análisis de criticidad
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Análisis de criticidad
Para poder realizar un análisis de los problemas relacionados con corrosión que se
puedan presentar en los equipos y secciones de tubería pertenecientes a las líneas, es
necesario conocer sus características de diseño y operación.
Dichas características pueden compararse con las condiciones necesarias para que
se produzca un tipo de corrosión especifico y permite establecer rápidamente si es
susceptible o no.
En esta etapa de la investigación se inicia la parte analítica; mediante las
características de cada servicio se identificaron identifican las sustancias
contaminantes, las cuales al estar presentes en determinadas condiciones de operación
son las responsables de la presencia de los diferentes mecanismos de degradación,
con este estudio se busca analizar analizan las posibles fallas que pudieran puedan
ocurrir según el proceso.
Se realiza la estimación de criticidad (prioridad) de cada dispositivo de alivio de
seguridad.
Parámetros que rigen el análisis de criticidad
Para poder prioritizar las labores de inspección y monitoreo de control de los
dispositivos de alivio de presión se realizo un análisis de criticidad el cual se baso en
una serie de parámetros y criterios definidos en función de variables más propicias a
causar fallas.
A continuación se describen los parámetros utilizados en el análisis:
Predicibilidad del Mecanismo de corrosión
Con este parámetro se busca dar un peso al factor detección del tipo de corrosión,
el cual es importante si se toma en cuenta que este es uno de los factores más
causante de fallas en los materiales. En el caso de mecanismos que generen corrosión
del tipo localizada o medianamente detectable implica un nivel menor de
complicación, por lo que a este criterio se le dio da un peso de uno (1). Los
mecanismos de corrosión mas difíciles de detectar son aquellos que producen
agrietamientos, las perdidas de material en estos casos son mínimas pero las
consecuencias que suelen provocar son catastróficas en especial cuando la
propagación de la grieta deja de ser superficial y atraviesa transversalmente el espesor
de pared, debido a su dificultad de detección se le dio da un peso a este criterio de tres
(2). Cuando no es posible detectar ningún mecanismo a simple vista o con
inspecciones de rutina, es posible que se deje pasar por alto que existe algún
problema y a la larga las consecuencias serian de mayor escala, es por ello que le dio
el valor (3). Y siendo el mayor de los casos que se diera alguna mezcla de los factores
anteriormente mencionados se asigno el valor mas alto en cuanto a la criticidad
(4).Ver tabla n° 7.
Parámetros Criterios Valor
1. Predicibilidad del mecanismo de corrosión
a. Mecanismo medianamente detectable (Picaduras). 1
b. Mecanismo de difícil detección (Agrietamientos). 2c. No se pudo predecir ningún mecanismo en los
componentes internos. 3
d. Mezcla de algunos de los anteriores. 4Fuente Tabla n° 7 nombre
Número de mecanismos corrosivos presentes
Después de haber realizado realizar el análisis de las condiciones operativas y las
sustancias contaminantes presentes en diferentes servicios, se determinaron determinan
los posibles mecanismos de corrosión que pueden presentarse en cada línea.
Resultando dispositivos de alivio de presión que por no poseer contaminantes no
tienen peso dentro de este parámetro, y se la esigna asigna el valor cero (0). Así también
se decidió, para aquellas que por no tener mayor información fue imposible predecir el
mecanismo de corrosión que puede actuar actua, esto con la finalidad de que aquellas
poco conocidas mostraran muestren una tendencia menos critica.
Por otro lado aquellas que pudiesen puedan tener mas de un mecanismo, se les asigno
mayor peso debido a que poseen un riesgo mayor de presentar corrosión, los valores van
de uno (1) a tres (3) en función del numero de mecanismos. Ver tabla n° 8.
Parámetros Criterios Valor2.N° de mecanismos de corrosión presentes
a. 0 Mecanismos. 0
b. 1 Mecanismo. 1
c. 2 Mecanismos. 2
d. 3 Mecanismos o más. 3Fuente Tabla n° 8 nombre
Material de construcción
Tanto las tuberías de la planta mejoradora de crudo como todos los demás
elementos y equipos que conforman están construidas de diferentes metalurgias,
mejore redaccion las cuales ofrecen distintos niveles de resistencia a los mecanismos
de corrosión.
Los pesos están colocados en función de dicha resistencia, teniendo menos
influencia en la criticidad aquellas mas resistentes.
El tipo de material de cada dispositivo de alivio aparece reflejado en la tabla de
características de diseño. Los pesos de cada uno de los criterios son los siguientes:
Acero Inox. A312 tipo 317L, mayor resistencia, cero (0); Acero Inox. A312 tipo
316L, este acero por tener una menor porción de Molibdeno (Mo) es ligeramente mas
susceptible a la corrosión, uno (1); Acero 9 Cr -1 Mo, el contenido de cromo de este
material es menor lo cual disminuye su resistencia, tiene un peso de dos (2); Aceros
al carbono con sobre espesores mayores a 3mm, este es el material con menor
resistencia a la corrosión pero presenta sobre espesores de corrosión moderados-altos,
peso asignado tres (3), Acero al carbono con sobre espesor de corrosión de 1,6 mm,
baja resistencia y bajo sobre espesor de corrosión, condición mas critica de este
parámetro, peso asignado cuatro(4). Ver tabla n° 9.
Parámetros Criterios Valor
3. Material de construcción (body/bonnet)
a. Acero Inoxidable (18Cr-8Ni). A312 Tipo 317L 0b. Acero Inoxidable (18Cr-8Ni). A312 Tipo 316L 1c. Acero 9 Cr-1Mo. 2d. Acero al Carbono. S.C = 3.17mm o mas. 3e. Acero al Carbono. S.C = 1.60 mm. 4
Fuente Tabla n° 9 nombre
Temperatura de funcionamiento de la línea
La temperatura de funcionamiento es de gran importancia pues esta referido a la
activación de los mecanismos de corrosión y divide generalmente estos fenómenos en
acuosos y secos, siendo estos últimos los mas nocivos y por lo tanto críticos . Los
pesos asignados según el rango de temperatura son los siguientes: 10 – 150 ºF, cero
(0); 151 – 400 ºF, uno (1); mayores de 401 ºF, dos, (2). Ver tabla n° 10.
Parámetros Criterios Valor4. Temperatura de funciona-miento.
a. 10 – 150 ºF 0
b. 151 - 400 ºF 1
c. 401 ºF o mas. 2
Fuente Tabla n° 10nombre
Presiones de Seteo
Las presiones con las cuales se trabaja en la planta mejoradora de crudo son
realmente elevadas, es por ello que se requiere de dispositivos de alivio de presión,
para que alivien el sistema de un exceso de presión y conducirlo a una condición
normal de trabajo cuando sea requerido, dependiendo del sistema de operación se
selecciona la válvula para que cumpla su labor para ese sistema en especial, es
necesario conocer el estimado de válvulas que trabajan a altas medianas o bajas
presiones, en donde las que manejan altas presiones serian son las más criticas . Los
pesos asignados según el rango de presión es el siguiente: Baja (1 – 12 Bar) cero (0),
Moderada (12 – 25 Bar) uno (1) y Alta (más de 25 Bar) dos (2). Ver tabla n° 11.
Parámetros Criterios Valor
5. Presiones de seteo
a. Baja. (1 - 12 BARG) 0
b. Moderada. (12 - 25 BARG) 1
c. Alta. (más de 25 BARG) 2fuenteTabla n° 11 nombre
Criticidad de equipos asociados
Para la instalación de los dispositivos de alivio de presión existen factores de
gran importancia y que deben ser evaluados para el mejor funcionamiento del sistema
en general; la filosofía de aislamiento o bien dicho la instalación se define
principalmente por el equipo al cual está asociado el dispositivo de alivio de presión,
es decir que tan critico es el equipo si éste llegase a fallar y las consecuencias que
podría ocasionar; así como el fluido con que trabaja dicho equipo y hacia donde es
aliviado; pues frecuentemente es toxico para el ambiente. Los pesos asignados según
la criticidad del equipo es la siguiente: Baja (5 – 4) cero (0), Moderada (2 – 3) uno (1)
y Alta (1) dos (2). Ver tabla n° 12.
Parámetros Criterios Valor
6.Criticidad de los equipos asociados
a. Baja. (5-4) 0
b. Moderada. (2-3) 1
c. Alta. (1) 2
Fuente Tabla n° 12nombre
Análisis del mecanismos de corrosión
El crudo proveniente de la faja petrolífera del Orinoco, específicamente el de la región
de Zuata, es un crudo extra-pesado el cual tiene que ser extraído por procedimientos
especiales de recuperación, mediante la inyección de nafta directamente en el pozo.
A pesar de todos estos procesos el crudo llega al complejo de mejoramiento con
una cantidad significante de partículas sólidas y un contenido de agua, si se quiere,
alto. Esto sumado a la cantidad de azufre que naturalmente este tipo de crudo posee,
hacen que el crudo Zuata tenga un alto nivel de corrosividad.
Mecanismos de corrosión que pueden presentarse
En una planta de mejoramiento de crudo, muchos son los problemas de corrosión
que se pudieran pueden presentar, pero ellos están ligados directamente con la especie
corrosiva y con el mecanismo de actuación.
Cada mecanismo, posee generalmente un rango de temperatura y una cierta
concentración o porcentaje peso ( Wt %, por sus siglas en ingles) de sustancia
degradante, para que pueda activarse. En algunos tipos de corrosión relacionados con
hidrógeno una de las condiciones de actuación es la presión de operación. En otros
como la corrosión por ácido naftenicos, además de la concentración del ácido también
tiene efecto la velocidad del fluido.
Los mecanismos mas comunes en plantas petroleras abarcados en este estudio,
tienen actuación en o cuando:
Corrosión por picadura y bajo deposito (M,1,2):
Se presenta en zonas donde la superficie del metal esta en contacto con ácidos.
Es mas común en zonas donde hay roció (columnas destilación fase L-V )
Donde se haya roto la película de oxido protectora.
Donde la superficie del material se haya pasivado.
Donde la velocidad del fluido es muy baja para mantener limpia la superficie.
Formación de cloruros de amonio.
Común debajo de los sólidos que se acumulan en las bandejas de las columnas.
Agrietamientos bajo esfuerzo causados por cloruros(M3) : (Chloride stress
corrosión cracking)
Ocurre generalmente en aceros inoxidables de la serie 300.
Agua liquida presente ( conteniendo cloruros ).
El material debe estar sometido a esfuerzos.
Presencia de oxigeno disuelto.
Temperatura por encima de 140 ºF ( 60 ºC )
Oxigeno disuelto.
Todos estos factores deben estar presentes para que se produzca el agrietamiento.
Agrietamientos bajo esfuerzo causados por sulfuros (M4): (Wet H2S cracking).
Concentración de H2S por encima de 50 ppm.
Durezas altas por encima de 22 HRC para aceros al carbono, inoxidables y cromo-
molibdeno.
Esfuerzos residuales producto de soldaduras o aplicados por la presión interna.
Temperaturas desde la ambiente hasta los 200 ºF ( 93 ºC ).
Agrietamientos bajo esfuerzo causados por ácido politionico(M5): (Polythionic
Acid Stress Corrosión Cracking)
Solo se presenta en inoxidables austeníticos sensibilizados por soldadura, tratamientos
térmicos o largos periodos de operación por encima de 800 ºF.
Únicamente ataca en equipos con servicio hidrógeno.
El ácido politiónico se forma de la reacción de sulfuro de hierro con el oxigeno o
humedad.
Se presenta únicamente durante las paradas de planta cuando el equipo esta expuesto
al aire y humedad.
Agrietamiento por cáustico(M6):(Caustic Cracking)
En aceros al carbono ocurre entre los 120 ºF y 180 ºF.
Ocurre en la cercanía de soldaduras que no han tenido un PWHT, (Tratamiento
térmico).
Depende proporcionalmente de la concentración de cáustico.
Agrietamiento y ampollas inducidas por hidrógeno (M7): (Hidrogen Induced
Cracking)
No esta asociado con altas durezas en el metal.
El hidrógeno atómico se difunde dentro del acero para formar moléculas en los
vacíos, inclusiones o laminaciones de esta forma aumenta la presión formando
una ampolla.
Ocurre en presencia H2S ( 50 ppm ) con agua líquida.
Servicio HF y Cianuro.
Ataque por hidrógeno a altas temperaturas (M8):
Se observa en las unidades de Hidrotratamiento, Reformación e Hidrocracking.
Temperaturas y presiones por encima de 450 ºF y 100 psia respectivamente.
Por encima de 400 ºF el hidrógeno molecular se divide en átomos que al
difundirse en el acero reacciona con el carbono produciendo ampollas de metano.
Corrosión sulfúrica a altas temperaturas (M9):
Se presenta por los variados compuestos de sulfuro en rangos de temperatura
desde los 500 ºF a 1000 ºF.
La rata de corrosión aumenta con la temperatura a partir de los 850 ºF y depende
del tipo de compuesto y su concentración.
En cargas de vapor mayores de 60%, la rata de corrosión se incrementa por un
factor de 6, si al velocidad es mayor de 200 pie/s, entonces la rata se incrementa
por un factor de 60.
Corrosión por ácido naftenico (M10):
Ácido orgánico cuyo ataque se produce entre los 450 ºF y 750 ºF.
Las áreas de condensación de las torres de destilación o de alta velocidad y
choque de fluido son las mas susceptibles.
Se caracteriza por picaduras muy agresivas y ranuras cortantes.
La presencia de sulfuro puede servir como inhibidor, sin embargo la cantidad no esta
establecida y mucha cantidad acelera el proceso de corrosión.
Corrosión – erosión (M11) :
Aguas abajo de válvulas de control, especialmente cuando ocurre vaporización.
Aguas abajo de reducciones.
Aguas abajo de descargas de bombas.
En cualquier punto donde la dirección del fluido cambie, tal como el radio
externo de codos.
Aguas abajo de arreglos que produzcan turbulencia (soldaduras, termocuplas,
bridas)
Por compuestos amoniacales (M12):
Este tipo de corrosión esta clasificado como corrosión alcalina.
Ataca mayormente las aleaciones de cobre.
La pérdida se hace mas rápida cuando la concentración de oxigeno o la
temperatura aumenta.
Los ataques en aceros rara vez se corroen en ambientes alcalinos, a menos que se
presenten altas concentraciones de cáustico o temperaturas.
Los condensados de amoniaco son altamente perjudiciales en las tuberías de
cobre, aquí es donde mas se presenta. Esto es teoria va en marco teorico
o lo lanza como una anexo
Para realizar el análisis de los posibles mecanismos que se pueden presentar en las
unidades de la planta mejoradora de crudo, se compararon las condiciones de
operación de cada dispositivo de alivio de presión con las especies corrosivas
presentes en su respectivo servicio.
A partir de dicha comparación se determinaron determinan los mecanismos que
pueden estar presentes en cada línea o equipo asociado al dispositivo de alivio de
presión, resultando casos en los que existen líneas propensas a tres tipos distintos de
corrosión.
La determinación se realizo en tablas, sobre las cuales se procedió a marcar la
presencia de cada mecanismo con X . Ver anexo n° 20
MECANISMOS DE CORROSIÓN
M1 Localizada. (bajo deposito o picadura)M2 Localizada. (interfase l-v)M3 Chloride stress corrosion crackingM4 Sulfide stress corrosion crackingM5 Polythionic stress corrosion crackingM6 Caustic crackingM7 Hydrogen induced crackingM8 High temperature hydrogen attackM9 High temperature sulfidic attackM10 Naphthenic acid corrosionM11 Erosión-corrosiónM12 Por compuestos amoniacales
Fuente Tabla n° 13 nombre
A través de la tabla n° 13 y n° 14, se realiza el estudio. El cual se llevó a cabo de
la siguiente manera:
Después de haber analizado cada mecanismo de corrosión se procede a tomar la
información de las especificaciones de operación de cada dispositivo de alivio de
presión; para de esta forma conocer cuales de los mecanismos de corrosión puede
presentarse.
TIPOS DE CORROSION.
TIPOS SERVICIO AGENTESACTIVOS
TEMP. PRES. MORFOLOGIA CAUSAS
Localizada.(Bajo deposito opicadura)
Cloruros deamonio.Ácidos agresivos.
Pequeños agujeros profundos opicaduras.
Pasivasión de la sup. metálica.Perdida de la película de óxidos.Formación de HCL.
Localizada.(Interfase L-V)
Destilacion decrudo.
Chloride StressCorrosion Cracking
Agua para lavado.(Shutdown)
Cloruros.Agua.Oxigeno.
Mas de 140 ºF Agrietamiento del metal, presentasimilitud al Delta de un río.
Concentración excesiva de cloruros porevaporación del agua en superficies conesfuerzos.
Sulfide StressCorrosion Cracking.(Wet H2S)
Donde este presenteH2S.
H2S por encima de50 ppm.
De 77 ºF hasta200 ºF
Agrietamiento escalonado delmetal.
Ataque del hidrógeno presente en el H2S ensuperficies con durezas por encima de 22HRC.
Polythionic Acid StressCorrosion Cracking
Agua de lavado.(Shutdown)
Ácido politiónico. Largos periodosa 800 ºF
Agrietamiento del metal. Formación del ácido politiónico debido a laentrada de oxigeno y humedad en los equipos
Caustic Cracking Injeccion decausticos yneutralizante.
Soda cáustica Entre 120 ºF y180 ºF
Agrietamiento del metal. Ataque de una concentración de cáusticoelevada en una zona sensibilizada porsoldadura.
Hydrogen InducedCracking
Servicio agrio mydonde este presenteH2S
Hidrogeno atómico. Ampollas y agrietamientos delmetal.
Formación de hidrógeno molecular en vacíose inclusiones, generando presiones internas.
fuente Tabla n° 14nombre
Análisis del n° de mecanismos de corrosión presentes
Como se ha expuesto durante el análisis de criticidad, la degradación de los
materiales debido a la corrosión es uno de los factores más críticos en cuanto a fallas.
Es por ello que se realizó un estudio previo en donde se identificaron los mecanismos
de corrosión presentes para cada dispositivo de alivio de presión, considerando que
puede existir más de un mecanismo de corrosión en los materiales dependiendo de los
factores de operación y servicio; se realiza esta fase para conocer cual presenta
mayor criticidad.
A través del estudio aplicado en la fase anterior se procede a efectuar una
sumatoria para comprobar si existe más de un mecanismo de corrosión presente para
cada dispositivo de alivio de presión. En el anexo n° 20 se puede verificar el total de
mecanismo presentes, en donde se tomará como más critico aquel que presente más
de un mecanismo.
Análisis del material de construcción
Existen diferentes tipos de metalurgias conforme sea el servicio de operación que
preste el equipo, las cuales ofrecen mayor resistencia según sea el caso. En esta fase
se efectúa una evaluación minuciosa para verificar que el material que presenta el
equipo contrasta con el material de diseño. En la tabla n° 15 se muestran las
especificaciones de los materiales, a través de una codificación de Petrozuata, la cual
es complemento del número de la línea, ejemplo: 2"-P-11251-3F02-HC.
NOM. PETROZUATA
SERVICERATING-FACE
TEMPBASIC
MATERIALVALVE BODY TRIM CORR. ALLOW.
B01BIOSLUDGE, COOLING WATER, FIRE
WATER (AG), PROCESS COND., PROCESS WATER, INDUSTRIAL WATER,
CLASS 150, 177ºC (350 oF)
MAXCS
CS/BRZ/CI BRONZE/UNIV
1.60 mm (0.063 in)
C01A
FLARE SISTEM, FLUSH OIL SUPPLY, FUEL GAS, HYDROCARBON, LUBE OIL RETURN, NATURAL GAS, NITROGEN, OILY WATER, PLANT AIR AND SLOP
OIL.
CLASS 150, RF 427 oC (850 oF)
MAX
CS A53-B OR KCS A106-B
CARBON STEEL 13CR/HFS
3.17 mm (0.125 in)
C01B OCERHEAD LINE AND VACUUM
TOWER
CLASS 150, RF 427 oC (800 oF)
MAXKCS A106-B
CARBON STEEL 13CR/HFS
3.17 mm (0.125 in)
C03 STEAM (LP)/CONDENSATE (LP/MP),
HYDROCARBON (NON-CORROSIVE), HYDROGEN AND LP BLOWDOWN
CLASS 150, RF 454 oC (854 oF)
MAX
CS A53-B OR KCS A106-B
CARBON STEEL 13CR/HFS
1.60 mm (0.063 in)
C07B SOUR WATER (H2S) AND
ENVIROMENTAL GAS VENT
CLASS 150, RF 454 oC (800 oF)
MAX KCS A106-B
CARBON STEEL 13CR/HFS
4.78 mm (0.188)
C07C SOUR WATER CLASS 150, RF
454 oC (850 oF) MAX
KCS A106-BCARBON STEEL
13CR/HFS3.17 mm (0.125
in)
C18 CORROSIVE HYDROCARBON CLASS 150, RF
427 oC (800 oF) MAX
317L SS317L SS/317SS 316
SS0.508 mm (0.02
in)
C20 CORROSIVE HYDROCARBON CLASS 150, RF
427 oC (800 oF) MAX
316 SS/ 316L SS
316 SS/ 316L SS0.508 mm (0.02
in)
C80 VACCUM TRANSFER LINE CLASS 150, RF
427 oC (800 oF) MAX
317L SS317L SS/317SS 316
SS0.508 mm (0.02
in)
F02 BFW (LP), BFW (MP), FLUSH OIL
RETURN, HYDROCARBON, HYDROGEN AND STEAM (MP)
CLASS 300, RF 454 oC (850 oF)
MAX
CS A53-B OR KCS A106-B
CARBON STEEL 13CR/HFS
1.60 mm (0.063 in)
F03 HYDROGEN RICH HYDROCARBONS,
CORROSIVE FLIUIDS
CLASS 300, RF 427 oC (800 oF)
MAX KCS A106-B
CARBON STEEL 13CR/HFS
3.17 mm (0.125 in)
F07A CORROSIVE FLUIDS AND SOUR WATER CLASS 300, RF
427 oC (800 oF) MAX
KCS A106-BCARBON STEEL
13CR/HFS3.17 mm (0.125
in)
F18 CORROSIVE HYDROCARBONS CLASS 300, RF
427 oC (800 oF) MAX
317L SS317L SS/317SS 317
SS0.508 mm (0.02
in)
F33AHYDROGEN RICH HYDROCARBONS
AND HYDROCARBON
CLASS 300, RF 552 oC (1025 oF)
MAX
1 ¼ CR - 1/2 MO
1 1/4 CR - 1/2 MO 13 CR/HFS
3.17 mm (0.125 in)
F35 HYDROCARBONS CLASS 300, RF
552 oC (1025 oF) MAX
9CR - 1MO9CR - 1MO 13CR/HFS
3.17 mm (0.125 in)
K18 CORROSIVE HYDROCARBONS CLASS 600, RF
454 oC (850 oF) MAX
317L SS317L SS/317SS 317
SS0.508 mm (0.02
in)
fuenteTabla n° 15nombre
En la tabla n° 15 se pueden apreciar aprecian especificaciones de diseño tales como:
código, servicio, la temperatura, material de la línea y material del equipo, así como el
sobre espesor de corrosión permisible según sea la resistencia del material. En el anexo
n° 21 se puede observar observa el código del material de diseño y las
especificaciones de material obtenidas en la data sheet de cada dispositivo de alivio
de presión, para comprobar que coinciden. Se toma el código y se compara con las
especificaciones de material de la válvula.
Tag Number Codificación Valve Body and Bonnet Seat and Disc
PSV - 11001 F02 CS 410fuenteTabla n° 16nombre
En esta tabla n° 16 se puede observar observa: El tag del equipo, la codificación en
este caso F02 expresada en la tabla n° 15 para establecer comparaciones con el material
del equipo.
Asimismo Asi mismo, como parte fundamental de esta fase, se estudia el espesor
permisible para cada dispositivo. En el anexo n° 22 se puede observar observa cual es
el sobre espesor de corrosión para cada dispositivo de alivio de presión según la
codificación presentada en el número de la línea al cual esta instalado. Ejemplo ver
tabla n° 17.
Tag Number Service Line N° Corr. Allow
PSV - 11001DESALTER DILUTD CRUDE
OUTOF 01E101 SS 2"-P-11251-3F02-HC 1.60 mm
fuenteTabla n° 17nombre
En la tabla del anexo n° 22 se pueden conocer conocen los diferentes grados de
criticidad para cada dispositivo de alivio de presión, de la siguiente manera:
Grado de corrosividad
Corrosión permisible
4.78 mm3.17 mm1.60 mm
0.508 mmfuenteTabla n° 18 nombre
En esta tabla n° 18 se puede percatar apreciar que a medida que existe mayor sobre
espesor de material permisible representa un alto grado de corrosividad, es decir en
donde existen condiciones de operación con alto contenido de elementos degradantes y
por ende altos riesgos. En este caso se utilizan materiales que ofrezcan mayor
resistencia, tales como: aceros inoxidables; y para un grado de corrosividad más bajo se
utilizan materiales, tales como: aceros aleados.
Análisis de temperatura de funcionamiento
La temperatura influye considerablemente en la degradación de los materiales
sumada al fluido pues coopera a la activación de los mecanismos de corrosión. A través
de las especificaciones de operación de los dispositivos de alivio de presión se toma este
dato para realizar el análisis de criticidad por medio de rangos preestablecidos en la fase
de parámetros de criticidad.
Análisis de presión de seteo
Es importante conocer la presión de seteo de los dispositivos de alivio de presión,
puesto que a mayor presión de seteo, es mayor la criticidad. Al igual que la temperatura
se toman los datos de las especificaciones de operación de los dispositivos de alivio de
presión para realizar el análisis a través de rangos preestablecidos en la fase de
parámetros de criticidad.
Análisis de criticidad de equipos asociados
Como se expuso en la Filosofía de Aislamiento de los dispositivos de alivio de
presión, los equipos asociados forman una parte muy esencial en cuanto a criticidad si
se considera que un equipo podría puede causar la parada de la planta; es por ello que se
recopiló la información de criticidad de equipos asociados para someterlo a los rangos
de criticidad preestablecidos en la fase de parámetros de criticidad. En la tabla n° 19 se
puede observar observa en síntesis la información obtenida en la empresa, con la cual se
trabajó. La información restante se puede ver en el anexo n° 23.
UNITTag
Number Designation Criticality11 01 A 101 VACUUM SYSTEM 511 01 E 103 Cold crude / HCGO Pump around exch. 2
11 01 E 114 Hot crude/Long Residue Product Exchanger 1
12 01 E 222 Lube Oil Cooler 312 01 S 217 S Lube Oil Filter 4
fuenteTabla n° 19 nombre
En donde existe una criticidad definida para cada equipo de la planta (1,2,3,4,5) en
orden ascendente según la criticidad; se tomaron los equipos que estaban asociados a
dispositivos de alivio de presión y se trabajó con el rango de criticidad preestablecido en
la fase de parámetros de criticidad.
Resultado del análisis de criticidad
Mediante los estudios ya realizados se procede a elaborar una tabla de resultados, de
donde se tomarán como más critico el grupo que tenga valores más elevados.
En la tabla n° 20 se muestra un ejemplo del resultado de análisis de criticidad; de
igual forma se hizo con el resto de los dispositivos de alivio de presión, ver anexo n°
25.
fuente Tabla n° 20 nombre
En donde P1, P2, P3, P4, P5 Y P6 corresponden a los parámetros de criticidad
anteriormente establecidos, ver anexo n° 24. Con lo cual se llevó a cabo el estudio. En
esta tabla n° 20 se pueden observarobservan varios casos de criticidad, a través de la
sumatoria de factores para cada dispositivo de alivio de presión.
Los valores de criticidad son graficados en función de sus respectivos porcentajes,
se dividieron en tres niveles distintos para poder analizar analizar mejor los resultados y
poder definir definir el numero de dispositivos de alivio de presión que serán
inspeccionados cada periodo de tiempo (paradas de planta).
Grado de Criticidad Niveles de resultadosCriticidad Baja 0 – 4
Criticidad media 5 – 9Criticidad alta 10 – 15
Fuente Tabla n° 21nombre
En el nivel de criticidad baja, se encontraron porcentajes de 26 por ciento del total de
la muestra, las cuales corresponden a alrededor de 99 dispositivos de alivio de presión.
En el nivel medio, se encontraron porcentajes de 60 por ciento del total de la
muestra, que corresponden a un numero aproximado de 227 dispositivos de alivio de
presión.
Finalmente en el nivel alto de criticidad, se encontraron porcentajes de 14 por ciento
del total de la muestra, los cuales corresponden a una cantidad aproximada de 53
dispositivos.
Con esto culmina la fase de análisis de criticidad de dispositivos de alivio de presión. Para que se tomen las acciones más convenientes de inspección y mantenimiento en periodos de paradas de planta
Criticidad Baja
Criticidad Media
Criticidad Alta
RESULTADO DE ANALISIS DE CRTICIDAD
60%
14%
26%