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API 571 4.2.7 La Fractura Frágil. 4.2.7.1 Descripción de Daño la fractura Frágil Es la fractura repentina rápida bajo la tensión (residual o aplicada) donde el material expone pocas o ninguna capacidad de ductilidad o la deformación plástica. 4.2.7.2 Los Materiales Afectados Aceros al carbono y aceros de baja aleación, son de principal preocupación, en particular los más viejos aceros. Serie 400 SS son también susceptible. 4.2.7.3 Factores Críticos. a) Cuando la combinación crítica de tres factores es alcanzada, la fractura frágil puede ocurrir: i. La dureza de fractura de los materiales (resistencia para rajarse como defectos) como medido en un impacto de Charpy prueba; ii. El tamaño, forma y efecto de concentración de tensión de un defecto; iii. La cantidad de tensiones residuales y aplicadas en el defecto. b) La sensibilidad a la fractura frágil puede ser aumentada en la presencia de fases con tendencia a la fragilidad. c) La limpieza de acero y el tamaño de grano tienen una influencia significativa sobre la dureza y la resistencia a la fractura frágil. d) Secciones más gruesas(espesas) materiales también tienen una resistencia inferior a la fractura frágil debido a la coacción más alta que aumenta acentos de triaxial en la punta(el consejo) de la grieta. e) En la mayoría de los casos, la fractura frágil ocurre sólo en temperaturas por debajo del impacto de Charpy. 4.2.7.4 Las unidades o equipos afectados. a) Equipo fabricado para la ASME de Calderas y recipientes a presión, Sección VIII, División 1, antes del Apéndice de diciembre de 1987, fueron hechas con restricciones limitadas contra la dureza de muesca para navíos que funcionan en temperaturas frías. Sin embargo, esto no significa que todos los recipientes fabricados antes de esta fecha estarán sujetos a la rotura frágil. Muchos diseñadores especificaron pruebas de impacto suplementales en el equipo que tenía la intención de estar en servicio en frío. b) El equipo para el mismo código, después de esta fecha estaba sujeto a los requisitos de la UCS 66 (curvas de exención de impacto). c) La mayor parte de procesos controlados en la temperatura elevada el interés principal son para la fractura frágil durante el arranque, la parada, o pruebas hidrostática de estanqueidad. En los equipos de gran espesor de pared sobre cualquier unidad debería ser considerado. d) La fractura frágil también puede ocurrir durante un acontecimiento de auto refrigeración en unidades que procesan hidrocarburos ligeros como el metano, etano /el etileno, el propano /propyleno, o el butano. Esto incluye unidades de alquilación, unidades de olefina y plantas de polímero (el polietileno y el polypropileno). Las balas de almacenaje / esferas para hidrocarburos ligeros también pueden ser susceptibles.

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API 571 e) La fractura frágil puede ocurrir durante la prueba hidrostática a temperatura ambiente debido a altos esfuerzos y a la baja tenacidad a la temperatura de prueba. 4.2.7.5 Apariencia o Morfología de los daños a) Las grietas suelen ser rectas, no ramificados, y en gran parte desprovista de cualquier deformación plástica asociada (sin labio cortante o curva localizada alrededor de la grieta) (Figura 4-6 a Figura 4-7). b) Microscópicamente, la superficie de fractura estará compuesta en gran parte por fisuras, con grieta en el limite Ínter granular y muy pequeñas coalescencias en microrechupes. 4.2.7.6 Prevención y Mitigación a) Para los nuevos equipos, la rotura frágil es mejor prevenirse mediante la utilización de materiales diseñados específicamente para baja temperaturas de operación, incluyendo forja y eventos de auto refrigeración. Materiales con composición de sustancias químicas controladas, un tratamiento térmico especial de verificación y prueba de impacto que sean necesarios. Se refieren a 66 en UCS Sección VIII del Código ASME BPV. b) Rotura frágil es un "evento" impulsado por los daños mecanismo. Para los materiales existentes, con la combinación de estrés, la dureza material y el tamaño de defecto gobierna la probabilidad de este evento, un estudio de la ingeniería puede ser realizada conforme a API RP 579, la Sección 3, el Nivel 1 o 2. c) Medidas preventivas para reducir al mínimo el potencial para la fractura frágil en el equipo existente son limitadas con el control de las condiciones de funcionamiento (la presión, la temperatura), la reducción al mínimo de la presión en temperaturas ambientes durante el arranque y la parada, y la inspección periódica en los lugares que se encuentran más solicitados. d) Cierta reducción en la probabilidad de una rotura frágil podrá lograrse mediante: i. Realización de un tratamiento térmico pos soldadura (PWHT) sobre el recipiente, si no fue originalmente realizado durante la fabricación, o si el recipiente ha sido reparado soldado / modificados en el servicio sin la PWHT posterior. ii. Realizar un "recalentado" de alivio de tensiones seguida por una prueba hidrostática a una menor temperatura para ampliar la Temperatura Mínima Segura de Operación (MSOT) en la envoltura. 4.2.7.7 Inspección y Monitoreo a) La inspección no se utiliza normalmente para mitigar la rotura frágil. b) Los cascos susceptibles deben ser inspeccionados para preexistentes fallas o defectos. 4.2.7.8 Mecanismos relacionados Fragilización en el temple (véase 4.2.3), fragilización por envejecimiento por alargamiento (véase 4.2.4), 885ºF (475ºC) fragilización (véase 4.2.5), hidrogenado de titanio (véase 5.1.3.2) y sigma fragilización (véase 4.2.6).

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Figura 4-6 Tubería de acero de carbón de 20 pulgadas que falló durante la prueba hidráulica a lo ancho del Diámetro Exterior O.D.

Figura 4-7 Fotografía de Primer plano mostrando el ancho y el origen de fractura en uno de los laterales.

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Figura 4-8 Es el ejemplo Clásico de la fractura frágil que ocurrió durante una prueba hidrostática. 4.2.16 Fatiga Mecánica 4.2.16.1 Descripción del Daño a) El agrietamiento de fatiga es una forma mecánica de la degradación que ocurre cuando un componente es expuesto a tensiones cíclicas durante un período amplio, a menudo causando un resultado súbito, inesperado. b) Estas tensiones pueden surgir de las cargas, ya sea mecánicas o de ciclos térmicos y son generalmente muy por debajo del límite elástico del material. 4.2.16.2 Los materiales afectados Todas las aleaciones de ingeniería están sometidos a la fatiga de grietas, aunque los niveles de estrés y el número de ciclos necesarias para provocar la falla varían según el material. 4.2.16.3 Factores Críticos Geometría, nivel de estrés, el número de ciclos, y las propiedades de los materiales (resistencia, dureza, micro estructura) son los factores predominantes en la determinación de la resistencia a la fatiga de un componente. a) Diseño: las grietas por fatiga por lo general inician en la superficie, en muescas o cultivadores de tensión en carga cíclica. Por esta razón, en el diseño de un componente, el factor más importante es la determinación de un componente resistente a tensiones que provocan agrietamiento. Varios tipos de superficie pueden llevar a la iniciación de una grieta a la fatiga cuando ellos pueden actuar como concentraciones de tensión. Algunos de estos tipos más comunes son: 4/35

API 571 i. ii. iii. iv. v. vi. vii. viii. ix.

Muescas mecánicas (esquinas agudas o arboledas); Agujeros claves en árboles motores de equipo rotativo; Unión de soldadura, defectos y/o desajustes; Zonas de boquilla de amortiguación; Marcas de herramientas; Marcas de molas; En bordes de agujeros taladrados; En las muescas de raíz de filete; Corrosión;

b) Cuestiones Metalúrgicas y Microestructura i. Para algunos materiales como el titanio, el acero al carbono y acero de baja aleación, el número de ciclos para causar la fractura se disminuye con la amplitud de tensión hasta un límite de resistencia alcanzado. Debajo de esto límite de resistencia de tensión, el agrietamiento por fatiga no ocurrirá, sin tener en cuenta el número de ciclos. ii. Para aleaciones con límites de resistencia, hay una correlación entre la Resistencia a la Tensión Última (UTS) y la amplitud de tensión mínima necesaria para iniciar agrietamiento de fatiga. La proporción de resistencia límite sobre UTS está típicamente entre 0.4 y 0.5. Materiales como aceros inoxidables austeníticos y el aluminio que no tienen un límite de resistencia hará definir un límite de fatiga por el número de ciclos en una amplitud de tensión dada. iii. Las inclusiones encontradas en el metal pueden tener un efecto acelerador en el agrietamiento de fatiga. Esto tiene la importancia tratando con aceros más viejos, "sucios" o soldados, cuando éstos a menudo tienen inclusiones y las discontinuidades pueden degradar la resistencia de fatiga. iv. Tratamiento térmico puede tener un efecto significativo en la dureza y de ahí la resistencia a la fatiga de un metal. En general, las micro estructuras de grano más finos tienden a funcionar mejor que los de granos grueso. El tratamiento térmico como el temple o el revenido, puede mejorar la resistencia a la fatiga en acero al carbono y acero de baja aleación. c) Acero al carbono y titanio: Estos materiales presentan un límite de resistencia debajo del cual, las grietas por fatiga no ocurren, independientemente del número de ciclos. d) Series 300 SS, Series 400 SS, aluminio, y la mayor parte de otras aleaciones no ferrosas: i. Estas aleaciones tienen una característica de fatiga que no expone un límite de resistencia. Esto quiere decir que la fractura de fatiga puede ser alcanzada en la carga cíclica en el tiempo, independientemente de la amplitud de tensión. ii. La amplitud de tensión cíclica máxima es determinada relacionando la tensión necesaria para causar la fractura al número deseado de ciclos necesarios en la vida de un componente. Esto es típicamente 106 a 107 ciclos.

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API 571 4.2.16.4 Equipos y unidades afectadas a) Ciclos Térmicos i. Equipos de ciclos diarios de operación tales como los Cámara de Coque. ii. Equipo auxiliar que puede ser continuo o en modo de espera, pero ve el servicio intermitente tal como caldera auxiliar. iii. Conexiones de boquillas de enfriamiento que ven deltas significativos de temperaturas durantes operaciones como sistemas de lavado con agua. b) Carga Mecánica i. El giro de ejes en bombas centrífugas y compresores que tienen concentraciones de tensión debido a cambios de radios y forma de cuña. ii. Componentes tales como tuberías de pequeño diámetro que puede sentir las vibraciones de los equipos adyacentes y / o viento. Para los pequeños componentes, la resonancia también puede producir un ciclo de carga y debe ser tenido en consideración durante el diseño y revisados para posibles problemas después de la instalación. iii. Válvulas de control de gotas de alta presión o las estaciones de reducción de vapor pueden causar problemas de vibración serios en las tuberías relacionadas. 4.2.16.5 Aspecto o Morfología de Daño a) La estructura de una marca de una fractura por fatiga es una "concha de almeja" tipo huellas que tiene anillos concéntricos denominados "marcas de playa" que emanan de la grieta del sitio de inicio (Figura 4-29 y Figura 4-30). Esta estructura patrón, es él resultados de las "ondas" de propagación de las grietas que se producen durante cada ciclo de carga por encima del umbral. Estas grietas concéntricas se propagan y continúan hasta que la sección transversal se reduce al punto de que la falla se produce debido a la sobrecarga. b) La nucleación de grietas de una concentración de tensiones superficiales o defecto resultara en una sola huella típica “concha de almeja”. (Figura 4-31, Figura 4-32 y Figura 4-33) c) Las grietas que resultan de la sobrecarga cíclica de un componente, sin la concentración de tensiones significativa, causarán generalmente una fractura por fatiga con puntos múltiples de nucleación y por lo tanto múltiples huellas “concha de almeja”. Estos sitios de nucleación múltiples son el resultado de microscópicas flexiones que ocurren cuando el componente de ciclo está momentáneamente por encima de su límite elástico. 4.2.16.6 Prevención y Mitigación a) La mejor defensa contra la fractura frágil es un buen diseño que ayuda a minimizar la concentración de tensiones en componentes que son cíclicos en servicio. b) Seleccione un metal con una vida de fatiga de diseño suficiente para resistir un servicio cíclico. c) Dejar generosos radios a lo largo de los bordes y esquinas. d) Reduzca al mínimo las marcas por amolado, las entallas y los cortes en la superficie del componente. e) Asegurar un buen ajuste y transiciones suaves para las soldaduras. Minimizar los defectos de soldadura ya que estos pueden acelerar grietas de fatiga. f) Elimine cualquier rebaba o labios causados por mecanizado.

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API 571 g) Utilice poca fuerza en el estampado y marcado de herramientas. 4.2.16.7 Inspección y supervisión a) END técnicas como TP, PM y UT puede utilizarse para detectar las grietas de fatiga en zonas conocidas de concentración de tensiones. b) IV de tuberías de pequeño diámetro para la detección de oscilación cíclica u otro movimiento que podría dar lugar a grietas. c) Monitorización de vibraciones de equipos rotativos para ayudar a detectar los ejes que puedan estar fuera de balance. d) En ciclos altos de fatiga, la iniciación de la grieta por fatiga puede iniciar en la mayoría de la vida haciendo difícil la detección. 4.2.16.8 Mecanismos relacionados Vibraciones inducidas por la fatiga (ver 4.2.17). 4.2.16.9 Referencias 1. "Fractura y fatiga en estructuras de control," JM Barsom y ST Rolfe, American Society for Testing and Materials, West Conshohocken, PA. 2. ASTM STP1428, termo-mecánica de comportamiento de fatiga de materiales, American Society for Testing and Materials, West Conshohocken, PA. 3. ASTM MNL41, corrosión en la industria petroquímica, ASM International, Mateirals Park, OH, 1995.

Figura 4-29 Esquema de una muestran de superficie por una fractura por fatiga "marcas de playa".

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Figura 4-30 Fractura por fatiga en una superficie de tuberías de acero al carbono.

Figura 4-31 Grieta por fatiga en un cordón de soldadura de un codo de tubería de 16 pulgadas de una línea de llenado de tanque de almacenamiento de crudo de petróleo después de 50 años en servicio.

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Figura 4-32 A través de la sección transversal de soldadura se muestra la localización de la grieta.

Figura 4-33 La superficie de las caras de la fractura de la grieta mostrada en la figura 4-31 y figura 4-32.

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API 571 4.3.2 Corrosión Atmosférica 4.3.2.1 Descripción de los daños Una forma de corrosión que se produce de la humedad asociada a las condiciones atmosféricas. Ambientes marinos y ambientes industriales húmedos contaminados con los contaminantes en suspensión en el aire, son más graves. El medio ambiente seco causa muy poco corrosión. 4.3.2.2 Materiales Afectados Acero al carbono, aceros de baja aleación de cobre y aleación de aluminio. 4.3.2.3 Factores Críticos a) Factores críticos incluyen la ubicación física (industrial, marina, rural), la humedad (humedad), especialmente los diseños que atrapan la humedad o cuando se presenta en una torre de enfriamiento de niebla, temperatura, presencia de sales, compuestos de azufre y la suciedad. b) Medio ambiente marino puede ser muy corrosivos (20 MPY), como son los entornos industriales que contienen ácidos o compuestos de azufre que pueden formar ácidos (5-10 MPY). c) Interior de lugares expuestos a una cantidad moderada de la precipitación o la humedad son considerados moderadamente ambientes corrosivos (~ 1-3 MPY). d) Seco el medio ambiente suelen tener tasas de corrosión muy bajas (<1 MPY). e) Sistemas de construcción que atrapan el agua o la humedad en las grietas son más propensos a los ataques. f) Aumentar las tasas de corrosión de la temperatura hasta cerca de 250ºF (121ºC).

Por encima de 250ºF (121ºC), las superficies suelen ser demasiado seco para que se produzca la corrosión, salvo en virtud de aislamiento (véase 4.3.3).

g) Cloruros, H2S, las cenizas volantes y otros contaminantes en suspensión en el aire de la torre de enfriamiento de deriva, hornos y chimeneas otras instalaciones, aceleraran la corrosión. h) El excremento de las aves también pueden causar corrosión acelerada y antiestéticas manchas. 4.3.2.4 Unidades o equipos afectados a) Tuberías y equipos que operan con temperaturas suficientemente bajas para permitir que la humedad puedan estar presentes. b) Un sistema de pintura o revestimiento en malas condiciones. c) El equipamiento puede ser susceptible en ciclos entre la temperatura ambiente y la temperatura de operación superior o inferior. d) Equipamientos apagados o inactivos durante períodos prolongados a menos que este almacenados correctamente. e) Tanques y tuberías son especialmente susceptibles. En cañerías que se apoya en soportes de tuberías es muy propenso a ataques, debido a que se retiene agua entre el tubo y el apoyo. f) Orientación a los vientos y las lluvias, también puede ser un factor. g) Los embarcaderos y los muelles son muy propenso a ataque. h) Conexiones bimetálicas tales como cobre a las conexiones eléctricas de aluminio.

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API 571 4.3.2.5 Apariencia a) El ataque será generalizado o localizado, dependiendo o no si la humedad está atrapada. b) Si no hay una capa o si hay una falta de revestimiento, la corrosión o la pérdida de espesor pueden ser generales. c) Fallas de recubrimiento localizado tenderán a promover la corrosión. d) La pérdida del metal puede no ser visualmente evidente, aunque un característico óxido de hierro (moho rojo) forme escamas. 4.3.2.6 Prevención / Atenuación Preparación de la superficie y aplicación de revestimiento adecuado son fundamentales para la protección a largo plazo en ambientes corrosivos. 4.3.2.7 Inspección y Supervisión VT (IV) y UT (US) son técnicas que pueden utilizarse. 4.3.2.8 Mecanismos relacionados La corrosión bajo aislamiento (véase 4.3.3). 4.3.2.9 Referencias 1. ASM Manual de Metales, Volumen 13, "Corrosión", ASM Internacional, Materials Park, OH. 4.3.3 Corrosión Bajo Aislamiento (CUI) 4.3.3.1 Descripción de los daños. Corrosión de tuberías, recipientes a presión y componentes estructurales resultantes del agua atrapada por debajo del aislamiento o protección contra incendios. 4.3.3.2 Materiales afectada. Acero al carbono, aceros de baja aleación, la serie 300 SS y los aceros inoxidables dúplex. 4.3.3.3 Factores Críticos a) El diseño del sistema de aislamiento, el tipo de aislamiento, la temperatura, el medio ambiente (humedad, las precipitaciones y los cloruros de medio ambiente marino, el entornos industriales que contienen altas SO2) son factores críticos. b) Un mal diseño y / o instalaciones que permiten que el agua quede atrapado, aumentarán el CUI. c) Aumentar las tasas de corrosión de metal con el aumento de la temperatura hasta el punto donde el agua se evapora rápidamente. d) Se vuelve más severa la corrosión de metales en las temperaturas entre el punto de ebullición 212ºF (100° C) y 250ºF (121ºC), donde el agua es menos probable que se vaporice y el aislamiento permanece húmedo más tiempo. e) En ambientes marinos o zonas en las que grandes cantidades de humedad puede estar presente, la parte superior del rango de temperatura que pueden producirse CUI puede ampliarse significativamente por encima de 250ºF (121ºC).

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API 571 f) Materiales aislantes que contienen la humedad puede ser más de un problema. g) Operaciones de servicio cíclicas o intermitentes pueden aumentar la corrosión. h) El equipo que opera por debajo del punto de rocío del agua, tiende a condensar el agua sobre la superficie metálica, proporcionando así un ambiente húmedo aumentando el riesgo de corrosión. i) Los daños se ven agravado por los contaminantes que pueden ser filtrados por el aislamiento, como cloruros. j) Plantas situadas en zonas con alta precipitación anual, más cálidos o lugares marinos, son más propensos a CUI que las plantas ubicadas en lugares que contienen aire frescos y secos. k) Los ambientes que ofrecen contaminantes transportados por el aire, tales como los cloruros (ambientes marinos, la torre de enfriamiento de deriva) o SO2 (emisiones de chimeneas) puede acelerar la corrosión. 4.3.3.4 Las unidades o equipos afectados. a) Aceros al carbono y aceros de baja aleación, están sujetos a pitting y la pérdida de espesor. b) La serie 300 SS, 400 SS y la serie SS dúplex están sujetos a las pitting y la corrosión localizada. c) La serie 300 SS son también objeto de Corrosión Bajo Tensión (SCC) si están presentes cloruros, mientras que la serie SS dúplex son menos susceptibles. 4.3.3.5 Unidades o un equipamiento afectados a) Cuestiones de Ubicación. Las áreas de preocupación más comunes en unidades de proceso son las de más alta humedad, como las áreas en zonas de viento de torres de enfriamiento, cerca de los respiraderos de vapor, sistemas de drenajes de lluvia, vapores de ácido, o cerca de atomizador de agua de refrigeración suplementaria. b) Cuestiones de diseño. i. CUI se puede encontrarse en los equipos que tienen daños en el aislamiento, las barreras de vapor, impermeabilización o masilla, o protuberancias a través del aislamiento o las puntas de terminación del aislante, tales como bordes. ii. Equipo diseñado con anillos de apoyo de aislamiento, soldado directamente a la pared del recipiente (sin refuerzo), en particular alrededor de las grampas de la escala y de las plataformas, y las orejas de levantamiento, boquillas y anillos de refuerzo. iii. Tuberías o equipamiento con daños / fugas en el traciado de vapor. iv. Daños en la pintura y / o sistemas de revestimiento. v. Lugares donde la humedad (agua) recorre naturalmente (drenaje por gravedad) antes de evaporarse (anillos verticales de apoyo de aislamiento en el equipo) y material ignifugo mal terminada.+ vi. En los primeros pies de recorrido de una cañería horizontal en la parte inferior adyacente de un trayecto vertical son lugares típicos de CUI.

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API 571 4.3.3.6 Aspecto o morfología del daño a) Después se retira el aislamiento los aceros al carbono y aceros de baja aleación, la corrosión CUI a menudo aparece suelta, corrosión escamosa que cubren el componente corroído. Los daños pueden ser muy localizados (Figura 4-38 y Figura 4-39). b) En algunos casos localizados, la corrosión puede aparecer como erupciones tipo pitting (encontradas generalmente bajo sistema donde a fallado la capa de pintura protectora). c) Para la serie 300 SS, específicamente en el aislamiento viejos de silicato de calcio (se sabe que contienen cloruros), pueden ocurrir pitting localizado y corrosión bajo tensión por cloruro. d) Signos de daños en el aislamiento y recubrimiento a menudo acompañan C.U.I. (corrosión bajo aislación). 4.3.3.7 Prevención / Mitigación (Atenuación) a) Dado que la mayoría de los materiales de construcción utilizados en las plantas son susceptibles a la degradación del CUI, la mitigación se logra mejor mediante el uso apropiado de pinturas / revestimientos y mantener el aislamiento sellado y con barreras de vapor para impedir la penetración de humedad. b) Revestimientos de alta calidad, si se aplica adecuadamente, pueden proporcionar protección a largo plazo. c) La selección cuidadosa de materiales de aislamiento es importante. Materiales de espuma de células cerradas mantendrán menos agua contra la pared del recipiente ó del tubo, que las lanas de vidrio minerales, por lo que son potencialmente menos corrosivo. d) Cloruro bajo aislamiento debe ser utilizado en la serie 300 SS para reducir al mínimo el potencial de picaduras y corrosión bajo tensión de cloruro (CCS). e) No es normalmente posible modificar las condiciones de funcionamiento. Sin embargo, debe considerarse la posibilidad de eliminar el aislamiento de los equipos donde la conservación de calor no es tan importante. f) Un plan de inspección de la corrosión bajo aislamiento debe ser una aproximación estructurada y sistemática a partir de la predicción y análisis, luego observar procedimientos más invasivos. El plan de inspección debe considerar la temperatura de funcionamiento, el tipo y la edad / estado de revestimiento, y tipo y edad y condición de material de aislamiento. Prioridades adicionales se pueden añadir de una inspección física del equipo, en busca de pruebas de aislamiento, la masilla y / o sellador de daños, los signos de la penetración del agua y la gravedad de oxidación en el drenaje de todo el equipo. g) Utilizar varias técnicas de inspección para producir la mejor relación costoeficiencia, incluyendo: i. Parcial y/o eliminando por completo el aislante para la reexaminación visual. ii. UT para la verificación del espesor. iii. Radiografía en tiempo real del perfil (para tubería de diámetros pequeños). iv. Retrodispersión de neutrones, técnica para la identificación de aislamiento húmedo. v. Penetración profunda de inspección por Eddy-current (se puede automatizar con un robot rastreador).

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API 571 vi. Termografía infrarrojos buscando aislamiento húmedo, dañados ó faltante bajo la envoltura de aislamiento. vii. Onda dirigida UT. 4.3.3.8 Mecanismos relacionados Corrosión atmosférica (véase 4.3.2), oxidación (véase 4.4.1) y SCC “corrosión bajo tensión” de cloruro (véase 4.5.1).

Figura 4-38 CUI (Corrosión Bajo Aislación) del cuadro de nivel del CS.

Figura 4-39 Perfil RT del cuadro de nivel en la Figura 4-38.

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API 571 4.3.8 Corrosión microbiológica inducida (MIC) 4.3.8.1 Descripción del daño Una forma de corrosión causada por los organismos que viven tales como bacterias, algas u hongos. Se asocia a menudo a presencia de tubérculos o de sustancias orgánicas viscosas. 4.3.8.2 Materiales Afectados La mayoría de los materiales comunes de la construcción incluyendo el acero al carbón y los aceros de baja aleación, de series 300 SS y de series 400 SS, aluminio, cobre y aleaciones de base de níquel. 4.3.8.3 Factores críticos a) El MIC se encuentra generalmente en ambientes o servicios acuosos donde está presente siempre o a veces el agua, especialmente donde las condiciones estancadas o del flujo bajo permiten y/o promueven el crecimiento de microorganismos. b) Porque hay varios tipos, los organismos pueden sobrevivir y crecer bajo condiciones severas incluyendo la carencia del oxígeno, de la luz o de la salinidad oscura, alta, del rango del pH de 0 a 12, y de las temperaturas de 0ºF a 235ºF (- 17 ºC a 113ºC). c) Los sistemas pueden “inocularse” por la introducción de organismos que se multipliquen y se separan a menos que estén controlados. d) Diferentes organismos prosperar en diferentes nutrientes, entre ellos las sustancias inorgánicas (por ejemplo, azufre, amoníaco, H2S) y de sustancias inorgánicas (por ejemplo, los hidrocarburos, ácidos orgánicos). Además, todos los organismos requieren una fuente de carbono, nitrógeno y fósforo para el crecimiento. e) En la salida de contaminantes de proceso tales como hidrocarburos o H2S puede llevar a un aumento masivo en biofouling (Acumulación de microorganismo por presencia de agua) y la corrosión. 4.3.8.4 Unidades o equipos afectados a) MIC en la mayoría de las veces se encuentran en los intercambiadores de calor, agua del fondo de los tanques de almacenamiento, tuberías con atascamiento o de bajo flujo, y tuberías en contacto con algunos suelos. b) MIC se encuentra también en el equipo donde la hidratación de agua no ha sido suprimida o equipo se ha dejado fuera y sin protección. c) Tanques de almacenamiento de productos refrigerados por agua y los intercambiadores de calor en cualquier unidad de enfriamiento que el agua no es tratada adecuadamente pueden ser afectada. d) Los sistemas de agua contrafuego pueden ser afectados. 4.3.8.5 Aspecto o morfología del daño a) La corrosión del MIC se observa generalmente como picaduras localizadas bajo los depósitos o los tubérculos que brindan los organismos. b) El daño es caracterizado a menudo por los huecos en forma de platillo dentro de huecos en acero de carbón o cavidades subsuperficies en el acero inoxidable (Figura 4-45 a Figura 4-50).

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API 571 4.3.8.6 Prevención / Mitigación (Atenuación) a) Microbios requieren de agua para prosperar. Sistemas que contienen agua (agua de refrigeración, tanques de almacenamiento, etc) deben ser tratados con biocidas como el cloro, bromo, ozono, luz ultravioleta o de propiedad de los compuestos. b) La correcta aplicación de los biocidas de control, pero no se eliminar los microbios de modo que es necesario continuar el tratamiento. c) Mantener las velocidades de flujo por encima de los niveles mínimos. Reducir al mínimo zonas estancadas o de bajo flujo. d) Sistemas que no están diseñados o destinados a la contención de agua debe mantenerse limpia y seca. e) Disminución de la hidratación de agua lo antes posible. Golpe seco y evitar la intrusión de la humedad. f) Las estructuras subterráneas embaladas y protección catódica han sido eficaz en la prevención del MIC. g) La atenuación eficaz de los organismos establecidos requiere la remoción completa de los depósitos y los organismos mediante una combinación de chorro de arena, limpieza química y el tratamiento biocida. h) Añadir al agua fase de biocidas en los tanques de almacenamiento. i) Mantener los revestimientos en el interior de los tanques de almacenamiento. 4.3.8.7 Inspección y supervisión a) En sistemas de agua de refrigeración, la eficacia del tratamiento se controla mediante la medición de biocida residual, cuenta microbio y apariencia visual. b) Sondas especiales han sido diseñadas para supervisar los rastros de suciedad que puede preceder o coincidir con MIC daños. c) Un aumento en la pérdida de las propiedades de un intercambiador de calor puede ser un indicio de suciedad y posibles daños MIC. d) Mal olor del agua puede ser una señal de problemas.

Figura 4-45 Identificación de corrosión crateriforme en una línea de crudo agrio del CS de 6” después de 2.5 años de servicio. Los huecos son aproximadamente de 1” a 2” de ancho. Observe el efecto de aureola en la Figura 4-46.

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Figura 4-46 - La misma tubería como la figura 4-45. Tenga en cuenta el efecto de aureola.

Figura 4-47 – Línea de crudos con daño del MIC debajo de tubérculos.

Figura 4-48 - La misma línea de crudo que la Figura 4-47. Picaduras semiesférica típicas de MIC pueden verse después de un arenado para eliminar las escamas.

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Figura 4-48 Intercambiador de tubos con un tipo de acero inoxidable 304, corrosión en el depósito de agua de refrigeración en el lado de servicio después de 2-5 años sin tratamiento biocida.

Figura 4-50 - Revelando de la sección transversal del tubo (Figura 4-49) túneles graves en subsuelo, típico de MIC.

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API 571 4.3.9 Corrosión de suelo 4.3.9.1 Descripción del daño La deterioración de los metales expuestos a los suelos se refiere como corrosión de suelo. 4.3.9.2 Materiales afectados Acero de carbón, arrabio e hierro dúctil. 4.3.9.3 Factores críticos a) La severidad de la corrosión del suelo está determinada por muchos factores, entre ellos la temperatura de funcionamiento, la disponibilidad de oxígeno y humedad, la resistividad del suelo (suelos y características), tipo de suelo (drenaje), y homogeneidad (variación en el tipo de suelo), protección catódica, tipo de revestimiento, la edad y condición. b) No existe un único parámetro que puede utilizarse para determinar la corrosividad del suelo. En cambio, una serie de características que deben combinarse para estimar la corrosión, en particular el suelo como se indica en ASTM STP 741, así como la API RP 580 y Publ 581. c) Resistividad del suelo se utiliza con frecuencia para estimar la corrosividad del suelo, principalmente porque es fácil de medir. Resistividad del suelo se relaciona con el contenido de humedad del suelo y los electrolitos disueltos en el agua en el suelo. d) Suelos con alto contenido de humedad, las altas concentraciones de sal disuelta, y de alta acidez suelen ser los más corrosivos. e) Áreas de interfaz (suelo-aire) son a menudo mucho más susceptibles a la corrosión que el resto de la estructura debido a la humedad y la disponibilidad de oxígeno (Figura 4-51). f) Aumentar las tasas de corrosión de metal con el aumento de la temperatura. g) Otros factores que afectan a la corrosión del suelo incluyen la corrosión galvánica, diferentes suelos, las corrientes de fuga, la corrosión de aireación diferencial células, y la corrosión inducida microbiológicamente. 4.3.9.4 Unidades o equipos afectados a) Tuberías subterránea y equipos, así como los tanques enterrados y los fondos de los tanques de almacenamiento por encima del suelo (Figura 4-52). b) Apoyo de estructuras metálicas en tierra (Figura 4-53). 4.3.9.5 Aspecto o morfología del daño a) La corrosión suelo externa aparece como adelgazamiento localizado con pérdidas debido a las picaduras. La severidad de la corrosión depende de las condiciones locales del suelo y los cambios en el entorno inmediato a lo largo de la superficie de metal equipo. b) La pobre condición de un revestimiento de protección es un claro signo de un daño potencial de corrosión. 4.3.9.6 Prevención / Mitigación (Atenuación) Corrosión de suelo en acero al carbono puede reducirse al mínimo mediante el uso de relleno, revestimientos y protección catódica. La protección más eficaz es una combinación de un revestimiento resistente a la corrosión y un sistema de protección catódica.

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API 571 4.3.9.7 Inspección y supervisión a) El método más común utilizado para el seguimiento de las estructuras subterráneas, es la medición de la estructura para el uso potencial del suelo dedicado cerca de los electrodos de referencia de la estructura (corregido en función de la disminución de errores de infrarrojos). Protección catódica debe realizarse y controlarse con arreglo a la NACE RP 0169. b) Hay muchas técnicas para la calidad de inspección de componentes metálicos enterrados. Tuberías pueden ser inspeccionados por los dispositivos de inspección en línea, guiada por el espesor con herramientas ultrasónicas, indirectamente, por las pruebas de presión, o por la evaluación visual. La misma u otras técnicas similares pueden ser utilizadas en otras estructuras.

Figura 4-51 Corrosión de la tubería de acero al carbono en la interfase suelo-aire cuando sale la tubería subterránea.

Figura 4-52 Bonos retirados de la parte inferior de un condensado de acero sin protección tanque de almacenamiento después de 3 años de servicio. La superficie exterior se muestra.

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Figura 4-52 Sección transversal a través de ubicación (A) que muestra la corrosión severa. Las flechas apuntan hacia un lugar que estaba en el grosor original.

4.3.10 Corrosión cáustica 4.3.10.1 Descripción del daño Localización de corrosión debido a la concentración de sales alcalinas o cáusticos, que generalmente se produce en virtud de evaporación o de las condiciones de una alta transferencia de calor. Sin embargo, la corrosión en general también puede ocurrir dependiendo de la solución cáustica alcalinos o fuerza. 4.3.10.2 Materiales afectados Principalmente de acero al carbono, aceros de baja aleación y de la serie 300 SS. 4.3.10.3 Factores críticos Principales factores son la presencia de cáustica (NaOH ó KOH). Las siguientes son fuentes de cáustico: a) El cáustico se agrega a veces a las secuencias de proceso para la neutralización o como reactivo. b) Se agrega a veces intencionalmente al agua de alimentación de la caldera en las concentraciones bajas o puede entrar inadvertidamente durante la regeneración de desmineralizadores. c) Sales alcalinas pueden también entrar en el proceso a través de flujos de fugas en condensadores o equipos de proceso. d) Algunas unidades de proceso utilizar soluciones cáustica para neutralizar o eliminación de compuestos de azufre. e) Un mecanismo de concentración debe existir para crear la fuerza cáustica. f) Cáustica puede ser concentrado por la salida de DNB, la evaporación y la deposición.

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API 571 4.3.10.4 Unidades o equipo afectados a) Corrosión cáustica se asocia más con calderas de vapor y equipos, incluidos los intercambiadores de calor. b) Efectos similares de concentración de cáustica pueden ocurrir donde se añade cáustico a unidad de carga de crudo. c) Aceleración de la corrosión localizada se puede producir en los intercambiadores de precalentamiento, horno de tubos y líneas de transferencia, a menos que el cáustico es mezclado de manera eficaz en el flujo de petróleo. d) Unidades que utilizan cáustica para eliminar compuestos de azufre a partir de flujos de producto. 4.3.10.5 Aspecto o morfología del daño a) Normalmente se caracteriza por la pérdida localizada de metal, que puede aparecer como surcos en el tubo de una caldera o localmente raleadas zonas bajo aislante depósitos (Figura 4-54 y Figura 4-55). b) Pueden llenar los depósitos de corrosión depresiones y daños por debajo de la máscara. Áreas sospechosas de sondeo con un instrumento pueden ser necesarias. c) Ranura localizado puede provocar a lo largo de una línea de flotación, donde se concentran corrosivos. En tubos verticales, este puede aparecer como una ranura circunferencial. d) En tubos horizontales o inclinadas, pueden aparecer en la parte superior del tubo o como ranuras longitudinales a ambos lados del tubo. e) La exposición a altos soluciones cáusticas puede resultar, en general, la corrosión del acero al carbono por encima de 175ºF (79ºC) y muy alto por encima de las tasas de corrosión 200ºF (93ºC). 4.3.10.6 Prevención / Mitigación (Atenuación) a) En el equipo de generación del vapor, la mejor forma de prevenir la corrosión cáustica es con un diseño apropiado. El daño puede ser minimizado mediante la reducción de la cantidad de cáustico, garantizando adecuados abastecimiento de agua y las inundaciones de flujo de agua, para garantizar una buena gestión del quemador para reducir al mínimo los puntos calientes en los tubos de calefacción, y para reducir al mínimo la penetración de la producción de sales alcalinas en los condensadores. b) En equipos de proceso, instalaciones de inyección cáustica deben estar diseñadas para permitir la mezcla y dilución del cáustico con el fin de evitar la concentración de cáustica caliente sobre superficies metálicas. c) Acero al carbono y la serie 300 SS tienen graves problemas de corrosión en soluciones de alta resistencia cáustica por encima de unos 150ºF (66ºC). La aleación SS 400 y algunas otras aleaciones de la base del níquel poseen valores corrosivos mucho más bajas. 4.3.10.7 Inspección y supervisión a) Para equipos de proceso, UT medir el espesor es útil para detectar y supervisar la corrosión general debido a cáustica. Sin embargo, pérdidas localizadas debido a de corrosión cáustica pueden ser difíciles de localizar. b) Las puntas de la inyección se deben examinar de acuerdo con API 570. c) Radiografía y escáner de UT puede ser utilizados.

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API 571 d) Equipo de generación de vapor puede exigir la inspección visual con el uso de un boroscopio. 4.3.10.8 Mecanismo relacionados. Corrosión cáustica también se conoce como agrietamiento cáustico o dúctil. Un mecanismo que se conoce como Salida de Nucleate de Ebullición (DNB), tal como se describe en el vapor cubierto (Véase 4.2.11).

Figura 4-54 - Identificación de los depósitos CS tubo de caldera con daños debidos a la corrosión cáustica.

Figura 4-55 - la sección transversal del tubo en la Figura 4-53 muestra el ataque localizada debido a la corrosión cáustica.

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API 571 4.5 Medio de agrietamiento asistido 4.5.1 Corrosión bajo tensión por Cloruros (CI SCC) 4.5.1.1 Descripción del daño Grietas iniciadas en la superficie causando al medio resquebrajamiento de la serie 300 SS y algunas aleaciones de base níquel, en virtud de la acción combinada de la fatiga, la temperatura y un medio ambiente acuoso de cloruro. La presencia de oxígeno disuelto aumenta la posibilidad de agrietarse. 4.5.1.2 Materiales Afectados a) Las series 300 SS son altamente susceptibles. b) Aceros inoxidables dúplex son más resistentes. c) Aleaciones base níquel son altamente resistentes. 4.5.1.3 Factores críticos a) Contenido de cloruros, el pH, la temperatura, la fatiga, la presencia de oxígeno y de aleación de composición son factores críticos. b) El aumento de temperaturas aumenta la susceptibilidad al agrietamiento. c) El aumento de niveles del cloruro aumenta la probabilidad de agrietamiento. d) En la practica no existen limites más bajo para cloruros porque siempre hay un potencial para concentrar los cloruros. e) Las condiciones de transferencia de calor considerablemente aumentan la susceptibilidad de grietas porque ellos permiten concentraciones de cloruros. Las exposiciones alternas a condiciones mojadas y secas ó vapor y agua también es contraproducente al agrietamiento. f) SCC por lo general ocurre en valores de pH por encima de 2. En valores de pH inferiores, la corrosión uniforme predomina generalmente. La tendencia de SCC disminuye hacia la región de pH alcalina. g) El agrietamiento por lo general ocurre en temperaturas metálicas encima sobre 140ºF (60ºC), aunque las excepciones puedan ser encontradas en temperaturas inferiores. h) El estrés puede ser aplicado o residual. Componentes muy estresados o trabajados en frío, tales como la expansión de fuelles, son altamente susceptibles al agrietamiento. i) El oxígeno disuelto en el agua normalmente acelera SCC pero no está claro si existe una concentración de oxígeno por debajo de cual el cloruro SCC es imposible. j) Contenido de níquel en la aleación tiene un importante efecto en la resistencia. La mayor sensibilidad se encuentra en un contenido de níquel del 8% al 12%. Aleaciones de níquel con contenidos superiores a 35% son de alta resistencia y aleaciones superior a 45% son casi inmunes. k) Los aceros inoxidables bajo níquel, como los aceros inoxidables dúplex (austenita-ferrita), han mejorado la resistencia a lo largo de la serie 300 SS, pero no son inmunes. l) Aceros al carbono, aceros de baja aleación y serie 400 SS no son susceptibles a la Cl-SCC. 4.5.1.4 Unidades o equipo afectados a) Todas las tuberías de la serie 300 SS y recipientes a presión, los componentes en cualquier proceso son sensibles a la Cl-SCC. b) Se han producido grietas en los condensadores enfriados por agua y del lado del proceso de crudo en torre aérea de condensadores. 24/35

API 571 c) El desagüe en el hidroprocesamiento de unidades es susceptible al agrietamiento durante el arranque y parado, si no correctamente purgado. d) Los fuelles y los instrumentos de tuberías, en particular aquellos asociados con derrame de hidrógeno reciclado, contaminado con cloruros, pueden ser afectado. e) Cl–SCC externo también ha sido un problema en superficies aisladas cuando el aislamiento se moja. f) El agrietamiento ha ocurrido en líneas de desagüe de caldera. 4.5.1.5 Aspecto ó Morfología del Daño a) Las fracturas por grietas en la superficie pueden ocurrir del lado del proceso o por afuera debajo del aislamiento (Figura 4-77). b) El material por lo general no muestra ningunas señales visibles de la corrosión. c) La corrosión bajo tensión característica tienen muchas ramificaciones y pueden ser visualmente perceptibles por un aspecto agrietado de la superficie (Figura 4-78, Figura 4-79 y Figura 4-80). d) La metalografía de las muestras agrietadas, muestra típicamente las grietas transgranulares ramificadas (Figura 4-81 y Figura 4-82). A veces las grietas ínter granular de serie 300 SS sensibilizas pueden también ser vistas. e) Las soldaduras en Series 300 SS por lo general contienen un poco de ferrita, produciendo una estructura doble que es por lo general más resistente a ClSCC. f) Las superficies de fractura a menudo tienen un aspecto frágil. 4.5.1.6 Prevención / Mitigación (Atenuación) a) Utilice materiales resistentes en la construcción. b) En pruebas hidráulicas, utilice agua con contenido bajo de cloruros, secar a fondo y rápidamente. c) Correcta aplicación de los revestimientos bajo el aislamiento. d) Evite diseños que permiten regiones estancadas donde los cloruros pueden concentrar o depositar. e) Un alivio de tensión a alta temperatura de en series 300 SS después de la fabricación puede reducir tensiones residuales. Sin embargo, debe tenerse en cuenta los posibles efectos de la sensibilización que puede ocurrir, el aumento de la susceptibilidad a ácido politiónico SCC, los posibles problemas de distorsión y agrietamiento potencial por recalentamiento. 4.5.1.7 Inspección y supervisión a) El agrietamiento en superficie conectadas, puede ser observado visualmente en algunos casos. b) PT o técnicas de análisis de fase EC son los métodos preferidos. c) El método de inspección por corrientes de Eddy también se han utilizado en los tubos de condensado, así como tuberías y recipientes a presión. d) Las grietas extremadamente finas pueden ser difíciles de encontrar con el PT. Métodos especiales de preparación de la superficie, incluido el pulido de alta presión ó de chorro de agua, puede ser necesario en algunos casos, especialmente en servicios de alta presión. e) UT. f) A menudo, RT no es suficientemente sensible para detectar fisuras, salvo en etapas avanzadas, donde una importante red de grietas se ha desarrollado. 4.5.1.8 Mecanismos relacionados Cáustica SCC (véase 4.5.3) y ácido politionico SCC (véase 5.1.2.1).

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Figura 4-77 Tipo de grietas exteriores 304 SS tubos de instrumento bajo el aislamiento.

Figura 4-78 Grietas en el depósito lateral del tipo 316L SS tubos de vapor en servicio a 450 ºF (232 ºC), mostrando los tubos después de la inspección PT. Las grietas se pueden ver en el centro del tubo (flecha).

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Figura 4-79 Primer plano del tubo en la Figura 4-78 mostrando las grietas con una apariencia apretada de telaraña.

Figura 4-80 Fina ramificación de grietas en la superficie de la SS que aparecen con mayor claridad después de la inspección PT.

Figura 4-81 Foto de microscopio de una sección transversal de la muestra en la Figura 4-79 muestra grietas finas ramificadas (Aumento, 50X)

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Figura 4-82 Otra foto de microscópico de una sección representativa de un tubo agrietado que ilustra el modo transgranular de quebrarse que inicia en la superficie.

4.5.3 Corrosión bajo tensión Cáustica (Fragilidad cáustica) 4.5.3.1 Descripción de Daño La fragilidad cáustica es una forma de agrietamiento de corrosión bajo tensión caracterizado por grietas iniciadas en la superficie, esto ocurre en tubería y equipo expuesto a cáustico, principalmente adyacente a soldaduras que no poseen tratamientos pos-soldadura. 4.5.3.2 Materiales afectados Acero al carbono, aceros de baja aleación y de la serie 300 SS son susceptibles. Aleaciones base níquel son más resistentes. 4.5.3.3 Factores críticos a) La susceptibilidad a la fragilidad cáustica en soluciones de soda cáustica (NaOH) y potasa cáustica (KOH), es una función de la fuerza cáustica, de la temperatura del metal y de los niveles de tensión. b) El aumento de la concentración cáustica y el aumento de temperaturas, aumentan la probabilidad y la seriedad del agrietamiento. Las condiciones probables para causar el agrietamiento han sido establecidas a través de la experiencia en plantas y son presentado en la Figura 4-85. c) El agrietamiento puede ocurrir a niveles cáusticos bajos si un mecanismo que se concentra está presente. En tales casos, las concentraciones cáusticas de 50 a 100 ppm son suficientes para causar el agrietamiento. d) Las tensiones que promueven el agrietamiento pueden ser residuales de lo que resulta de la soldadura o del trabajo en frío (como flexión y deformación) así como tensiones aplicadas (Figura 4-86 y Figura 4-87). e) Está generalmente aceptado que las tensiones que se asemejan a la producción están requeridas para el SCC de modo que el alivio de tensión termico (PWHT) es eficaz en la prevención del SCC cáustico. Aunque las fallas hayan ocurrido en tensiones que son bajas con relación a la producción, ellos se consideran más raros (Figura 4-88 y Figura 4-91). f) Las tasas de la propagación de grieta aumentan dramáticamente con la temperatura y pueden crecer a veces a través de la pared en una cuestión de horas o de días durante excursiones de la temperatura, especialmente si las condiciones fomentan el cáustico concentración. La concentración puede

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API 571 producirse como resultado de la alternancia de condiciones húmedas y secas, localizados en los puntos calientes o de alta temperatura vapor-fuera (trasiado de vapor). g) Se debe tener especial cuidado con el diseño del trasiado de vapor y vaporfuera en cañería de acero al carbono y equipos que no tienen tratamiento pos soldadura. 4.5.3.4 Unidades y equipos afectados a) La fragilización cáustica se encuentra a menudo en las tuberías y equipos que maneja cáustico, incluyendo la eliminación de H2S y unidades de extracción de mercaptano, así como los equipos que utiliza cáustica para neutralización de ácido sulfúrico en las unidades de alquilación y HF unidades de alquilación. El cáustico a veces se inyecta en la alimentación de la torre de crudo para el control del cloruro. b) Las fallas se han producido indebidamente en tubería de traceado de calor o equipos, así como bobinas de calefacción y otros equipos de transferencia de calor. c) La fragilización cáustica puede ocurrir en equipo como resultado de la limpieza al vapor después, de haber estado en servicio cáustico. d) Los rastros de cáusticos pueden ser concentrados en BFW y puede resultar en fragilización cáustica de tubos de calderas que alternan entre las condiciones húmedas y secas debido a parada de planta. 4.5.3.5 Aspecto o Morfología de Daño a) La corrosión bajo tensión cáustica normalmente se propaga paralela a la soldadura bajo el metal adyacente, pero también puede ocurrir en depósitos de soldaduras o en las zonas afectadas por el calor. b) El patrón de grietas observadas en la superficie de acero es a veces descrito como una telaraña de pequeñas grietas que suelen iniciar a la interconexión o con defectos relacionados con la soldadura que sirven como concentración de tensión. c) Las grietas pueden confirmarse a través de un examen metalográfico como defectos de rotura de superficie, que son predominante intergranulares. El agrietamiento como suele ocurrir en soldadura de acero al carbono de red muy finas, llenas de grietas de óxido. d) Las grietas en la serie 300 SS son típicamente transgranular y muy difícil de distinguir de la corrosión bajo tensión. 4.5.3.6 Prevención / Mitigación (Atenuación) a) Las fisuras puede prevenirse de manera eficaz por medio de un tratamiento de alivio de tensiones (por ejemplo, PWHT). Un tratamiento térmico a 1150 ° F (621 ° C) se considera un eficaz alivio de tensión para el tratamiento térmico de acero al carbono. El mismo requisito se aplica a la reparación de las soldaduras de accesorio internas y externas. b) Series 300 SS ofrecen poca ventaja en la resistencia al agrietamiento sobre CS. c) Las aleaciones de base de níquel son más resistentes al agrietamiento y pueden trabajar en temperaturas más altas y/o concentraciones cáusticas. d) La parada de planta debe ser evitada en cañerías y equipos de acero al carbono que no tienen tratamiento pos-soldadura. Los equipo debe ser lavado con agua antes de la parada de planta. Cuando se requiere parada de plata,

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API 571 sólo se debe usar vapor de baja presión durante períodos de tiempo cortos para reducir al mínimo la exposición. e) El buen diseño y el funcionamiento del sistema de inyección son necesarios para asegurar que esté correctamente disperso el cáustico antes de entrar en alta temperaturas el sistema de precalentamiento de crudo. 4.5.3.7 Inspección y supervisión a) Aunque las grietas se puedan ver visualmente, la detección de grieta se realiza mejor con técnicas de WFMT, de la EC, del RT o del ACFM. Preparación de la superficie por chorro de arena, de chorro de agua de alta presión u otros métodos es generalmente necesaria. b) Tintas penetrantes no es eficaz para encontrar grietas apretadas, llenas de escamas por lo que no se debe utilizar para la detección. c) Las profundidades de la grieta se pueden medir con una técnica conveniente de UT incluyendo el externo SWUT. d) EFA se pueden utilizar para supervisar el crecimiento y la localización de las grietas crecientes.

Figura 4-85 - Recomendado para los límites de funcionamiento de acero al carbono en servicio cáustico. (Ref. 1)

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Figura 4-86 - La fisura se inicia en el interior de una superficie sin alivio de tensión CS, la curvas del intercambiador de calor después de 8 años en 15% al 20% en 140ºF cáustica servicio a 240ºF (60ºC a 115ºC).

Figura 4-87 – Foto micrografía de una grieta en el tubo mostrado en la Cifra 4-86.

Figura 4-88 – Fisuras en placa de tubo de caldera debido a concentración cáustica entre el tubo y la placa del tubo.

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Figura 4-89 – Foto micrografía de una grieta en la placa de tubo mostrado en la Figura 4-88.

Figura 4-90 – Foto micrográfica de iniciación de una grieta cáustica en el I.D. de una soldadura soporte de una tubería de acero al carbón sin tratamiento pos-soldadura, aguas abajo en un tambor de succión, de un lavador cáustico. No lavado al agua fuerte.

Figura 4-91 – Figura 4-90, lavado al agua fuerte.

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Figura 4-92 – Fuelles de expansión de acero inoxidable de una turbina impulsada por vapor previamente sometidos a un estado de espera alterada cáustica.

5.1.1.11 Corrosión del ácido sulfúrico 5.1.1.11.1 Descripción del daño El ácido sulfúrico promueve la corrosión general y localizada de acero al carbón y otras aleaciones. Las zonas afectadas por el calor en acero al carbón, pueden experimentar una corrosión severa. 5.1.1.11.2 Materiales afectados Por orden de resistencia creciente: acero de carbón, 316L SS, Aleación 20, hierro fundido de alto silicio, hierro fundido de alto níquel, Aleación B-2 y Aleación C276. 5.1.1.11.3 Factores críticos a) Concentración, temperatura, contenido de la aleación, velocidad, contaminación y presencia ácidos de oxidantes. b) Figura 5-8 muestra un diagrama de las tasas de corrosión de acero al carbono en función de la concentración de ácido sulfúrico y la temperatura. c) La corrosión de acero al carbono aumentará considerablemente si las tasas de velocidad de la corriente superan de 2 a 3 pies/seg (0,6 a 0,9 m/seg) o en las concentraciones de ácido inferior al 65%. d) Puntos de mezcla con el agua, a causas de calor liberado, pueden ocasionar altas tasas de corrosión cuando el ácido se diluye. e) La presencia de oxidantes puede aumentar la velocidad de corrosión. 5.1.1.11.4 Equipos y unidades afectadas a) Las unidades de alquilación de ácido sulfúrico y plantas de tratamiento de aguas residuales se ven afectados. b) Vulnerabilidad de Áreas en las unidades de alquilación de ácido sulfúrico incluyen líneas de efluente del reactor, reboilers, sistemas de desbutanizador y sección de tratamiento cáustico (Figura 5-9 y Figura 5-10).

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API 571 c) El ácido por lo general termina en el fondo de torres fraccionamiento y en los reboilers donde se concentra. 5.1.1.11.5 Apariencia y morfología del daño d) La mayoría de carácter general, pero ataca rapidamente soldadura de acero al carbono en las zonas ZAC. e) El hidrógeno se puede producir en el ranurado de flujo bajo o estancado en áreas tales como los tanques de almacenamiento o vagones. f) El ácido sulfúrico ataca la escoria dejada de la soldadura g) Si la tasa de corrosión y la velocidad son alta, no habrá escama. h) La corrosión del acero por el ácido diluido, es generalmente bajo la forma de pérdida total o picaduras del metal y llega a ser más severa y rápida con el aumento de temperatura. 5.1.1.11.6 Prevención / Mitigación (Atenuación) a) Se minimiza la corrosión a través de una buena selección del los materiales y el buen funcionamiento dentro de las velocidades de diseño. b) Las aleaciones como aleación 20, Aleación 904L y C-276 resiste la corrosión por ácidos diluidos y forma una película protectora de sulfato de hierro en la superficie. c) Los productos agrios habitualmente se pueden lavar con cáustico para neutralizar el ácido. 5.1.1.11.7 Inspección y supervisión d) La inspección de UT y RX de las zonas de turbulencia y las zonas más calientes. e) El seguimiento con los cupones de corrosión y probetas ER.

Figura 5-8 – Datos de corrosión de ácidos Sulfúricos.

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Figura 5-9 – Acelerada corrosión en un bafle.

Figura 5-9 – Corrosión ranurada en línea de vapor de acero al carbono de agua alcalina en un tambor de unidad de alquilación de lavado de ácido sulfúrico.

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