1 PLAN DE INTEGRIDAD EN PLANTAS COMPRESORAS INTEGRIDAD ESTRUCTURAL DEPARTAMENTO DE INTEGRIDAD DEPARTAMENTO DE INTEGRIDAD PEDRO M. HRYCIUK 30/10/2008

2 INDICE  NORMATIVA  ALCANCE  AMENAZAS APLICABLES  ANTECEDENTES  TIPOS DE INSPECCION  PLAZOS ENTRE INSPECCIONES  PLAN DE INTEGRIDAD  ACCIONES DE MITIGACIÓN  BASE DE DATOS  ACTUALIZACIÓN DEL PLAN

3 ALCANCE Cañerías aéreas y enterradas Recipientes a presión Circuito de aire comprimido Sistema de refrigeración y tratamiento de agua Planta Ecológica Modular Aeroenfriadores Válvulas de seguridad

4 NORMATIVA ASME VIII – Boiler and Pressure Vessels Code API 570 (2003) – Piping Inspection Code API 574 (98) – Inspection Practices for Piping Systems Components API 510 (2003) – Pressure Vessel Inspection Code API 572 (2001) – Inspection of Pressure Vessels NAG-126 (90) – Seguridad en PC´s de Gas Natural API 580 / 581 (2001) – RBI ASME B31.8S (2001) – Integrity Management API RP 579 (2000) – FFS

5 ThinningSCC Metallurgical And Environmental Failures Mechanical Failures Hydrochloric Acid Galvanic Ammonia Bisulfide Carbon Dioxide Sulfuric Acid Hydrofluoric Acid Phosphoric Acid Phenol Amine Atmospheric Under Insulation Soil Corrosion High Temperature Sulfidic without H2 High Temperature Sulfidic with H2 Naphtenic Acid Oxidation CORROSION Chloride Caustic Polythionic Acid Amine Ammonia Hydrogen Induced Sulfide Stress Hydrogen Blistering Hydrogen Cyanide CRACKING High-Temperature Hydrogen Attack Grain Growth Graphitization Sigma Phase Embrittlement 885°F Embrittlemente Temper Embrittlement Liquid Metal Embrittlement Carburization Decarburization Metal Dusting Selective Leaching Mechanical Fatigue Corrosion Fatigue Cavitation Mechanical Deterioration Overloading Over-pressuring Brittle Fracture Creep Stress Rupture Thermal Shock Thermal Fatigue Erosion Soportación deteriorada DETERIORATION MECHANISMS API RP 580 / A 1-B 1-C A 4-B 4-C 4-D

6 AMENAZAS APLICABLES (I) 1) Disminución de espesor  1-A) Corrosión Galvánica  Debida principalmente a la construcción al poner en contacto materiales distintos  1-B) Corrosión (solo en cañerías enterradas): 1-B-1) Corrosión externa (revestimiento deteriorado) 1-B-2) Protección catódica insuficiente  1-C) Oxidación (solo en cañerías aéreas): 1-C-1) Corrosión externa por pintura deteriorada 1-C-2) En soportes  1-D) Corrosión en interface suelo/aire  Se da en casos con revestimiento deteriorado por envejecimiento ó corte de pasto.  1-E) Corrosión interna  Se da en casos recipientes que recolectan líquidos en los bajos

7 AMENAZAS APLICABLES (II) 2) Stress Corrosion Cracking 3) Metallurgical And Environmental Failures –  NO APLICABLES A NUESTRO CASO 4) Fallas mecánicas  4-A) Fatiga 4-A-1) Se presenta en conexiones de grandes diámetros, como en amortiguadores de pulsación. 4-A-2) Se presenta en las conexiones de pequeño diámetro (niples esbeltos).  4-B) Sobrepresurización ó venteos no programados  Se puede presentar por válvulas de seguridad con menor capacidad de alivio, mal calibradas, ó en mal estado.  4-C) Erosion  4-D) Soportación deteriorada / fuera de servicio (cañería desencajada)

8 ANTECEDENTES Niples esbeltos (Norte y CO). Bocas de pescado (Norte - Lumb). Corrosión externa en cañería enterrada (Coch). Laminación en recipientes. Vibración en instalaciones (Beaz). Codos erosionados (Beaz). Desgaste por fricción en soportes (Lumb). Corrosión interna de cañerías de agua de refrigeración y de aire comprimido (Tuc). Taponamiento de tubos de intercambiadores (Lumb). Desprendimiento de internos de amortiguadores (Tuc). Venteo no programado (Villa Const).

9 TIPOS DE INSPECCIÓN (I) 1) Disminución de espesor: 1-A) Corrosión Galvánica: IV 1-B) Corrosión (solo en cañerías enterradas): 1-B-1) Corrosión externa: CIS-DCVG / Emisión acústica 1-B-2) PA Insuficiente: Relevamiento de protección catódica 1-C) Oxidación (solo en cañerías aéreas): IV 1-D) Corrosión en interface suelo/aire: IV / DCVG 1-E) Corrosión interna: Medición de espesores / Emisión Acústica 2) Stress Corrosion Cracking: Pozos de investigación

10 TIPOS DE INSPECCIÓN (II) 4) Fallas mecánicas: 4-A) Fatiga:  4-A-1) Bocas de pescado: IV, Partículas, Tintas Penetrantes  4-A-2) Niples esbeltos: IV, Partículas, Tintas Penetrantes 4-B) Sobrepresurización: Relevar válvulas de seguridad, su calibración y calcular su capacidad de alivio. 4-C) Erosión: Medición de espesores / Calc. Vel. 4-D) Soportación deteriorada / fuera de servicio (cañería desencajada): IV / Medición de espesores

11 PLAZOS ENTRE INPECCIONES 1) Disminución de espesor 1-A) Corrosión Galvánica: IV: Cada 5 años 1-B) Corrosión por el suelo (solo en cañerías enterradas):  1-B-1) Corrosión externa: CIS-DCVG: Cada 10 años / (customizado por planta)  1-B-2) PA insuficiente: Relevamiento de protección catódica: Anual 1-C) Oxidación (solo en cañerías aéreas): IV: Cada 5 años (API 570) 1-D) Corrosión en interface suelo/aire: IV: Cada 5 años (API 570) 1-E) Corrosión interna: en piping máximo cada 10 años (API 570) ó en plazos menores cuando haya degradación. 2) Stress Corrosion Cracking: Pozos de investigación (Customizado) 4) Fallas mecánicas 4-A) Fatiga  4-A-1) Bocas de pescado: IV – Anual; PM / Tintas – 5 años.  4-A-2) Niples esbeltos: IV / PM / Tintas - Cada 5 años (API 570). 4-B) Sobrepresurización: Relevamiento: Cada 10 años. 4-C) Erosión: en piping máximo cada 10 años (API 570) ó en plazos menores cuando haya degradación. 4-D) Soportación deteriorada / fuera de servicio (cañería desencajada): IV: Anual.

12 RESUMEN INSPECCIONES 1. EIE Cañerías aéreas – c/10 años 2. EIE Recipientes gas – c/10 años 3. AEROENFRIADORES – c/10 años 4. PEM – c/10 años 5. INSPECCION VISUAL – c/5 años 6. EIE Recipientes AC – c/5 años 7. MEDICION DE VIBRACIONES – c/5 años 8. PROTECCION CATODICA – Anual 9. MOTORES (temp. / vibrac.) – Anual 10. BOMBAS (temp. / vibrac.) – Anual 11. BOCAS DE PESCADO – customizado 12. POZOS DE SCC – customizado 13. CIS / DCVG – c/10 años / customizado 10 años 5 años Anual

13 PLAN DE INTEGRIDAD

14 ACTIVIDADES DE CONTROL / MITIGACIÓN - Reducción de presión de operación 1) Disminución de espesor: acortar monitoreos ó reemplazo de componentes 1-A) Corrosión Galvánica: adecuar instalaciones con materiales adecuados 1-B) Corrosión por el suelo (solo en cañerías enterradas):  1-B-1) Corrosión externa: Pozos de investigación y reparación  1-B-2) PA insuficiente: Reparación de puntos defectuosos 1-C) Oxidación (solo en cañerías aéreas): Renovación del revestimiento 1-D) Corrosión en interface suelo/aire: Renovación del revestimiento 1-E) Corrosión interna: acortar monitoreos ó reemplazo de componentes 2) Stress Corrosion Cracking: recoating / reemplazo de componentes 4) Fallas mecánicas 4-A) Fatiga  4-A-1) Bocas de pescado: Desarmado p/alivio / Reparación / Reemplazo  4-A-2) Niples esbeltos: Eliminación / Reparación / Reemplazo 4-B) Sobrepresurización: Adecuar instalaciones deficientes 4-C) Erosión: acortar monitoreos ó reemplazo de componentes 4-D) Soportación deteriorada / fuera de servicio (cañería desencajada): Reparación

15 BASE DE DATOS  Carga inicial (medición base) Planta, N° de línea, N° de componente, mediciones. SAP  Cargas siguientes  Comparación entre mediciones (gráficos)  Reportes para recomendar acciones: Evaluación adicional Acortar monitoreo Reemplazo

16 ACTUALIZACIÓN DEL PLAN Evaluar performance del plan  Crear indicadores  Auditorías  Comparación  Nuevos incidentes Gestión de cambios  Volcar cambios en el nuevo plan  Informar

17 PLAN DE INTEGRIDAD DE PLANTAS COMPRESORAS MUCHAS GRACIAS! INTEGRIDAD ESTRUCTURAL DEPARTAMENTO DE INTEGRIDAD DEPARTAMENTO DE INTEGRIDAD PEDRO M. HRYCIUK 30/10/2008