Imc - Procedimiento De Asignación De Cmls.docx

Implementación Base de Datos Ultrapipe ERBB: “Procedimiento para asignación de CML’s” Fecha: 01/04/2019

Responsables :

Jorge Aravale Ch. Camila Garfias C. Jennifer Gómez G.

Este documento contiene un procedimiento elaborado por la empresa “Servicios de Ingeniería IMC Limitada” con respecto al monitoreo de la corrosión en líneas ERBB.

Procedimiento de Asignación de CML´s



Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML

Contenido. 1

Resumen Ejecutivo. ..................................................................................................................................................... 4

2

Objetivo. .......................................................................................................................................................................5

3

Definiciones ..................................................................................................................................................................5 3.1

LÍNEA NO MEDIBLE: ................................................................................................................................................5

3.2

LÍNEA NO VERIFICABLE: ..................................................................................................................................... 6

3.3

LÍNEA NO ENCONTRADA (sección 5.4): ............................................................................................................. 7

3.4

Otros componentes de tuberías. ....................................................................................................................... 8

4

3.4.1

MISC: ............................................................................................................................................................... 8

3.4.2

TRIM ................................................................................................................................................................ 8

Procedimiento para definir ubicación de CML en un sistema de tuberías. .............................................................. 9 4.1

Criterios generales .............................................................................................................................................. 9

4.2

Aplicación de norma API 570 para clasificación de líneas. ............................................................................... 9

4.2.1

Definición de clases ........................................................................................................................................ 9

4.2.2

Líneas clase 1:.................................................................................................................................................. 9

4.2.3

Líneas clase 2: ................................................................................................................................................ 10

4.2.4

Líneas clase 3: ................................................................................................................................................ 10

4.2.5

Líneas clase 4: ................................................................................................................................................ 10

4.2.6

Metodología para la clasificación de líneas de REBB ................................................................................... 11

4.3

Asignación de CML’s en elementos de Piping .................................................................................................. 12

4.3.1

Secciones de tuberías estancadas ................................................................................................................ 12

4.3.2

Interface suelo-aire ....................................................................................................................................... 13

4.3.3

Erosión y corrosión / erosión: ....................................................................................................................... 14

4.3.4

Asignación de CMLs en tramos rectos ......................................................................................................... 16

4.3.5

Ejemplos de aplicación de procedimiento para cada unos de las clases .................................................... 18

4.3.6

Asignación de CMLs en Puntos de Inyección (PI) ........................................................................................ 22

4.3.7

Asignación de CMLs en puntos de Mezcla (PM): ........................................................................................ 23

4.4

Puntos no considerados en el procedimiento .................................................................................................24

4.5

Excepciones ....................................................................................................................................................... 25

5

Anexos ........................................................................................................................................................................26 5.1

Monitoreo de Puntos de Inyección .......................................................................................................................26 5.1.1

Descripción: ...................................................................................................................................................26

5.1.2

Análisis ...........................................................................................................................................................26

5.1.3

Consideraciones ............................................................................................................................................28 2

Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML 5.2 5.2.1

Inspección a Fittings .........................................................................................................................................29 Exclusiones de inspección en otros componentes de un circuito de tuberías .......................................... 32

5.3

Ubicaciones Espaciales de cada Fittings........................................................................................................... 33

5.4

Procesamiento de Líneas no Encontradas ...................................................................................................... 36

5.4.1

Información técnica facilitada por ERBB..................................................................................................... 36

5.4.2

Criterios fijados para la asignación de la ubicación de las distintas líneas en plantas de ERBB ............... 36

5.4.3

Procesamiento de líneas .............................................................................................................................. 36

5.4.4

Diagrama de Flujo: Análisis para definir una LÍNEA NO ENCONTRADA ..................................................... 38

3

Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML

1

Resumen Ejecutivo.

El presente informe entrega los criterios para asignación de CML´s en líneas de proceso de Enap Refinerías Biobío (ERBB). La información extraída y/o basada en las normas API 570, API 574 y requerimientos de la DIM de ERBB se resumen en: 

Se definieron los tipos de líneas que surgen a través de las etapas de procesamiento de las mismas, para la implementación de bases de datos Ultrapipe. Entre ellas se encuentran: Líneas no medibles (LNM), líneas no encontradas (LNE), líneas no verificables (LNV). Se describe la metodología a utilizar para clasificar las líneas según peligrosidad, como lo recomienda API. Se establece la ubicación de CMLs según elementos de piping presentes en una línea, tales como: drenajes y venteos, entrada y salida de equipos, reducción, cambios de dirección del flujo, entre otros. La cantidad de CMLs a ubicar en cada uno de estos elementos dependerá de la clase que posea dicha línea, siendo más restrictivos en las líneas clase 1, vale decir, poseen mayor cantidad de CML. En la siguiente tabla se resume la ubicación de CML en elementos de piping según clase que posea la línea.

 



Salida Equipo

Drenajes y Venteos

Interface Aire/Tierra

Salida Válvula

Red/Exp

C1

X

X

X

X

X

X

X

C2

X

X

X

X

X

X

X

C3

X

X

X

3

C4

X

X

X

4



Tee de Instrum mezcla entos

Entrada Equipo

Cada X Cambios Dirección

X

1 2

Se presenta la metodología para la ubicación de CML en puntos de inyección (PI) y puntos de mezcla (PM). En PI se adicionaron más CMLs según lo recomendado por la norma. En cambio para PM se consideraron los límites de medición mencionados por la norma para PI.

4

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2

Objetivo.  

3 3.1

Definir parámetros para la sistematización en la asignación de CML’s en líneas de proceso de ERBB. Proyecto: TR31045021-2, Servicio implementación BBDD Ultrapipe. Definir y establecer criterios para la determinación de los diferentes tipos de líneas que surgen del procesamiento de las mismas.

Definiciones LÍNEA NO MEDIBLE:

.



 

Línea de pequeña longitud en la cual no se le adiciona un CML para posterior control de espesor. Debido a que no son consideradas como una zona representativa en el análisis de tasa de corrosión. Generalmente para líneas que presentan clase 3 y 4 son tramos inferiores a 500 milímetros de longitud, como se muestra en la Figura 3.1. Para estos casos se adiciona al isométrico entregable un recuadro con la frase “LINEA NO MEDIBLE”. También serán líneas no medibles aquellos drenajes o venteos abiertos a la atmosfera o trozos del mismo que se encuentren posterior a la válvula o sin presencia de la misma, ver Figura 3.2. También serán líneas no medibles líneas cuyos isométricos son solamente cuerpos de válvulas, flanges, etc

Figura 3.1

Ejemplo de Línea no medible, cuando tamaño de línea es menor a 500mm. 5

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Figura 3.2

3.2

Ejemplo de linea no medible en drenaje sin la precencia de valvula de corte.

LÍNEA NO VERIFICABLE: 



Líneas que por motivos de visibilidad y/o físicos no pueden ser inspeccionadas visualmente para verificar su configuración espacial. De modo que se asume que la línea presenta la misma forma que isométrico de construcción y se realiza la ubicación de CML de manera normal como en una línea verificada. Siempre dejando evidencia en dicho plano un recuadro con la frase “LÍNEA NO VERIFICABLE” y una nota con el motivo por el cual la línea no se pudo verificar. Ejemplo de estas son, líneas bajo tierra, bajo concreto. También líneas con tramos a los cuales no es posible realizar la verificación visual en terreno debido a, por ejemplo, se encuentran sobre parrones, bajo puentes etc. Este tramo no verificable se dibujara segmentado y se le asignará la nota de porque no pudo ser verificado. De igual forma que el caso anterior se ubicaran CML en los tramos no verificables de manera normal según sección 4.

6

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Figura 3.3

3.3

Ejemplo de línea no verificable bajo tierra.

LÍNEA NO ENCONTRADA (sección 5.4):

Se consideran líneas no encontradas aquellas cuya configuración espacial no es posible identificarla dentro de la refinería, de manera que el isométrico que poseen contendrá la frase de línea no encontrada ver Figura 3.4. Existen dos fuentes de las cuales se obtiene estas líneas: 



No encontradas de oficina: Resultado de la etapa de procesamiento de líneas no fue posible encontrar ninguna referencia de la línea para poder realizar levantamiento en terreno. Las etapas de búsqueda incluyen planos de construcción, P&ID de la planta la cual pertenece, conexiones con otras líneas. No encontradas de terreno: se originan cuando durante la verificación en terreno no fue posible encontrarla dentro de la refinería, esto debido a: o Línea bajo tierra o Equipo retirado o Sin referencia clara

7

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Figura 3.4

3.4 3.4.1

Isométrico asociado a línea no encontrada.

Otros componentes de tuberías. MISC:

Deriva de la palabra Misceláneos. Y se definen como trozos de líneas menores que no califican como para incluirlas con un número nuevo en el listado de líneas. Generalmente se generan dentro de los revamp de líneas. También considera flanges ciegos para tapar boquillas que ya no se usarán y piezas menores de sellado. 3.4.2

TRIM

Es un plano isométrico en silueta de un equipo en el cual incluyen piezas para sellado de boquillas, anillos de drenaje y otros elementos que son de piping, pero que no alcanzan para Isométrico.

8

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4 4.1

Procedimiento para definir ubicación de CML en un sistema de tuberías. Criterios generales

El objetivo principal del monitoreo de corrosión en tuberías es asegurar la integridad de los circuitos de cañerías de ERBB, para ello es crucial identificar y establecer el espesor mínimo de retiro y la tasa de corrosión, para determinar así, la vida útil de las tuberías. Por consiguiente, el instituto Americano del Petróleo bajo las normas API 570 Y 574, define un CML (condition monitoring locations) como la zona designada donde se realizará periódicamente la medición de espesores por ultrasonido. Se prioriza la asignación de CML´s en zonas donde se tiene mayor probabilidad al aumento de la tasa de corrosión, debido a la velocidad y/o turbulencia o bien en zonas de ausencia de flujo, tales como:  Componentes de piping (Codos, tees, reductores, entre otros)  Válvulas de control ( aguas abajo)  Dead leg  Discontinuidades /imperfecciones. Por otro lado, la potencial localización de un CML es complementado a través del conocimiento del manual de operaciones, del cual se puede extraer información como:  Puntos de inyección  Tees de mezcla  Circuito de líneas. También es de gran importancia saber cuáles son las características del fluido presente en las diferentes líneas de proceso de ERBB, para poder identificar la peligrosidad de las mismas, de acuerdo a las recomendaciones mencionadas por la norma. Así, para aquellas líneas que son causante de desastres medio ambientales y seguridad, este procedimiento ubicara mayor zonas para monitoreo de corrosión en ese tipo de cañerías, de manera de tener mejor control sobre las mismas. A continuación se detalla los diferentes pasos a seguir para la clasificación de las líneas según norma API y las zonas donde se ubicaran CML para posterior monitoreo.

4.2 4.2.1

Aplicación de norma API 570 para clasificación de líneas. Definición de clases

Para focalizar los esfuerzos de inspección en aquellas líneas que poseen un mayor potencial de generar una emergencia en caso de rotura (ambiental u operacional) se utilizará como criterio base la clasificación definida por la American Petroleum Institute, publicada en el documento: API 570: Piping Inspection Code: In-service Inspection, Rating, Repair, and Alteration of Piping Systems. Esta clasificación define 4 categorías de líneas según su peligrosidad. Estas categorías son: 4.2.2 Líneas clase 1: Se considerarán como Clase 1, todas aquellas líneas que puedan generar una emergencia inmediata en caso de rotura, ya sea de carácter ambiental o seguridad. Ejemplos de líneas de esta categoría incluyen (pero no se limitan) los siguientes servicios:  Servicios inflamables que puedan auto-refrigerarse y causar una ruptura por fragilización.

9

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      4.2.3

Servicios presurizados que puedan evaporarse rápidamente generando gases inflamables. Se entiende por estos fluidos aquellos que posean una temperatura de ebullición (a presión atmosférica) inferior a 10°C o por debajo de la temperatura de operación. Servicios en fase gaseosa con más de un 3% en peso de ácido sulfhídrico. Servicios de Cloruro de Hidrogeno Servicios de Ácido fluorhídrico Líneas situadas sobre agua o sobre caminos públicos. Servicios operando por sobre su temperatura de auto-ignición1

Líneas clase 2:

Todas aquellas líneas de proceso que no se incluyen en las otras clases son consideradas dentro de esta categoría. Ejemplos de líneas de esta categoría incluyen (pero no se limitan) los siguientes servicios:  Servicios de hidrocarburos que se evaporarán lentamente en caso de fuga. Estos son aquellos que operan por sobre la temperatura de flash-point.  Servicios de Hidrogeno, Fuel Gas, y Gas Natural.  Ácidos y Sustancia corrosivas. 4.2.4

Líneas clase 3:

Servicios inflamables que no se evaporarán de manera significativa durante una fuga y no se encuentran localizados en áreas de mucha actividad. Dentro de esta categoría también se incluyen los servicios potencialmente dañinos para el tejido humano pero que se encuentran localizados en áreas remotas (poca probabilidad de dañar a personas). Ejemplos de líneas de esta categoría incluyen (pero no se limitan) los siguientes servicios:  Servicios de hidrocarburo que no se evaporarán de manera significativa en caso de fuga, como aquellos operando por debajo de su flash-point.  Servicios de destilados y productos hacia o desde carguío o almacenamiento.  Servicios de movimiento de producto entre o desde estanques de almacenamiento  Ácidos y sustancias corrosivas no localizadas en áreas de procesos (bajo potencial de dañar a personas). 4.2.5 Líneas clase 4: Servicios no inflamables o tóxicos, la mayoría corresponde a líneas de servicios auxiliares (no se originan en el proceso de refinación propiamente tal). Ejemplos de líneas de esta categoría incluyen (pero no se limitan) los siguientes servicios:  Vapor y condensados de vapor  Aire  Nitrógeno  Agua (incluyendo agua de alimentación de calderas, y aguas acidas  Aceites  Servicios clase D según ASME B31.3  Tuberías de desagüe

1

Este criterio se puede aplicar rápidamente mediante planilla filtrando por temperatura. 10

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4.2.6

Metodología para la clasificación de líneas de REBB

4.2.6.1

Etapa 1: Identificar circuitos principales de proceso junto con el servicio de cada una de las líneas.

Se considerarán como “circuitos principales” aquellas líneas asociadas directamente al proceso de refinación descrito en el manual de operación de cada planta (también se considerarán dentro de esta categoría las líneas que nacen desde las líneas principales, ya que poseen el mismo servicio). En la mayoría de los casos las líneas de proceso poseen el código de servicio “P” (Ejemplo: 10-P-18005-A1A1). En el caso de la planta MHC se denominan con código de servicio “O”. Quedan fuera de esta definición las líneas tipo Utility las cuales corresponden a servicios auxiliares (Ejemplo: vapor, agua refrigeración, aguas acidas). Estos últimos tipos de servicios se podrán clasificar directamente de manera masiva según su TAG de servicio.2 4.2.6.2

Etapa 2: Clasificar según API 570, según siguiente metodología 

  



4.2.6.3 I.

Partiendo desde la definición de Clase 1 (sección 4.2.2) analizar cada uno de los criterios especificados en esta clase, si no cumple con alguno pasar al siguiente hasta descartar los 7 puntos. En caso de que cumpla con alguno de los criterios la línea se clasificará como Clase 1 y el análisis habrá concluido. En caso de que no cumpla ninguno de los criterios definidos para Clase 1, repetir el mismo proceso con los de Clase 2 (sección 4.2.3), descartando uno a uno los criterios. En caso de que cumpla con alguno de estos la línea se clasificará como Clase 2 y el análisis habrá concluido. En caso de que no cumpla ninguno de los criterios definidos para Clase 2, repetir el mismo proceso con los de Clase 3 (sección 4.2.4), descartando uno a uno los criterios. En caso de que cumpla con alguno de estos la línea se clasificará como Clase 3 y el análisis habrá concluido. En caso de que no cumpla ninguno de los criterios definidos para Clase 3, repetir el mismo proceso con los de Clase 4 (sección 4.2.5), descartando uno a uno los criterios. En caso de que cumpla con alguno de estos la línea se clasificará como Clase 4 En esta clase deberían quedar la mayoría de los servicios tipo Utility En caso que la línea de PROCESO no cumpla con los criterios Clase 1, ni tampoco los de Clase 2 (y no corresponde a Clase 3 ni 4). La línea será clasificada como Clase 2, justificándose en la frase de la norma (ver API 570 página 39 ): “Todas aquellas líneas de proceso que no se incluyen en las otras clases son consideradas dentro de esta categoría”. Consideraciones

Líneas externas a proceso de una planta: a) Si la línea ingresa a una planta y posee la enumeración de otra planta, ésta será considerada en el listado de líneas de la planta de la cual nace. Por ejemplo: si una línea va de Coker a HDT con enumeración de Coker, entonces la línea será incluida en el listado de coker en el circuito correspondiente. b) Si la línea ingresa a una planta y posee la enumeración de la misma, se creará un circuito llamado “Línea otra planta” en donde se incluirán dichas líneas. Ejemplo: si una línea va de Coker a HDT

2

En esta etapa se deben subsanar todas las falencias de información de operación de las líneas (Temperatura de operación, Fluido etc). 11

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con enumeración de HDT, entonces la línea será incluida en el listado de HDT, en el circuito “Línea otra planta”. Cambios de Clase sugeridos por ENAP a. Líneas de Vapor de alta = Clase 2 b. Líneas de Vapor de Media = Clase 2 c. Líneas de Vapor de Baja = Clase 4 (según API) d. Líneas con servicio FL, RF, RV clase 2 e. Toda línea que posea presencia de H2S pasa a ser clase 2.

II.

4.3

Asignación de CML’s en elementos de Piping

Este procedimiento tiene por objetivo asignar CMLs a los elementos de tuberías más expuestos al deterioro por corrosión/erosión, siendo más restrictivo (mayor cantidad de CMLs) en aquellas líneas con mayor posibilidad de generar una emergencia en caso de rotura (líneas Clase 1). Los elementos de Piping a considerar para la ubicación de CML se detallan a continuación: 4.3.1

Secciones de tuberías estancadas

Son componentes de un sistema de tuberías que normalmente no tienen fluidez significante durante el proceso. Ejemplo de ellos son: 4.3.1.1

4.3.1.2

Líneas con válvulas cerradas normalmente: No es posible identificar con el levantamiento que valvular están cerradas y cuáles no, por ello se tratara de manera normal, según corresponda a este procedimiento. Líneas con un final de bridas ciegas: Se ubicará un CML a 1D desde la brida o flange ciego ver Figura 4.1. En caso que encuentra una conexión y/o arranque a una distancia menos a 5D desde la brida este reemplazará el CML ubicado a 1D y se ubicara en el arranque y/o conexión, como se muestra en Figura 4.2. Este CML se aplicara en líneas clase 1, 2, 3 y 4.

Figura 4.1

CML ubicado a 1D desde brida ciega

Figura 4.2 CML ubicado en conexión presente a una distancia menor que 5D desde brida ciega

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4.3.1.3 4.3.1.4

4.3.1.5 4.3.1.6

Tuberías de desviación de válvula de control estancado: Se trata de manera normal con el procedimiento. Tuberías de bomba de repuesto: No es posible identificar con el levantamiento la bomba de repuesto. Por ello ambos circuitos ligados a las bombas se trataran de manera normal con el procedimiento. Puntos de muestra: Se tratarán de manera normal con el procedimiento. Drenajes y venteos: Debido a que los drenajes y venteos corresponden a secciones de tuberías de diámetro pequeño (<2”) con fluido en reposo, se asignará un CML a todo drenaje y venteo presente en líneas de proceso. Este CML se posicionará en la conexión entre la línea principal y la válvula de cierre o el CAP en caso que no exista una válvula de cierre como se observa en Figura 4.3. Este CML se asignará a las líneas Clase: 1, 2, 3 y 4.

Figura 4.3

4.3.1.7

4.3.2

CML ubicado en venteo

Figura 4.4

CML ubicado instrumento

Instrumentos: Las conexiones a instrumentos que salen desde líneas de procesos serán consideradas de la misma manera que los drenajes y venteos. Esto implica ubicar un CML entre el instrumento (o válvula de corte en caso que exista) y la conexión a la línea principal ver Figura 4.4. Se ubicara un CML solo en líneas clase 1 y 2. Interface suelo-aire

Es definida como “área en la cual la corrosión externa puede ocurrir en tubería enterrada parcialmente”. La zona de corrosión dependerá de factores, tales como, humedad, contenido de oxigeno en el suelo, temperatura de operación, entre otros. Esta zona generalmente es considerada de 12 pulgadas (305 milímetros) a 6 pulgadas (150 milímetros) debajo de la superficie del suelo. Sin embargo para tuberías en las que se encuentran totalmente enterradas Se ubicara un CML lo más cercano a la interface suela-aire. Este CML se ubicara en líneas Clase 1, 2, 3 y 4.

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Figura 4.5

4.3.3

CML ubicado en interfase Suelo-Aire de una tubería enterrada.

Erosión y corrosión / erosión:

La erosión usualmente ocurre en áreas de flujo turbulento, siendo las zonas más expuestas a este fenómeno las siguientes: 4.3.3.1 Aguas abajo de descargas de equipos: A toda línea que tenga su origen en un equipo (Reactor, estanque, bomba, etc) se le asignará un CML a una distancia de 1.5 D (diámetros) medidos aguas abajo desde el cordón de soldadura del flange de conexión (perteneciente a línea) (ver Figura 4.6). En caso de que en la descarga del equipo se encuentre instalado un codo, el CML se asignará en este codo, siempre y cuando su primer cordón de soldadura (en el sentido del flujo) se encuentre a una distancia menor a 1.5 D del cordón de soldadura del flange de conexión (perteneciente a la línea) Figura 4.7. Este CML se asignará a las líneas Clase: 1, 2, 3 y 4. 4.3.3.2

Llegada a Equipo: En aquellas líneas que lleguen hasta un equipo (y que conecten con este) se asignará un CML a una distancia de 1.5 D (diámetros) medidos aguas arriba desde el cordón de soldadura del flange de conexión (perteneciente a línea) Figura 4.6. En caso de que a la llegada del equipo se encuentre instalado un codo, el CML se asignará en este codo, siempre y cuando su último cordón de soldadura (en el sentido del flujo) se encuentre a una distancia menor a 1.5 D del cordón de soldadura del flange de conexión (perteneciente a la línea). Este CML se asignará a las líneas Clase: 1.

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Figura 4.6 CML ubicado 1,5D desde la salida de un equipo

4.3.3.3

en

codo

de

Corriente abajo de válvulas de control: La presencia de una válvula genera condiciones de flujo turbulento que aceleran el proceso de erosión/corrosión. Debido a esto se asignará un CML a 1D aguas abajo de la válvula (medido en la dirección del flujo desde el cordón soldadura del flange de conexión perteneciente a la línea o la unión soldada) ver Figura 4.8. Este CML se asignará a las líneas Clase: 1 y 2.

Figura 4.8 CML ubicado aguas abajo de una valvula de control

4.3.3.4

Figura 4.7 CML ubicado descarga del equipo.

Figura 4.9 CML ubicado en reducción y codo cercano.

Reducción/Expansión: Debido a que la presencia de una expansión o reducción del área de flujo genera turbulencias que incrementan los fenómenos de erosión/corrosión se asignará un CML en los todos los fittings del tipo reducción/expansión de las líneas de proceso más críticas presentes en la Refineria. Este CML se asignará a las líneas Clase: 1 y 2. Además si la reducción se encuentra junto a un codo o tee (distancia menor a un diámetro entre ambos elementos), también se adicionara un CML en dicho elemento. Ver Figura 4.9.

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4.3.3.5

Cambios de Dirección (Codos y Tees): De acuerdo a la API 570 los codos y tees son propensos a experimentar erosión/corrosión acelerada debido a la turbulencia que generan al cambiar la dirección del flujo. En base a esto se asignarán CMLs cada una determinada cantidad de cambios de dirección, contados en la dirección del flujo a partir del primer cambio de dirección de la línea. En el caso de las líneas Clase 1 se asignará un CML en todos los cambios de dirección presentes. En el caso de las líneas Clase 2, se asignará un CML cada 2 cambios de dirección (cambio de dirección por medio). En el caso de las líneas Clase 3, se asignará un CML cada 3 cambios de dirección. Finalmente en el caso de las líneas Clase 4, se asignará un CML cada 4 cambios de dirección. Observaciones: a) En caso que el primer cambio de dirección coincida con un codo asignado como CML según el punto 4.3.3.1 no será necesario asignar nuevamente un CML al mismo punto. b) En caso de que la ubicación de CML según cambio de dirección coincida con alguno de los criterios comentados en la sección 4.3 no es necesario adicionar otro CML en el mismo punto. c) En caso que la línea presente una ramificación, se enumerarán los cambios de dirección tal como si la línea continuara por cada uno de las ramificaciones de manera independiente. d) Se consideraran los arranques del tipo sockolet, weldolet, empalmes, etc. como cambios de dirección de flujo.

Todo esto queda expresado en la siguiente tabla resumen:

Salida Equipo

Drenajes y Venteos

Interface Aire/Tierra

Salida Válvula

Red/Exp

C1

X

X

X

X

X

X

X

C2

X

X

X

X

X

X

X

C3

X

X

X

3

C4

X

X

X

4

Tabla 4.1

4.3.4 4.3.4.1

Tee de Instrum mezcla entos

Entrada Equipo

Cada X Cambios Dirección

X

1 2

Resumen de elementos de piping donde ubicar CML según clase de la línea.

Asignación de CMLs en tramos rectos Tramos rectos de longitud inferior a 100 metros:

A pesar de que los tramos rectos de tubería son menos susceptibles a la corrosión/erosión, estos componentes no están exentos a otros fenómenos capaces de reducir el espesor de las paredes de la tubería. Debido a esto, también se incluirán CMLs en secciones rectas en función de la Clase y la longitud del tramo. Esta información se resume en la Tabla 4.2 a continuación:

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Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML Clase Línea 1 2 3 4

Tabla 4.2

6-12 1 1 0 0

Longitud del tramo [m] 12-24 24-36 2 3 1 2 1 1 0 1

36-99 Cada 12 m Cada 12 m Cada 20 m Cada 20 m

Cantidad de CMLs en tramos rectos según Clase API de línea.

La Tabla 4.2 especifica la cantidad de CMLs a incluir en tramos rectos. Estos CMLs deberán (dentro de lo posible) estar distribuidos de manera equidistante. Para tramos entre 36 y 99 metros se indica una distancia referencial para determinar la cantidad de CMLs a incluir. Esta distancia no corresponde a la distancia entre CMLs sino a la distancia por la cual se debe dividir la longitud del tramo para obtener la cantidad de CMLs a asignar. Por ejemplo: Para un tramo de 40 metros de una tubería Clase 2, se deberán posicionar: 3 CMLs (40/12=3.33) aproximadamente equidistantes entre sí. Observación: Se asignará un CML a 1D aguas abajo del codo perteneciente a tramo largo, medido en la dirección del flujo desde el cordón soldadura perteneciente a la unión de la línea y el fitting ver Figura 4.10 . Este CML se adicionará siempre que según sección 4.3.3.5 corresponda.

Figura 4.10 Ejemplo de CML luego de un tramo largo.

4.3.4.2

Tramos rectos de longitud mayor a o igual a 100 metros:

Dentro de la Refinería existen líneas con tramos rectos de más de 100 metros (Ej: Area Movimiento Productos o líneas que cruzan varias plantas). En estos casos se tendrá la flexibilidad de asignar CMLs espaciados a distancias mayores a las establecidas en la Tabla 4.2 considerando de los siguientes factores: I. Asignación de CMLs en soportes para aprovechar el retiro de aislación y evaluar estado del sistema de soporte junto con la medición de espesores. II. Factibilidad operacional: En caso que existan zonas de difícil acceso o que requieran de un esfuerzo logístico mayor (ejemplo: líneas bajo puente), se asignarán CMLs en puntos estratégicos que faciliten el procedimiento de medición. Ver sección 4.5 del presente documento. III. Se deberá mantener una cantidad mínima de CMLs de manera que la distancia entre estos no exceda los 50 metros.

17

Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML

4.3.5 4.3.5.1

Ejemplos de aplicación de procedimiento para cada unos de las clases Linea clase 1

18

Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML

4.3.5.2

Linea clase 2

19

Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML

4.3.5.3

Lineas Clase 3

20

Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML

4.3.5.4

Linea clase 4

21

Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML

4.3.6

Asignación de CMLs en Puntos de Inyección (PI)

El procedimiento de asignación de CML para estos circuitos de cañerías no está en cuestionamiento, pues ya fue aceptado por ERBB. De todas formas se adiciona un extracto. En anexo 5.1 se puede ver el informe completo. 1. Los limites de medición en un circuito de inyección son: a. Corriente arriba: Medir espesor a 300[mm] ó 3 diámetros desde el PI (punto de inyección). El que sea mayor de ambos.3 b. Corriente abajo: Medir espesor en segundo cambio de dirección o 7,6[m] después del primer cambio de dirección (el que sea menor) desde el PI. 2. Además de los límites de medición nombrados anteriormente, se adicionan CML extras de manera de realizar un mejor análisis, esto se describen a continuación y se representan en la Figura 4.11: a. Corriente arriba: Los CML’s se ubicarán cada 1 diámetro de cañería hasta llegar al límite de medición (3D o 12”, lo que sea mayor). Para el caso de diámetros de cañería menores a 1”, la distancia entre CML’s será de 3 diámetros de cañería, hasta llegar al límite de medición. b. Corriente abajo: los CML’s se ubicaran: i. A 1 diámetro de cañería (1D) desde el punto de inyección. En caso de que el diámetro de la línea sea menos a 1” este punto de medición será ubicado a 5D desde el punto de inyección. ii. Cada 5 diámetros de cañería (5D) desde el punto de inyección hasta llegar al primer cambio de dirección de flujo. En caso de que el diámetro de la línea sea menor a 1”, los puntos de medición se ubicarán cada 10 diámetros de cañería (10D). iii. En el cambio de dirección de flujo. iv. A medio camino entre el primer y segundo cambio de dirección del flujo. v. En cada conexión o accesorio que presente el circuito de inyección. vi. En el límite de medición aguas arriba (2° cambio de dirección del flujo o 7,6 [m] desde el primer cambio, lo que sea menor).

3

*sección 5.4.2 API 570 año 2009 y definiciones obtenidas de sección 5.3 API 570 año 1998

22

Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML

Figura 4.11 Ejemplo de ubicación de CML en un Circuito de Inyección

4.3.7

Asignación de CMLs en puntos de Mezcla (PM):

La Norma API 570 define los puntos de mezcla como: “Puntos de unión de corrientes de proceso de diferente composición y/o temperatura y/o presión, donde se utilizan atenciones adicionales de diseño, límites operativos y/o supervisión del proceso para evitar problemas de corrosión. No todos los puntos de mezcla de procesos son problemáticos, sin embargo necesitan ser identificados y evaluados para posibles mecanismos de degradación”. Sin embargo según acuerdos realizados con ERBB (Informe de Monitoreo de Puntos de Inyección 4/8/2014 sección 5), los puntos de mezcla se definieron como toda línea de proceso a la cual se le inyecte algún otro servicio diferente. Excluyendo aquellos que ayudan a controlar la química de proceso (puntos de inyección). Las líneas pertenecientes a esta definición establecida por ERBB son procesadas utilizando el criterio de punto de inyección. No obstante el procesamiento de las líneas que forman parte de puntos de Mezcla según definición API 570 se procederá utilizando los límites establecidos por la API 570 para puntos de inyección, es decir(ver Figura 4.12):  Corriente arriba: Medir espesor 300[mm] ó 3 diámetros desde el PM (punto de Mezcla). El que sea mayor de ambos. i. CML 2 a 3D desde Punto de Mezcla ii. CML 3 a 3D desde Punto de Mezcla 23

Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML



Corriente abajo: Medir espesor en segundo cambio de dirección o 7,6[m] después del primer cambio de dirección (el que sea menor) desde el PM. i. CML 4 segundo cambio de dirección de flujo desde Punto de Mezcla ii. CML 1 punto de Mezcla.

Figura 4.12 Ejemplo de ubicación de CML para un Punto de Mezcla Observaciones: 1. Para puntos de Inyección y Puntos de Mezcla en los que a mezcla de fluidos se realiza al interior de una válvula o mezclador, se de manera normal según sección 4.3.5.4 y 4.3.7. Solo el CML asignado en el PI y PM se eliminará. 2. La asignación de CML según sección 4.3 no es aplicable para un PI y PM, vale decir, al existir un PI y PM la metodología de ubicación de CML de estos circuitos prima sobre la asignación según sección 4.3. 4.4

Puntos no considerados en el procedimiento

La norma describe, además de las zonas mencionadas en la sección 4.3, otras áreas de deterioro que actualmente no son consideradas en el procedimiento, debido a que la gran mayoría no pueden ser detectadas mediante medición de espesores, entre estas se encuentran: a) Grietas ambientales b) CUI c) Corrosión bajo revestimientos y depósitos 24

Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML

d) e) f) g) h) i) 4.5

Agrietamiento por fatiga Grietas de fluencia Fractura frágil Daño por congelación Corrosión del punto de contacto. Corrosión específica y localizada del servicio Norma API 571. Excepciones

1) En caso que no sea posible realizar la medición de un determinado CML ya sea por: a. Dificultad para acceder al punto de medición. b. Interferencias con maniobras de operaciones. c. No disponibilidad de la zona por trabajos. d. Condiciones inseguras para el personal. Se deberá informar al Ingeniero a Cargo (DIM) para que este analice si los resultados se pueden considerar representativos (con lo cual la inspección de la línea se dará por finalizada), o se deberán considerar mediciones en otros puntos. 2) Elementos No medibles: Debido a que la técnica utilizada para el monitoreo de tuberías apunta a determinar la pérdida de material en la pared de estas, la medición puntual de espesor no será aplicada (no se asignarán CMLs) a los siguientes elementos por no considerarse representativos del desgaste de la pared de tubería: a. Válvulas b. Ponchos de Refuerzo, todas las mediciones se realizaran en el pipe c. Flanges d. Juntas de expansión e. Líneas de Steam tracer f. Uniones roscadas y “socketeadas”, todas las mediciones se realizaran en el pipe.

25

Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML

5

Anexos

5.1 5.1.1

Monitoreo de Puntos de Inyección Descripción:

Según la norma API 570, un punto de inyección es aquel por el cual se adicionan pequeñas cantidades de materiales a flujos de procesos, con el fin de controlar la química u otras variables del proceso. Los puntos en donde se mezclan dos flujos de proceso, como las Tee de mezcla, no se cuentan como un punto de inyección, puesto que en ellas no existe una reacción química. Dentro de las posibilidades de puntos de inyección que pueden existir en las plantas de ERBB, son:  Inyección de cloro en reformadores.  Inyección de agua en sistemas sobrecargados.  Inyección de polisulfuro en el cracking catalítico de gas húmedo.  Inyección de antiespumantes.  Inyección de inhibidores (de corrosión).  Inyección de neutralizadores. Sin embargo, por requerimiento de ERBB, se realizará el mismo tratamiento a todas aquellas líneas de proceso que tengan inyección de un servicio diferentes, por ejemplo; Inyección de hidrogeno, inyección de agua de caldera o de refrigeración, inyección de vapor, inyección de condensado, entre otros. La identificación de dichas líneas se hace a través del P&ID, junto al manual de operación de cada una de las plantas. También se procede a efectuar dicha selección a medida que se realiza el trabajo de ubicación de CML’s. Una vez identificadas las líneas que presentan puntos de inyección se procede al análisis para la ubicación de CML. 5.1.2

Análisis

El análisis de un punto de inyección se debe realizar por separado, pues estas zonas, en donde generalmente existe una reacción química, están expuestas a corrosión acelerada. Es por esto que deben ser tratadas de manera diferente y revisadas con una periodicidad mayor a la que se aplica a las líneas de la planta (intervalos máximos de 3 años). La norma API 570 indica los límites de medición de espesores que se le debe realizar a un circuito de inyección, estos son: 1. Corriente arriba: Medir espesor 300[mm] ó 3 diámetros del PI (punto de inyección). El que sea mayor de ambos. 2. Corriente abajo: Medir espesor en segundo cambio de dirección o 7,6[m] después del primer cambio de dirección (el que sea menor) desde el PI. Adicional a la ubicación de CML en los límites exigidos por la norma API 570 se procederá a realizar un análisis más exhaustivo, es por ello que se ha creado un modelo de ubicación de CML en un circuito de inyección, éste se presenta y explica en detalle a continuación (Figura 5.1).

26

Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML

Figura 5.1

Modelo de circuto de inyección.

En la los puntos 1, 5 ,8 y 17 corresponden a los limites de medición aguas arriba y aguas abajo especificados por la norma API 570. No obstante se procede a ubicar mayor cantidad de puntos de medición de espesores (CML) dentro de un circuito de inyección, de manera de tener un mejor control de la velocidad de corrosión en dicha zona. Así los CML en el circuito deben tener las siguientes ubicaciones tanto en la línea de proceso como en la línea de inyección, sin embargo este número de puntos de medición disminuirá o aumentara según sea el caso.      

CML 1: Punto de inyección. CML 2 y 6: Puntos ubicados a 1 diámetro aguas arriba del punto de inyección en línea de proceso (CML 2) y línea de inyección (CML 6). Por ejemplo, si la línea tiene 10” de diámetro, sería 10” aguas arriba. CML 3 y 7: Puntos ubicados a 2 diámetros aguas arriba del punto de inyección en línea de proceso (CML 3) y línea de inyección (CML 7). CML 4: Cambio de dirección aguas arriba (en caso de que exista). CML 5 y 8: Límite aguas arriba del circuito de inyección ubicado a 3 diámetros o 12” (el mayor de ambos) tanto en la línea de proceso (CML 5) y línea de inyección (CML 8). Nota: Se debe considerar que para diámetros pequeños menores a 1” la distancia entre un CML y otro es muy pequeña por lo que los puntos de medición se ubicaran cada 3 diámetros, vale decir; punto 3 y 7 estarán ubicados a 4D y puntos 5 y 8 a 7D. Además se agregaran CML adicionales para cumplir con el límite de medición aguas arriba (12”), en caso que sea necesario. Estos se seguirán ubicando en distancia aproximada cada 3 diámetros.

27

Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML

     

CML 9: Punto ubicado a 1 diámetro corriente abajo del punto de inyección. CML 10 y 13: Puntos ubicados en conexiones o accesorios del circuito de inyección, según sea el caso. CML 11, 12 y 14: Punto ubicado 5, 10 y 15 diámetros corriente abajo del punto de inyección. CML 15: Primer cambio de dirección del flujo. CML 16: punto ubicado a medio camino entre primer y segundo cambio de dirección corriente abajo del punto de inyección. CML 17: término del circuito aguas abajo, se define como el segundo cambio de dirección o 7,6[m] del primer cambio de dirección, el menor de ambos. En caso de no existir un segundo cambio de dirección la medición se realizará aguas arriba de la boquilla, a la entrada del equipo. Nota: a) Para diámetros pequeños (menores a 1”) la ubicación del punto 9 será a 5 diámetros aguas abajo del punto de inyección. Para el caso de los puntos 11, 12 y 15, estos serán reubicados en 10, 20 y 30 diámetros desde el punto de inyección. Además se agregaran CML’s adicionales cada 10 diámetro hasta llegar al primer cambio de sección. b) Se deben reubicar los CML 9, 11, 12, 15, 16 inmediatamente aguas debajo de un cordón de soldadura, siempre y cuando este se encuentre a una distancia menor a 1 diámetro de cañería.

5.1.3

Consideraciones

1. Es importante considerar que los CML’s deberán identificarse de manera permanente en la tuberías. 2. La cantidad de CML’s en cada línea dependerá de la características de la misma. Sin embargo a futuro éste número puede aumentar o disminuir, dependiendo el caso y las tasas de corrosión presentadas a lo largo de los análisis. 3. La cantidad de TML’s en cada punto de medición será de acuerdo al máximo establecido para las clase 1, como se muestra en la Tabla 5.1, no obstante se debe considerar que cada línea involucrada en un punto de inyección será clasificada de manera normal acorde a la definición de clases de la norma API 570.

Tabla 5.1

clase/fittings

tee

codo

reducción/expansor

tramo recto

Sockolet / weldolet

1

10

9

8

4

12

2, 3 y 4

6

6

4

3

8

Cantidad de TML’s a medir según sea la clasificación de la línea.

28

Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML

5.2

Inspección a Fittings

Los componentes de tuberías asociados a corrosión acelerada son los fittings. Esto es causado por el cambio en la dirección del flujo que provocan una mayor erosión en sus paredes lo cual aumenta la probabilidad de falla. Es por ello que dentro de un circuito de tuberías estos lugares serán los propicios para ubicar TML. A continuación se describen los criterios utilizados para determinar el orden de prioridad de las ubicaciones destinadas al sondeo. Cada fittings se distribuyo en 3 secciones para codos y reducciones (figura 5.2 a) y b)) y 4 secciones para Tees (figura 5.2 c)). En cada sección se identifican 4 puntos de medición, orientados según las manecillas del reloj (12:00; 03:00; 06:0; 09,00), como se observa en la Figura 5.2.

Figura 5.2

Esquema de la distribución de secciones para diferentes fittings a) codo, b) reducción, c) Tee.

La cantidad de puntos de medición y el orden de prioridad se determinó para cada una de las posibles posiciones espaciales de estos componentes en un circuito de cañerías. Para establecer dicho orden, se realiza un análisis de líneas de flujo al interior de cada uno de los fittings (fig. 5.2 -3.6). El objetivo, es determinar los lugares donde presentan mayor desgaste producto del choque del fluido con la pared metálica. El análisis se realiza para cada una de las diferentes posiciones espaciales en las que se ubican los fittings al interior de la planta. Algunos esquemas de las líneas de flujo se presentan a continuación.

Figura 5.3 Líneas de flujo al interior de TEE invertida

Figura 5.4 Líneas de flujo al interior de TEE horizontal 29

Ingeniería en Monitoreo de Condiciones Informe para asignación de CML

Figura 5.5 Líneas de flujo al interior de un codo vertical con fluido descendente

Figura 5.6 Líneas de flujo al interior de un codo vertical con fluido ascendente

Figura 5.7 Líneas de flujo al interior de un expansor horizontal.

Las líneas de flujo varias para cada fittings y por lo tanto la prioridad de los TMLs variará según sea la dirección del fluido al interior de este y su posición espacial. En la tabla 1 se presenta el orden de prioridad para cada una de las combinaciones entre dirección de flujo y posición espacial que presenten cada fittings. Los esquemas asociados para cada caso se encuentran en el sección 5.3. Una vez establecidos el orden de prioridad para cada uno de los fittings se procede a seleccionar la cantidad ubicaciones que se medirán para cada componente (Tabla 5.2). Ésta selección se realiza según bajo los siguientes criterios:  Clase de servicio que transporte la cañería.  Condiciones de operación clase/fittings tee codo reducción/expansor tramo recto 1 10 9 8 4 2 6 6 4 3 Tabla 5.2 Cantidad de mediciones a realizar en cada fittings.

Sockolet / weldolet 12 8

30

Ingeniería en Monitoreo31/38 de Condiciones Informe para asignación de CML

CODO

TEE RED.

vertical

horizontal

Sección 1

Sección 3

Sección 0

Sección 0-1

Sección 0-3

EXP

CAP

SOCKOLET Y WELDOLET

T. RECTO

Sección 1-3

Sección 1

Sección 3

Sección 0-1

Sección 0-3

V1

V2

H2

H2

T1A

T2A

T3A

T1B

T2B

T3B

T4

T5

T6

T7A

T8A

T9A

T7B

T8B

T9B

T10

T11

T11

R1

E1

S1A

S2A

S3A

S1B

S2B

S3B

S7A

S8A

S9A

S7B

S8B

S9B

1.11

1.11

1.11

1.11

1.03

1.03

1.03

1.01

1.01

1.01

1.21

1.21

1.21

1.21

1.21

1.21

1.21

1.21

1.21

1.02

1.02

1.02

1.22

1.12

1.5

1.2

1.03

1.03

1.03

1.01

1.01

1.01

1.21

1.21

1.21

1.21

1.21

1.21

1.21

1.21

1.21

1.21

1.32

1.31

1.33

1.12

1.11

1.13

1.12

1.13

1.12

1.22

1.22

1.22

1.22

1.22

1.22

1.01

1.01

1.01

1.21

1.11

1.3

1.1

1.32

1.31

1.33

1.12

1.11

1.13

1.22

1.22

1.22

1.22

1.22

1.22

1.01

1.01

1.01

1.01

1.33

1.32

1.02

1.13

1.12

1.04

1.33

1.33

1.33

1.31

1.31

1.31

1.11

1.11

1.11

1.04

1.04

1.04

1.24

1.14

1.4

1.4

1.33

1.32

1.02

1.13

1.12

1.04

1.31

1.31

1.31

1.11

1.11

1.11

1.22

1.22

1.23

1.23

1.02

1.02

1.32

1.02

1.02

1.12

1.22

1.11

1.22

1.32

1.32

1.32

1.12

1.12

1.12

1.21

1.21

1.21

1.23

1.13

1.1

1.3

1.02

1.02

1.32

1.02

1.02

1.12

1.32

1.32

1.32

1.12

1.12

1.12

1.12

1.12

1.22

1.22

1.22

1.21

1.22

1.22

1.21

1.22

1.12

1.31

1.12

1.24

1.24

1.24

1.24

1.24

1.24

1.22

1.22

1.22

1.12

1.22

1.2

1.22

1.21

1.22

1.22

1.21

1.22

1.24

1.24

1.24

1.24

1.24

1.24

1.23

1.23

1.12

1.12

1.21

1.22

1.24

1.21

1.22

1.24

1.32

1.22

1.32

1.33

1.33

1.33

1.13

1.13

1.13

1.03

1.03

1.03

1.11

1.21

1.21

1.22

1.24

1.21

1.22

1.24

1.33

1.33

1.33

1.13

1.13

1.13

1.02

1.02

1.02

1.02

1.34

1.33

1.04

1.14

1.13

1.02

1.11

1.12

1.11

1.34

1.34

1.34

1.14

1.14

1.14

1.24

1.24

1.24

1.14

1.24

1.42

1.42

1.42

1.42

1.42

1.42

1.42

1.42

1.42

1.42

1.42

1.42

1.24

1.24

1.24

1.24

1.04

1.01

1.34

1.04

1.03

1.14

1.31

1.32

1.31

1.02

1.01

1.01

1.02

1.01

1.01

1.12

1.11

1.11

1.13

1.23

1.44

1.44

1.44

1.44

1.44

1.44

1.44

1.44

1.44

1.44

1.44

1.44

1.14

1.14

1.14

1.14

1.12

1.11

1.13

1.32

1.31

1.33

1.24

1.24

1.24

1.12

1.11

1.11

1.32

1.31

1.31

1.32

1.31

1.31

1.02

1.02

1.34

1.33

1.04

1.14

1.13

1.02

1.34

1.34

1.34

1.14

1.14

1.14

1.04

1.04

1.04

1.04

1.13

1.12

1.12

1.33

1.32

1.02

1.02

1.01

1.02

1.01

1.02

1.02

1.01

1.02

1.02

1.13

1.12

1.12

1.01

1.01

1.04

1.01

1.34

1.04

1.03

1.14

1.02

1.01

1.01

1.02

1.01

1.01

1.03

1.03

1.03

1.03

1.31

1.24

1.21

1.11

1.24

1.21

1.01

1.02

1.01

1.11

1.12

1.12

1.31

1.32

1.32

1.33

1.32

1.32

1.04

1.04

1.12

1.11

1.13

1.32

1.31

1.33

1.12

1.11

1.11

1.32

1.31

1.31

1.13

1.13

1.13

1.13

1.01

1.13

1.01

1.03

1.33

1.03

1.14

1.14

1.14

1.03

1.03

1.03

1.03

1.03

1.03

1.14

1.13

1.13

1.03

1.03

1.13

1.12

1.12

1.33

1.32

1.02

1.01

1.02

1.02

1.01

1.02

1.02

1.34

1.04

1.31

1.14

1.04

1.11

1.34

1.34

1.34

1.13

1.13

1.13

1.33

1.33

1.33

1.34

1.33

1.33

1.31

1.24

1.21

1.11

1.24

1.21

1.11

1.12

1.12

1.31

1.32

1.32

1.14

1.34

1.11

1.34

1.14

1.31

1.03

1.03

1.03

1.04

1.04

1.04

1.04

1.04

1.04

1.11

1.14

1.14

1.01

1.13

1.01

1.03

1.33

1.03

1.03

1.03

1.03

1.03

1.03

1.03

1.11

1.14

1.14

1.31

1.34

1.34

1.04

1.04

1.04

1.14

1.14

1.14

1.34

1.34

1.34

1.31

1.34

1.34

1.34

1.04

1.31

1.14

1.04

1.11

1.13

1.13

1.13

1.33

1.33

1.33

1.14

1.34

1.11

1.34

1.14

1.31

1.04

1.04

1.04

1.04

1.04

1.04

1.11

1.14

1.14

1.31

1.34

1.34

1.14

1.14

1.14

1.34

1.34

1.34

1.41

1.41

1.41

1.41

1.41

1.41

1.41

1.41

1.41

1.41

1.41

1.41

1.43

1.43

1.43

1.43

1.43

1.43

1.43

1.43

1.43

1.43

1.43

1.43

31

5.2.1 5.2.1.1

Exclusiones de inspección en otros componentes de un circuito de tuberías Válvulas

Normalmente, las válvulas utilizadas en los sistemas de tuberías de proceso tienen espesores mayores que la tubería adyacente. Por esta razón, un programa de monitorización de la corrosión de tuberías adecuada no necesita incluir un monitoreo rutinario de espesores al cuerpo de la válvula. Sin embargo, en un circuito de tubería donde el sondeo de espesores indica una velocidad de corrosión o erosión severa, se debe considerar medir espesores en cuerpos de válvulas de forma rutinaria. Cuando las válvulas se desmontan para el mantenimiento y la reparación, se debe examinar visualmente los componentes de la válvula para determinar el nivel de corrosión que posee, así cuando se miden espesores en el cuerpo de la válvula, las medidas deben incluir lugares que eran inaccesibles antes de desmontar, sobre todo en las zonas que muestren indicios de corrosión o erosión. Cuerpos de las válvulas que están expuestos a ciclos de temperatura significativas (por ejemplo, reformado catalítico unidad de regeneración y limpieza a vapor) deben ser examinados periódicamente por agrietamiento por fatiga térmica. 5.2.1.2

Inspección de tuberías enterradas.

La inspección de tuberías enterrado es diferente de la inspección o otras tuberías, pues poseen un significativo deterioro en la superficie causado por el suelo corrosivo. Además, la inspección puede ser obstaculizada por la falta de acceso a las zonas afectadas de la tubería. Un número de técnicas de inspección son descritas en la API 570 y 574 que pueden aplicarse a tuberías enterradas. Algunos métodos pueden indicar la condición externa o pared de la tubería, mientras que otros métodos indican únicamente el estado interno. Ejemplos son los siguientes. i. Examen periódico de cupones de prueba de corrosión enterrados. ii. Comparación con tuberías enterradas en circunstancias similares. iii. Dispositivos de control de espesor de instalación permanente. iv. Inspecciones realizadas con equipo visual a distancia (Video cámaras al interior de la tubería). v. Excavación. Con el ultimo método se debe tener especial cuidado en la eliminación de suciedad de la superficie y de alrededor de la tubería para evitar daños en el revestimiento. Las últimas pulgadas (milímetros) de tierra deben ser retiradas manualmente para evitar esta posibilidad. 5.2.1.3

Uniones.

Los flanges deben ser examinados para pruebas de fuga, tales como manchas, depósitos o goteos. Uniones sometidas a dichas fugas pueden corroerse o agrietarse (por ejemplo, agrietamiento cáustico), causando la falla del sistema. También se deben considerar los pernos de la junta, estos deben ser examinados visualmente para determinar su estado de corrosión y del hilo.

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5.3

Ubicaciones Espaciales de cada Fittings.

TMLs en un Cap.

TMLs en Tramo rectos

TMLs en un expansor

TMLs en una reducción

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TMLs en un codo horizontal (codo tipo 1)

TMLs en un codo Vertical (codo tipo 2)

TMLs en un codo Vertical (codo tipo 3)

TMLs en una TEE tipo 1

TMLs en una TEE tipo 2

TMLs en una TEE tipo 3

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TMLs en un Sockolet o Weldolet tipo 1

TMLs en un Sockolet o Weldolet tipo 3

TMLs en un Sockolet o Weldolet tipo 2

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5.4

Procesamiento de Líneas no Encontradas

5.4.1 

   5.4.2 

 

5.4.3 5.4.3.1

Información técnica facilitada por ERBB Listado de líneas (ingresadas a software de IMC: White Fox) entregadas oficialmente por ENAP y de las siguientes fuentes de información: o Litado de líneas de fabricante (de forma masiva) o Listado de líneas provenientes de los P&ID (de forma masiva) o Listado de Líneas Workflow (de forma masiva y una a una) o Líneas presentes en planos isométricos, que no estén en ninguna de las anteriores (una a una) Planos de construcción; carpeta isos (Listado Workflow) P&ID EETT de las plantas Criterios fijados para la asignación de la ubicación de las distintas líneas en plantas de ERBB El nombre de líneas, diámetro (confirmado en terreno), producto, número y especificación se realiza a través del análisis de P&ID facilitado por ERBB. Así como también, la selección de la planta, y por tanto, la ruta a la cual corresponde cada línea (Se prioriza información de P&ID). Se verifica (y registra) a través de P&ID, DESDE, HASTA y sentido de flujo de cada línea. Se acordó que todas aquellas líneas que salgan o se originen en equipo que según P&ID se encuentran en cierta planta, pertenecen a esa planta, es decir, para la ubicación de una línea en una respectiva planta, se considera el inicio de flujo de cada línea. Procesamiento de líneas Previo al envío a terreno para su verificación

Comparación entre listado líneas ERBB con planos de construcción y líneas de P&ID 1. Verificar que planos de construcción corresponda a la línea procesada, 2. ver que el nombre de la línea coincida con el nombre del plano, 3. verificar que este se encuentre completo en su totalidad, que no falten hojas y que contenga un Punto de Referencia (PR) permitido; i. si el isométrico de construcción no tienen un punto de referencia permitido, se debe buscar uno en P&ID o líneas de conexión y subir archivos a White Fox. 4. En caso que el isométrico no corresponda o que la línea no tenga isométrico asignado, se debe buscar: i. Referencia en P&ID ii. Buscar isométrico en listado Workflow (si el isométrico no es encontrado en la carpeta isos o no posee referencia clara, la línea debe ser enviada a terreno con referencias de P&ID).

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iii. También se pueden buscar isométricos que estén asociados a la línea que estemos buscando, es decir, se puede buscar esta línea en los DESDE o HASTA de otras líneas. Para lo cual IMC ha desarrollado una herramienta de consulta a base de datos SQL en Whitefox. 5. Si no se encuentran planos de construcción, referencias en P&ID, o referencias en planos de construcción de otras (supuestas) líneas relacionadas a la línea en cuestión, Se deja como LINEA NO ENCONTRADA. 5.4.3.2

Posterior a la verificación de líneas en terreno LÍNEAS NO ENCONTRADAS en terreno, pero que poseen referencia en P&ID o plano de construcción:

a. Motivos: i. Bajo tierra ii. Equipo retirado iii. Sin referencia clara

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5.4.4

Diagrama de Flujo: Análisis para definir una LÍNEA NO ENCONTRADA

Listado de línea Busqueda de referencia a traves de: Archivos ISOS

P&ID ¿Se encontró referencia?

Base de datos, WhiteFox

Si

No

¿Se encuentra en terreno?

No

LINEA NO ENCONTRADA

Motivos:  Bajo tierra  Equipo retirado  No existe en terreno  Sin referencia clara

 

LINEA NO ENCONTRADA

Si

Línea procesada

LINEA NO ENCONTRADA

Motivos:  Especificación no existe en P&ID  Línea no existe en P&ID  No verificable, difícil acceso  No pertenece a (crl, tv1, fccu, etc)  Pertenece a (crl, tv1, fccu, etc)

Todas las líneas dibujadas en terreno son procesadas, Se prioriza información de P&ID, si información no coincide, no se modifican nombres de líneas del listado oficial, si es necesario, se agregan mas líneas y se procesan en su respectiva planta según el flujo.