Asociación Uruguaya de Ensayos No Destructivos

Presentación del tema: "Asociación Uruguaya de Ensayos No Destructivos"— Transcripción de la presentación:

1 Asociación Uruguaya de Ensayos No Destructivos Los Ensayos No Destructivos en la detección de ataque por hidrógeno a alta temperatura Ing. Silvia Infanzón, AENDUR, Uruguay Ing. Juan Romero, AENDUR, Urguguay 2. Jornadas Técnicas sobre Inspección, Evaluación e Integridad de Equipos Industriales Montevideo, Uruguay 22 a 24 de setiembre de 2004

2 Casos: Cañerías de una unidad de Reforming Catalítico Datos técnicos
Fluido: Nafta reformada e hidrógeno Presión de operación = 1.5 a 2.0 MPa Temperatura de operación = ºC Material: acero al carbono/ 0.5 Mo / 1.25 Cr – 0.5 Mo En operación desde 1961, modificaciones en 1994 Primer caso de falla en acero al C luego de 34 años en servicio Segundo caso de falla en acero al carbono luego de 5 años en servicio (en línea introducida en las modificaciones). Es sustituida y vuelve a fallar luego de 2 años Otro caso de falla en 0.5 Mo luego de 39 años en servicio Figura 1: Genérica del horno Réplicas: no se ven microcavidades, pero no se descarta que puedan existir. Muestra muy limitada. Los daños comienzan a manifestarse en el interior del tubo, no en la superficie exterior, donde se hace la réplica. API 530: Recommended Practice for Calculation of heater tube thickness in Petroleum Refineries (permite calcular vida residual) Los valores de tensión permitida para tubos sujetos a creep no tienen confiabilidad para períodos de operación mayores a horas. Las extrapolaciones muestran que estamos en el límite de la vida.

3 Problemas asociados al Hidrógeno
Fisuración Inducida por Hidrógeno (Hydrogen Induced Cracking, HIC) Acumulación de hidrógeno en discontinuidades, recombinación, fisuración incluso para bajas tensiones externas Ataque por hidrógeno a alta temperatura (Hydrogen Temperature Hydrogen Attack, HTHA Formación de metano, decarburización, pérdida de propiedades mecánicas, macro y microfisuras Acero al carbono y de baja aleación entre 200 y 500 ºC Corrosión bajo tensión inducida por hidrógeno (Hydrogen Induced Stress Corrosion Cracking) Reducción de las fuerzas coercitivas del material ante la presencia de hidrógeno y tensiones. Fisuras orientadas según las tensiones principales

4 Curvas de Nelson

5 Análisis de falla Ensayos No Destructivos: visual, líquidos penetrantes, ensayo magnético, ultrasonido y radiografía Análisis macroscópico y microscópico Estudio de piezas pulidas con y sin ataque químico Medida de dureza y microdureza Análisis químico Fractografía Estudio de procedimientos de soldadura Verificación de condiciones operativas

6 Circuito de acero al carbono
Material: acero al carbono, 0.30 %C max Presión parcial de hidrógeno = 1.5 MPa Temperatura de operación según especificación= 270 ºC 34 años en servicio Figura 1: Genérica del horno Réplicas: no se ven microcavidades, pero no se descarta que puedan existir. Muestra muy limitada. Los daños comienzan a manifestarse en el interior del tubo, no en la superficie exterior, donde se hace la réplica. API 530: Recommended Practice for Calculation of heater tube thickness in Petroleum Refineries (permite calcular vida residual) Los valores de tensión permitida para tubos sujetos a creep no tienen confiabilidad para períodos de operación mayores a horas. Las extrapolaciones muestran que estamos en el límite de la vida.

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8 Próximo a superficie interior
Próximo a superficie exterior

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10 Próximo a superficie interior
Próximo a superficie exterior

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12 Conclusiones primarias
Condiciones operativas muy próximas a los límites de la curva de Nelson Fisuración y decarburización en fittings con estructura tipo Widmanstäten Buen comportamiento del material de las cañerías (estructura normalizada)

13 Nuevo caso en circuito de acero al carbono
Condiciones similares al caso anterior Líneas introducidas en las modificiaciones de la planta 5 años en servicio Figura 1: Genérica del horno Réplicas: no se ven microcavidades, pero no se descarta que puedan existir. Muestra muy limitada. Los daños comienzan a manifestarse en el interior del tubo, no en la superficie exterior, donde se hace la réplica. API 530: Recommended Practice for Calculation of heater tube thickness in Petroleum Refineries (permite calcular vida residual) Los valores de tensión permitida para tubos sujetos a creep no tienen confiabilidad para períodos de operación mayores a horas. Las extrapolaciones muestran que estamos en el límite de la vida.

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15 Particularidades del nuevo caso
Menor tiempo hasta la rotura No se detectaron anomalías en la estructura metalográfica ni decarburización Soldadura SMAW, raíz E6010. Fisuras asociadas a discontinuidades en la raíz Se sustituyó la línea usando material acero al carbono por no disponerse de material aleado Ensayo radiográfico al 100% de las soldaduras

16 Nueva falla luego de 2 años en servicio
Líneas sustituídas debido al caso anterior Figura 1: Genérica del horno Réplicas: no se ven microcavidades, pero no se descarta que puedan existir. Muestra muy limitada. Los daños comienzan a manifestarse en el interior del tubo, no en la superficie exterior, donde se hace la réplica. API 530: Recommended Practice for Calculation of heater tube thickness in Petroleum Refineries (permite calcular vida residual) Los valores de tensión permitida para tubos sujetos a creep no tienen confiabilidad para períodos de operación mayores a horas. Las extrapolaciones muestran que estamos en el límite de la vida.

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18 Nuevos elementos a considerar
Menor tiempo hasta la rotura No se detectaron anomalías en la estructura metalográfica ni decarburización Fisuras asociadas a entalla en la raíz Se comprobó que las condiciones operativas reales eran de 300ºC y no 270 ºC Se sustituyó la línea usando material acero al carbono por no disponerse de material aleado Se realizó alivio de tensiones a la soldadura

19 Caso en circuito O.5 Mo Material: acero al carbono con 0.5 % Mo
Presión parcial de hidrógeno = 1.5 MPa Temperatura de operación = 410 ºC 39 años en servicio Figura 1: Genérica del horno Réplicas: no se ven microcavidades, pero no se descarta que puedan existir. Muestra muy limitada. Los daños comienzan a manifestarse en el interior del tubo, no en la superficie exterior, donde se hace la réplica. API 530: Recommended Practice for Calculation of heater tube thickness in Petroleum Refineries (permite calcular vida residual) Los valores de tensión permitida para tubos sujetos a creep no tienen confiabilidad para períodos de operación mayores a horas. Las extrapolaciones muestran que estamos en el límite de la vida.

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21 Decarburización y fisuración del metal base

22 O.5 Mo en servicio de hidrógeno
Comportamiento incierto a tiempos prolongados API RP 941: Baja la curva de O.5 Mo aprox. 33ºC en 1977 Retira la curva del gráfico en 1990 Agrega el un apéndice específico en 1997 El comportamiento del 0.5 Mo varía de un acero al otro

23 Detección de ataque por hidrógeno mediante END
Ensayo visual Ensayo magnético Limitado por el acceso a la superficie interior Líquidos Penetrantes Ensayo de biseles en reparaciones Ultrasonido Bueno para daño generalizado de metal base (atenuación, comparación de frecuencias) Macrofisuras: limitado por microfisuras

24 Radiografía API RP 941 no recomientda RT para detección de HTHA
Caso real: Necesidad de seguir operando con un riesgo aceptable Imposibilidad de cambiar los materiales Limitaciones de otros ensayos 100% de radiografía a las soldaduras premitió detectar fisuras importantes y evitar fallas

25 Conclusiones Se comprobó la influencia de diversos factores que hacen que un material sea más susceptible al ataque por hidrógeno: estructura metalográfica procedimiento de soldadura discontinuidades en la raíz concentradores de tensiones El alivio de tensiones de la soldadura es favorable En la selección de materiales para servicio de hidrógeno a alta temperatura es conveniente establecer un margen de seguridad respecto a las curvas de Nelson (30 – 50 ºC)

26 Conclusiones El acero 0.5 Mo ya no es recomendado para el servicio de hidrógeno a alta temperatura. En caso de instalaciones donde este material se encuentre en operación es conveniente realizar una inspección de las mismas en búsqueda de HTHA que incluya la extracción de muestras y eventualmente la sustitución por material 1.25 Cr – 0.5 Mo En casos de HTHA en que no se pudo sustituir el material, la inspección mediante VT, RT, MT complementando con UT, permitió dsiminuir la probabilidad de paradas no progrmadas y aumentar la confiabilidad de la operacíón