Boiler & Pressure Vessel Code Section VIII Div 1. The American Society of Mechanical Engineers. (2004) [6] API Std 510 - Pressure Vessel Inspection Code. Maintance Inspection, Rating, Repair, and Alteration. American Petroleum Institute. (2003) [7] ASM. Metals Handbook. Volumen 13. [8] HSE. CRR 363/2001. Best Practice for Risk Based Iinspection as a Part of Plant Integrity Management. (2001) 6. Agradecimientos Se agradece el financiamiento brindado por el CONICET y el permiso para difundir datos confidenciales otorgado por GIE S.A.

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