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Mecanismos de daño que afecteEquipos Fijos en elIndustria de RefinaciónPRÁCTICA RECOMENDADA 571PRIMERA EDICIÓN, diciembre 2003Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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Page 3Mecanismos de daño que afecteEquipos Fijos en elIndustria de RefinaciónSegmento DownstreamPRÁCTICA RECOMENDADA 571PRIMERA EDICIÓN, diciembre 2003Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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Page 5NOTAS ESPECIALES(Diciembre de 2003)Publicaciones API necesariamente abordan problemas de carácter general. Con respecto a particular,circunstancias, el estado y las leyes y regulaciones federales locales deben ser revisados.API no está llevando a cabo para cumplir con las obligaciones de los empleadores, fabricantes o proveedores que advierten y correctamentecapacitar y equipar a sus empleados y personal expuesto, en relación con los riesgos y las precauciones de salud y seguridad,ni el desempeño de sus obligaciones bajo la ley local, estatal o federal.La información relativa a los riesgos de seguridad y salud y las medidas preventivas adecuadas con respecto a los materiales particularesy las condiciones se deben obtener del empleador, el fabricante o proveedor de ese material, o laficha de datos de seguridad de materiales.Nada de lo contenido en cualquier publicación de la API debe ser interpretado como una concesión de derecho, de manera implícita ode otro modo, para la fabricación, venta o utilización de cualquier método, aparato o producto amparado por las letraspatente. Tampoco debe nada de lo contenido en la publicación se interpretará como asegurar a nadie contrala responsabilidad por infracción de patentes de invención.En general, las normas API se revisarán y modificarán, reafirmaron, o retiradas al menos cada cinco años.A veces una prórroga de un tiempo de hasta dos años se añadirá a este ciclo de revisión. Esta publicación ya no estará en vigor cinco años después de su fecha de publicación como norma API operativo o, en unaextensión ha sido concedida, previa re publicación. Estado de la publicación se puede determinar a partir de laNormas API teléfono departamento (202) 682-8000. Un catálogo de la API de publicaciones, programas y servicios se publica anualmente y se actualizan cada dos años por la API, y está disponible a través de Ingeniería GlobalDocuments, 15 Inverness Way East, M / S C303B, Englewood, CO 80112 a 5776.Este documento fue elaborado bajo los procedimientos de normalización de la API que aseguren la debida notificacióny la participación en el proceso de desarrollo y se designa como un estándar API. Preguntasrelativa a la interpretación del contenido de esta norma o comentarios y preguntas sobre la

procedimientos bajo los cuales se elaboró esta norma deberán ser dirigidas por escrito al Director de laDepartamento de Normas, el Instituto Americano del Petróleo, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005.Las solicitudes de autorización para reproducir o traducir la totalidad o parte del material publicado en este documento debeser dirigida al Director, Servicios comerciales.Normas API se publican para facilitar la amplia disponibilidad de probada, ingeniería de sonido y de funcionamientoprácticas. Estas normas no pretenden obviar la necesidad de la aplicación de los criterios de ingeniería de sonidosobre cuándo y dónde estas normas deben ser utilizados. La formulación y publicación de la APInormas no pretenden de ninguna manera para inhibir cualquier usuario de cualquier otra práctica.Cualquier fabricante de equipos de marcado o materiales en conformidad con los requisitos de marcado de unNorma API es el único responsable de cumplir con todos los requisitos aplicables de esta norma. APIno representa, garantiza, ni garantiza que dichos productos no sean conformes a la API aplicableestándar.Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta obra puede ser reproducida, almacenada en sistemas de recuperación,o transmitida por cualquier medio, electrónico, mecánico, fotocopia, grabación, ode otra forma, sin el permiso previo y por escrito de la editorial. Póngase en contacto con el Editor, APIServicios de edición, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005.Copyright © 2003 Instituto Americano del PetróleoiiiDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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Página 7PRÓLOGO(Diciembre de 2003)Esta publicación es el resultado de una necesidad de un documento que describe los mecanismos de daño que afecteequipos en las industrias de refinación y petroquímica. Un primer paso clave en la gestión de forma segura y fiableequipo es identificar y comprender los mecanismos de daño pertinentes. La correcta identificación demecanismos de daño es importante en la aplicación de los Códigos de Inspección de API (API 510, API 570, API653) y en la realización de la inspección basada en el riesgo según API 580 y API 581. Al realizar una aptitud de lucroevaluación de servicio utilizando la API 579, los mecanismos de daño deben ser entendidos y tienen que serconsiderado en la evaluación de la vida útil restante.Esta publicación contiene una guía para las consideraciones combinados de:• Información práctica sobre mecanismos de daño que pueden afectar a los equipos de proceso,• Asistencia en relación con el tipo y la magnitud del daño que se puede esperar, y• ¿Cómo este conocimiento se puede aplicar a la selección de los métodos de inspección eficaces para detectar el tamaño ycaracterizar daños.El objetivo general de este documento es presentar información sobre los mecanismos de daño en un equipoestablecer el formato para ayudar al lector en la aplicación de la información en la inspección y evaluación de equipodesde el punto de vista de seguridad y fiabilidad.Este documento refleja información de la industria, pero no es una norma obligatoria o código. En este sentido, latérminos y se deben sólo se utilizan para indicar los requisitos obligatorios con respecto a la evaluación

procedimientos que pueden no ser de otra manera correcta a menos seguido explícitamente. El término se utiliza para debeafirmar que lo que se considera una buena práctica y se recomienda pero no es absolutamente obligatorio. Los Lastérmino puede se utiliza para indicar que lo que se considera opcional.Esta publicación fue preparada por un grupo de tareas de la API que incluyó a representantes de la AmericanInstituto del Petróleo y la vasija de presión del Consejo de Investigación, así como los individuos asociados conindustrias relacionadas.Es la intención del Instituto Americano del Petróleo a revisar periódicamente esta publicación. Todos los propietarios ySe invita a los operadores de los recipientes a presión, tuberías y tanques de reportar sus experiencias en la utilización de estedocumento.Publicaciones API pueden ser utilizados por cualquier persona que desee hacerlo. Cada esfuerzo se ha hecho por el Instituto deasegurar la exactitud y fiabilidad de los datos contenidos en ellos; Sin embargo, el Instituto no hacerepresentación, garantía o garantía en relación con esta publicación y por el presente rechaza expresamentecualquier obligación o responsabilidad por pérdidas o daños resultantes de su uso o por la violación de cualquier ley federal,estado, o la regulación municipal con la que esta publicación puede entrar en conflicto.Revisiones sugeridas están invitados y deberán presentarse a la API, el departamento de Normas, 1220 L Street,NW, Washington, DC 20005.vDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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Page 9viiviiTABLA DE CONTENIDOS1.0 INTRODUCCIÓN Y ALCANCE1.1 Introduction...........................................................................................................................1-11.2 Alcance ...................................................................................................................................1-11.3 Organización y Uso ..........................................................................................................1-21.4 References...........................................................................................................................1-21.5 Definición de Terms................................................................................................................1-21.6 Técnica Inquiries................................................................................................................1-22.0 Referencias2.1 Normas ............................................................................................................................2-12.2 Otros References................................................................................................................2-23.0 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS Y ABREVIATURAS3.1 Terms...................................................................................................................................3-13.2 Símbolos y Abbreviations.................................................................................................3-24.0 MECANISMOS DE DAÑOS GENERALES - TODAS LAS INDUSTRIAS

4.1 General.................................................................................................................................4-14.2 falla mecánica y metalúrgica Mecanismos ............................................ ................. 4-14.2.1 Grafitización .............................................................................................................4-14.2.2 reblandecimiento (esferoidización) ........................................... ............................................. 4-54.2.3 Temper Fragilización ............................................. .................................................. .4-84.2.4 Strain Aging.................................................................................................................4-124.2.5 885oF Embrittlement...................................................................................................4-144.2.6 Fase Sigma Embrittlement.......................................................................................4-164.2.7 Brittle Fracture ............................................................................................................4-194.2.8 Fluencia / Estrés Rupture...............................................................................................4-234.2.9 térmica Fatigue..........................................................................................................4-274.2.10 Corto Plazo sobrecalentamiento - Ruptura por Esfuerzo ......................................... ...................... 4-324.2.11 Steam Blanketing......................................................................................................4-354.2.12 Dissimilar metal de soldadura (DMW) Cracking ........................................ ........................... 4-384.2.13 térmica Shock..........................................................................................................4-424.2.14 La erosión / Erosión-Corrosión .......................................... ........................................... 4-444.2.15 Cavitation..................................................................................................................4-49

4.2.16 fatiga mecánica ..................................................................................................4-534.2.17 vibración inducida por fatiga ........................................... ............................................. 4-594.2.18 La degradación refractario ............................................. ............................................... 4-624.2.19 Recalentamiento Cracking.......................................................................................................4-634.3 uniforme o localizado pérdida de espesor ........................................... ................................... 4-654.3.1 galvánico Corrosion.....................................................................................................4-654.3.2 La corrosión atmosférica ............................................. .................................................. 4-694.3.3 Corrosión Bajo Aislamiento (CUI) ......................................... ...................................... 4-714.3.4 Enfriamiento Agua Corrosión ............................................ ................................................ 4 754.3.5 Caldera de condensación a la corrosión ........................................... ................................ 4-784.3.6 CO2Corrosión ............................................................................................................4-804.3.7 Gas de Chimenea Punto de Rocío corrosión .......................................... ......................................... 4-844.3.8 Corrosión inducida microbiológicamente (MIC) ......................................... ........................ 4-864.3.9 Suelo Corrosión .............................................................................................................4-914.3.10 cáustica Corrosion.....................................................................................................4-954.3.11 Dealloying .................................................................................................................4-98

4.3.12 grafítica Corrosion...................................................................................................4-1014.4 de alta temperatura a la corrosión [400oF (204oC)] ............................................... ....................... 4-1054.4.1 Oxidation.....................................................................................................................4-105Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 10viii4.4.2 Sulfidation...................................................................................................................4-1094.4.3 La carburación ..............................................................................................................4-1134.4.4 Decarburization...........................................................................................................4-1164.4.5 metal Dusting..............................................................................................................4-1184.4.6 Combustible Ceniza Corrosion.....................................................................................................4-1214.4.7 Nitriding.......................................................................................................................4-1264.5 Medio ambiente - Asistida Cracking ............................................. ........................................... 4-1304.5.1 Estrés Cloruro Corrosión Cracking (CI-SCC) ................................................ ........... 4-130

4.5.2 Corrosión Fatigue.......................................................................................................4-1354.5.3 Estrés cáustica Corrosion Cracking (cáustica Fragilización) ...................................... 4 -1384.5.4 Amoníaco corrosión bajo tensión ........................................... ............................... 4-1444.5.5 Liquid Metal Fragilización (LME) ......................................... ..................................... 4-1484.5.6 fragilización por hidrógeno (HE) .......................................... .......................................... 4-1525.0 REFINACIÓN mecanismos de daño INDUSTRIA5.1 General.................................................................................................................................5-15.1.1 Uniforme o pérdida localizada en Grosor Fenómenos ........................................ ........ 5-15.1.1.1 Amina Corrosion................................................................................................5-15.1.1.2 Amonio bisulfuro de Corrosión (agua alcalina Sour) ...................................... 5 -45.1.1.3 Cloruro de Amonio corrosión ............................................ ............................. 5-85.1.1.4 Ácido clorhídrico (HCl) Corrosión ......................................... ........................... 5-105.1.1.5 alta temperatura H2/ H2S Corrosión ................................................ ............................ 5-135.1.1.6 fluorhídrico (HF) Ácido corrosión ......................................... ............................. 5-165.1.1.7 Nafténico Ácido Corrosión (NAC) ......................................... ........................... 5-195.1.1.8 Fenol (ácido carbónico) ......................................... corrosión ............................ 5-235.1.1.9 Ácido fosfórico corrosión ............................................ .................................... 5-245.1.1.10 Corrosión Agua Amarga (ácida) ......................................... ............................... 5-255.1.1.11 Ácido Sulfúrico corrosión ............................................ ........................................ 5-27

5.1.2 Entorno-Assisted Cracking ........................................... ...................................... 5-315.1.2.1 Ácido Polythionic corrosión bajo tensión (PASCC) ...................................... 5 -315.1.2.2 Estrés Amina Corrosion Cracking ........................................... .......................... 5-375.1.2.3 Wet H2S Daños (Ampollas / HIC / SOHIC / SCC) ....................................... ..5-415.1.2.4 El estrés agrietamiento por hidrógeno - HF .......................................... ............................. 5-505.1.2.5 Estrés Carbonato Corrosión Cracking ........................................... ................... 5-525.1.3 Otros Mechanisms......................................................................................................5-565.1.3.1 Ataque de hidrógeno a alta temperatura (HTHA) ........................................ ............. 5-565.1.3.2 titanio hidruración ............................................. ............................................... 5-61Unidad 5.2 Proceso PFD's..............................................................................................................5-655.2.1 Unidad de Crudo / Vacuum...................................................................................................5-655.2.2 Delayed Coker............................................................................................................5-655.2.3 Catalítico Fluido Cracking..............................................................................................5-655.2.4 FCC Extremos Ligeros Recovery..........................................................................................5-655.2.5 Reformación Catalítica - CCR ........................................... ............................................. 5-655.2.6 Reformación Catalítica - Lecho Fijo .......................................... ...................................... 5-655.2.7 Unidades hidroprocesamiento - hidrotratamiento, hidrocraqueo ......................................... .... 5-65

5.2.8 Ácido Sulfúrico Alkylation................................................................................................5-655.2.9 HF Alkylation...............................................................................................................5-655.2.10 Amina Treating..........................................................................................................5-65Recuperación de Azufre 5.2.11 ........................................................................................................5-655.2.12 Sour Stripper Agua ..................................................................................................5-655.2.13 La isomerización ............................................................................................................5-655.2.14 El hidrógeno Reformar ............................................. .................................................. 0,5-65ANEXO A - CONSULTAS TÉCNICASA.1 Introduction..........................................................................................................................A-1Su mensaje A.2 Format......................................................................................................................A-1Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 11SECCIÓN 1.0INTRODUCCIÓN Y ALCANCE1.1 Introduction..............................................................................................................................11.2 Scope........................................................................................................................................11.3 Organización y Use..............................................................................................................2

1.4 Referencias ...............................................................................................................................21.5 Definición de términos ................................................................................................................21.6 Consultas Técnicas ...................................................................................................................2Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 12Esta página fue dejada en blanco intencionalmente.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1312 2003API Práctica Recomendada 5711-1________________________________________________________________________________________________1.1 IntroducciónLos ASME y API códigos de diseño y estándares para equipos a presión proporcionan reglas para el diseño,fabricación, inspección y pruebas de los buques nuevos de presión, sistemas de tuberías y tanques de almacenamiento. Estoscódigos no abordan el deterioro del equipo, mientras que en el servicio y que las deficiencias debido a la degradación odesde la fabricación original puede ser encontrado en las inspecciones posteriores. Fitness-por-servicio (FFS)

evaluaciones son evaluaciones cuantitativas de ingeniería que se realizan para demostrar la estructuralintegridad de un componente en el servicio que contiene un defecto o daño. El primer paso en un servicio de aptitud para elevaluación realizada de conformidad con la API RP 579 es identificar el tipo de falla y la causa del daño.La correcta identificación de los mecanismos de daño para los componentes que contienen defectos u otras formas de deterioroes también el primer paso en la realización de una Inspección Basada en Riesgo (RBI), de conformidad con la API RP 580.Al llevar a cabo una evaluación de la ECA o estudio RBI, es importante para determinar la causa (s) de los daños odeterioro observado o previsto, y la probabilidad y el grado de daño adicional que podría ocurrir enel futuro. Los defectos y daños que se descubren durante una inspección en servicio pueden ser el resultado de un pre-condición existente antes de la entrada en servicio de componentes y / o podría ser inducida a servicios. Las causas fundamentalesde deterioro podría ser debido a consideraciones de diseño inadecuados, incluyendo la selección y diseño de materialesdetalles, o la interacción con ambientes agresivos / condiciones que el equipo está sometido duranteservicio normal o durante los períodos transitorios.Un factor que complica la evaluación de la ECA o estudiar carreras impulsadas para el equipo de refinación y petroquímica es quecondición interacciones materiales / ambientales son muy variadas. Las refinerías y plantas químicas contienenmuchas unidades de procesamiento diferentes, cada uno con su propia combinación de corrientes de procesos agresivos ycondiciones de temperatura / presión. En general, se encuentran los siguientes tipos de daños enpetroquímica equipo:a) General y la pérdida de metal local debido a la corrosión y / o erosiónb) La superficie conectada agrietamientoc)Agrietamiento del subsuelod) microfisuración / formación de microporose) cambios metalúrgicosCada uno de estos tipos generales de daño puede ser causado por uno o varios mecanismos de daño. En

Además, cada uno de los mecanismos de daño se produce en combinaciones muy específicas de materiales, proceso deentornos y condiciones de funcionamiento.1.2 AlcanceOrientación general en cuanto a los mecanismos de daño más probables para las aleaciones comunes utilizados en la refinación yindustria petroquímica se proporciona en esta práctica recomendada. Estas directrices proporcionan información quepueden ser utilizados por el personal de inspección de la planta para ayudar en la identificación de las posibles causas de daño, y sonla intención de introducir los conceptos de modos de deterioro y ruptura inducida por el servicio.El resumen presentado para cada mecanismo de daño proporciona la información básica necesaria para unaFFS evaluación realizada de acuerdo con RP API 579 o un estudio RBI realizado de acuerdo conAPI RP 580.Los mecanismos de daño en este recomendaron cubren situaciones prácticas encontradas en la refinación yindustria petroquímica en recipientes a presión, tuberías y tanques. Las descripciones mecanismo daños sonNo pretende proporcionar una guía definitiva para todas las situaciones posibles que se pueden encontrar, y lalector puede que necesite consultar con un ingeniero familiarizado con los modos de degradación aplicables y el fracasomecanismos, en particular los que se aplican en casos especiales.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 141-2API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________1.3 Organización y Uso

La información de cada mecanismo de daño se presenta en un formato establecido, como se muestra a continuación. De EstaFormato de la práctica recomendada facilita el uso de la información en el desarrollo de programas de inspección,Evaluación FFS y aplicaciones RBI.a) Descripción del Daño - una descripción básica del mecanismo de daño.b) materiales afectados - una lista de los materiales susceptibles al mecanismo de daño.c) Factores Críticos - una lista de factores que afectan el mecanismo de daño (es decir, la tasa de daño).d) Las participaciones o equipo afectado - una lista de los equipos y / o unidades afectada, cuando el dañomecanismo comúnmente ocurre es proporcionado. Esta información también se muestra en los diagramas de flujo de procesos paraunidades de proceso típicas.e) Aspecto o Morfología de daños - una descripción del mecanismo de daño, con imágenes de algunoscasos, para ayudar en el reconocimiento de los daños.f) Prevención / Mitigación - los métodos para prevenir y / o mitigar los daños.g) Inspección y control - recomendaciones para ECM para detección y medición de los tipos de defectosasociado con el mecanismo de daño.h) Mecanismos relacionados - una discusión de mecanismos de daño relacionados.yo)Referencias - una lista de referencias que proporcionan antecedentes y otra información pertinente.Mecanismos de daño que son comunes a una variedad de industrias incluyendo refinación y petroquímica, pulpay el papel, y la utilidad fósiles están cubiertos en la Sección 4.0.Mecanismos de daño que son específicos de las industrias de refinación y petroquímica están cubiertos en la Sección 5.Además, los diagramas de flujo de procesos se proporcionan en 5.2 para ayudar al usuario a determinar ubicaciones primariasdonde algunos de los mecanismos de daño significativos se encuentran comúnmente.1.4 ReferenciasNormas, códigos y especificaciones citadas en las prácticas recomendadas figuran en la sección 2. Referenciasa las publicaciones que proporcionan antecedentes y otra información pertinente al mecanismo de daño son

prevista en el párrafo que cubre cada mecanismo de daño.1.5 Definición de términosUn glosario de terminología y abreviaturas utilizados en este documento se proporciona en el anexo 1.A1.6 Consultas TécnicasEl procedimiento para presentar una solicitud de interpretación de API RP 57I se proporciona en el Apéndice A.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 15SECCIÓN 2.0Referencias2.1 Normas .................................................................................................................................12.2 Otros References.....................................................................................................................2Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


2003API Práctica Recomendada 5712-1________________________________________________________________________________________________2.1 NormasLas siguientes normas, códigos y especificaciones se citan en la práctica recomendada. A menos que de otro modoespecificado, se aplicarán las ediciones más recientes de estos documentos.APIAPI 530Recipientes a presión Código de InspecciónStd. 530Cálculo del espesor del tubo calefactor en refinerías de petróleoRP 579Fitness-por-servicioPubl. 581Inspección Basada en Riesgo - Documento de Recursos de BaseStd. 660Shell y tubo de calor Intercambiadores de General Servicio de RefineríaRP 751Operación Segura de Unidades de ácido fluorhídrico de alquilaciónRP 932-BDiseño, Materiales, Fabricación, directrices y control del funcionamiento de la corrosiónControl en Hidroprocesamiento Reactor Efluentes aire más frío (REAC) SistemasRP 934Materiales y requisitos de fabricación de 2-1 / 4 Cr-1Mo y 3Cr-1Mo acero pesadoRecipientes a presión de pared de alta temperatura, Servicio de Alta PresiónRP 941Aceros para servicio de hidrógeno a temperaturas elevadas y presiones en PetróleoRefinerías y plantas petroquímicasRP 945Evitar Cracking Ambiental en unidades de aminaASM1

Manual de Metales Volumen 1, Propiedades y Selección: Hierro, Aceros y Aleaciones de alto rendimiento;Volumen 13, a la corrosión en la refinación del petróleo y operaciones petroquímicas;Volumen 11, Análisis de Fallas y PrevenciónCOMO YO2Calderas y recipientes a presiónSección III, División I, Reglas para la construcción de la energía nuclearComponentes de las Plantas; Sección VIII, División I, recipientes a presión.ASTM3MNL41Corrosión en la industria petroquímicaSTP1428Comportamiento de fatiga termo-mecánicas de los materialesBSI4BSI 7910Orientación sobre métodos para evaluar la aceptabilidad de los defectos en la fusión soldadaEstructurasMPC5Informe FS-26Procedimientos de Aptitud para la evaluación del servicio de recipientes a presión de funcionamiento, Tanquesy tuberías en la Refinería y Servicio Químico1ASM International, 9639 Pariente Road, Materiales Park, OH 44073-0002, www.asminternational.org2ASME International, 3 Park Avenue, New York, NY 10016 a 5990, www.asme.org3ASTM International, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, PA 19.428-2959, www. astm.org4Instituto Británico Estándar, 389 Chiswick High Road, Londres W44AL, Reino Unido, www.bsi-global.comDerechos de autor Instituto Americano del Petróleo


Página 182-2API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________5Materiales Consejo Propiedades, 3 Park Avenue, 27ºFloor, New York, NY 10016-5902, www.forengineers.org/mpc6NACE International, 1440 South Creek Drive, Houston, TX 77084, www.nace.org7Soldadura Consejo de Investigación, 3 Park Avenue, 27ºFloor, New York, NY 10016-5902, www.forengineers.org/wrcNACE6Std. MR 0103Materiales resistentes a la tensión de sulfuro Crujidos en Corrosivo Refinación de PetróleoAmbientes "RP 0169Norma Práctica recomendada: Control de la corrosión externa en metro oSistemas de tuberías metálicas sumergidasRP 0170Protección de los aceros inoxidables austeníticos y otras aleaciones austeníticos de PolythionicEl estrés ácido Corrosión Cracking durante el apagado del equipo de refineríaRP 0198El control de la corrosión bajo aislamiento térmico y ignifugación - Sistemas AEnfoqueRP 0294

Diseño, fabricación, e inspección de tanques para el almacenamiento de concentradoÁcido sulfúrico y óleum a temperaturas ambienteRP 0296Directrices para la detección, reparación y mitigación de Craqueo de petróleo existenteRecipientes a presión Refinería en Wet H2S EntornosRP 0472Los métodos y controles para evitar en el servicio ambiental grietas de CarbonoPiezas soldadas de acero en corrosivos Petroleum Refining AmbientesPubl. 5A151Los materiales de construcción para el manejo de ácido sulfúricoPubl. 5A171Materiales para la recepción, manipulación y almacenamiento de ácido fluorhídricoPubl. 8X194Materiales y Prácticas de Fabricación para nuevos recipientes a presión utilizados en Wet H2SServicio de RefineríaWRC7Boletín 275El uso de templado y revenido 2-1 / 4Cr-1Mo acero para pared gruesa ReactorBuques en Refinería Procesos: Una Interpretación Revisión de 25 años deInvestigación y Aplicación2.2 Otras referenciasUna lista de publicaciones que ofrecen fondo y otra información pertinente para el mecanismo de daño esproporcionada en la sección que cubre cada mecanismo de daño.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

SECCIÓN 3.0DEFINICIÓN DE TÉRMINOS Y ABREVIATURAS3.1 Condiciones ........................................................................................................................................13.2 Símbolos y abreviaturas .............................................. .................................................. ... 2Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


Página 2112 2003API Práctica Recomendada 5713-1________________________________________________________________________________________________3.1 Condiciones3.1.1 Austenítico - un término que se refiere a un tipo de estructura metalúrgica (austenita) que normalmente se encuentran en 300Aceros inoxidables de la serie y aleaciones a base de níquel.3.1.2 Los aceros inoxidables austeníticos - los aceros inoxidables de la serie 300, incluyendo los tipos 304, 304L, 304H,309, 310, 316, 316, 316H, 321, 321H, 347, y 347H. Los "L" y los sufijos "H" se refieren a las gamas controladas debajo y alto contenido de carbono, respectivamente. Estas aleaciones se caracterizan por una estructura austenítica.

3.1.3 De acero al carbono - aceros que no tienen elementos de aleación añaden intencionadamente. Sin embargo, puede haberhaber pequeñas cantidades de elementos permitidos por las especificaciones tales como SA516 y SA106, por ejemplo, que puedeafectar a resistencia a la corrosión, dureza después de la soldadura, y tenacidad. Los elementos que se pueden encontrar en pequeñacantidades incluyen Cr, Ni, Mo, Cu, S, Si, P, Al, V y B.3.1.4 dietanolamina (DEA) - usado en amina de tratamiento para separar H2S y CO2a partir de corrientes de hidrocarburos.3.1.5 Dúplex de acero inoxidable - una familia de aceros inoxidables que contienen una estructura de austenítico ferrítico mixtaincluyendo la aleación 2205, 2304 y 2507. Las soldaduras de aceros inoxidables de la serie 300 también puede presentar un dúplexestructura.3.1.6 Ferrítico - un término que se refiere a un tipo de estructura metalúrgica (ferrita) que normalmente se encuentran en carbono yaceros de baja aleación y muchos aceros inoxidables de la serie 400.3.1.7 Los aceros inoxidables ferríticos - incluyen Tipos 405, 409, 430, 442, y 446.3.1.8 Zona afectada por el calor (HAZ) - la parte del metal base adyacente a una soldadura que no ha sidoderretido, pero cuya microestructura metalúrgica y las propiedades mecánicas han sido cambiados por el calor desoldadura, a veces con efectos indeseables.3.1.9 El hidrógeno inducido Cracking (HIC) - describe fisuras internas por pasos que conectan adyacentesampollas de hidrógeno en diferentes planos en el metal, o a la superficie metálica. No se aplica externamente estrés esnecesaria para la formación de HIC. El desarrollo de grietas internas (a veces referido como blistergrietas) tiende a enlazar con otros grietas por un mecanismo de corte de plástico transgranular debido internapresión resultante de la acumulación de hidrógeno. La vinculación de estas grietas en diferentes planos enaceros ha sido denominado por etapas de craqueo para caracterizar la naturaleza de la aparición de grietas.3.1.10 acero de aleación baja - una familia de aceros que contienen hasta 9% de cromo y otras adiciones de aleación para

resistencia a alta temperatura y resistencia a la fluencia. Los materiales incluyen C-0,5Mo, Mn-0,5Mo, 1Co-0,5Mo,1.25 Cr-0,5Mo, 2.25Cr-1.0Mo, 5Cr-0,5Mo y 9Cr-1Mo. Estos son considerados los aceros ferríticos.3.1.11 martensítico - un término que se refiere a un tipo de estructura metalúrgica (martensita) que normalmente se encuentran enun poco de acero inoxidable de la serie 400. Tratamiento y o soldadura por calor seguido de un enfriamiento rápido pueden producir esteestructura en acero al carbono y de baja aleación.3.1.12 martensítico acero inoxidable - incluye Tipos 410, 410S, 416, 420, 440A, 440B, 440C y.3.1.13 Metildietanolamina (MDEA) - usado en amina de tratamiento para separar H2S y CO2de hidrocarburosarroyos.3.1.14 La monoetanolamina (MEA) - usado en amina de tratamiento para separar H2S y CO2de hidrocarburosarroyos.3.1.15 base de níquel - una familia de aleaciones que contienen níquel como elemento de aleación mayor (> 30%), incluyendoAleaciones 200, 400, K-500, 800, 800H, 825, 600, 600H, 617, 625, 718, X-750, y C276.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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________________________________________________________________________________________________3.1.16 El estrés hidrógeno orientado agrietamiento inducido (SOHIC) - describe una serie de grietas, alineadocasi perpendicular a la tensión, que se forman por la conexión de las pequeñas grietas de HIC en el acero. ExtensibleSe requiere fuerza (residual o aplicada) para producir SOHIC. SOHIC se observa comúnmente en el metal baseadyacente a la zona afectada por el calor (HAZ) de una soldadura, orientada en la dirección a través del espesor. SOHIC mayotambién ser producido en aceros susceptibles en otros puntos de alto estrés, tales como desde la punta de la mecánicagrietas y defectos, o de la interacción entre HIC en diferentes planos en el acero.3.1.17 acero inoxidable - hay cuatro categorías de aceros inoxidables que se caracterizan por suestructura metalúrgica a temperatura ambiente: austeníticos, ferríticos, martensíticos y dúplex. Estas aleaciones tienencantidades variables de cromo y otros elementos de aleación que les dan resistencia a la oxidación, sulfuracióny otras formas de corrosión en función del contenido de la aleación.3.2 Símbolos y abreviaturas3.2.1 ACFM - alternando las pruebas de fuga de flujo magnético actual.3.2.2 AE - emisión acústica.3.2.3 AET - pruebas de emisión acústica.3.2.4 AGO - gasóleo atmosférico.3.2.5 AUBT - pruebas automatizadas retrodispersión ultrasónico.3.2.6 BFW - agua de alimentación de calderas.3.2.7 C2- símbolo químico refiriéndose a etano o etileno.3.2.8 C3- símbolo químico refiriéndose a propano o propileno.3.2.9 C4- símbolo químico refiriéndose a butano o butilenos.3.2.10 gato - catalizador o catalítica.3.2.11 CDU - unidad de destilación de crudo.03/02/12 CH4- metano.

3.2.13 CO - monóxido de carbono.3.2.14 CO2- dióxido de carbono.3.2.15 CVN - Charpy V-notch.3.2.16 CW - refrigeración por agua.3.2.17 DIB - desisobutanizadora.3.2.18 DNB - Salida de ebullición nucleada.3.2.19 DEA - dietanolamina, utilizado en el tratamiento de la amina para eliminar H2S y CO2a partir de corrientes de hidrocarburos.3.2.20 CE - método de corrientes de Foucault, la prueba se aplica principalmente a los materiales no ferromagnéticos.03/02/21 FCC - craqueo catalítico fluido.3.2.22 FMR - campo replicación metalográfico.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2312 2003API Práctica Recomendada 5713-3________________________________________________________________________________________________3.2.23 H2- hidrógeno.3.2.24 H2O - también conocido como el agua.3.2.25 H2S - sulfuro de hidrógeno, un gas venenoso.

3.2.26 ZAC - Heat zona afectada3.2.27 HB - número de dureza Brinnell.3.2.28 HCO - aceite cíclico pesado.3.2.29 HCGO - coquizador de gasóleo pesado.3.2.30 HIC - El hidrógeno inducido Cracking3.2.31 HP - alta presión.02/03/32 HPS - separador de alta presión.3.2.33 HVGO - gasóleo pesado de vacío.3.2.34 HSLA - alta resistencia y baja aleación.3.2.35 HSAS - sales de amina estables al calor.3.2.36 IC4- símbolo químico refiriéndose isobutano.03/02/37 IP - presión intermedia.03/02/38 IRIS - Sistema de inspección de rotación interna.3.2.39 KO - golpee hacia fuera, como en KO Drum.3.2.40 LCGO - gasóleo coker luz.3.2.41 LCO - aceite de ciclo ligero.02/03/42 LP - baja presión.03/02/43 LPS - separador de baja presión.02/03/44 LVGO - gasóleo de vacío luz.3.2.45 MDEA - metildietanolamina.03/02/46 MEA - monoetanolamina.03/02/47 mpa - mils por año.02/03/48 MT - ensayo de partículas magnéticas.02/03/49 NAC - corrosión por ácidos nafténicos.03/02/50 NH4HS - bisulfuro de amonio.03/02/51 PMI - identificación materiales positivos.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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12 2003________________________________________________________________________________________________02/03/52 PFD - diagrama de flujo del proceso.3.2.53 PT - pruebas de líquidos penetrantes.03/02/54 RFEC - campo remoto prueba de corrientes parásitas.02/03/55 RT - prueba radiográfica.3.2.56 SCC - corrosión bajo tensión.03/02/57 SOHIC - Cracking Estrés Orientada hidrógeno inducido02/03/58 SS: Acero inoxidable.03/02/59 SW - agua agria.03/02/60 SWS - separador de aguas ácidas.02/03/61 SWUT - pruebas ultrasónicas onda de corte.03/02/62 Ti - titanio.02/03/63 UT - pruebas de ultrasonido.03/02/64 VDU - unidad de destilación de vacío.02/03/65 VT - inspección visual.02/03/66 WFMT - ensayo de partículas magnéticas fluorescentes mojado.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 25SECCIÓN 4.0MECANISMOS DE DAÑOS GENERALES - TODAS LAS INDUSTRIAS4.1 Generalidades .....................................................................................................................................14.2 falla mecánica y metalúrgica Mecanismos ............................................ ................. 14.2.1Graphitization..................................................................................................................14.2.2El ablandamiento (esferoidización) .............................................. ............................................. 54.2.3

Temper Fragilización ....................................................................................................84.2.4Tensión Aging...................................................................................................................124.2.5885 ° F (475 oC) Embrittlement.......................................................................................144.2.6Sigma Fase Fragilización ............................................... ......................................... 164.2.7Fractura Frágil ..............................................................................................................194.2.8Fluencia y el Estrés Rupture............................................................................................234.2.9La fatiga térmica ............................................................................................................274.2.10 Corto Plazo sobrecalentamiento - Ruptura por Esfuerzo ......................................... ........................ 324.2.11 Steam Blanketing..........................................................................................................354.2.12 Dissimilar metal de soldadura (DMW) Cracking ........................................ .............................. 384.2.13 choque térmico ..............................................................................................................424.2.14 La erosión / erosión - corrosión .......................................... ............................................. 444.2.15 Cavitation.......................................................................................................................494.2.16 Mecánica Fatigue.......................................................................................................534.2.17 Vibración Inducida Fatigue............................................................................................594.2.18 refractaria Degradation................................................................................................62

4.2.19 Recalentamiento Cracking............................................................................................................634.3 uniforme o localizado pérdida de espesor ........................................... ................................. 654.3.1Galvánico Corrosion.......................................................................................................654.3.2Atmosférico Corrosion................................................................................................694.3.3Corrosión Bajo Aislamiento (CUI) ............................................ .................................... 714.3.4Agua De Refrigeración Corrosion..............................................................................................754.3.5Caldera de condensación a la corrosión .............................................. ............................. 784.3.6Colorado2Corrosión ...............................................................................................................804.3.7Los gases de combustión del punto de rocío corrosión ........................................... ......................................... 844.3.8Corrosión inducida microbiológicamente (MIC) ............................................ .................... 864.3.9La corrosión del suelo ...............................................................................................................914.3.10 cáustica Corrosion.........................................................................................................954.3.11 Dealloying......................................................................................................................984.3.12 grafítica Corrosión ....................................................................................................101

4.4 de alta temperatura a la corrosión [400oF (204oC)] ............................................... .................... 1054.4.1Oxidation......................................................................................................................1054.4.2Sulfidation....................................................................................................................1094.4.3Carburization............................................................................................................... 1134.4.4Decarburization........................................................................................................... 1164.4.5Metal Dusting............................................................................................................... 1184.4.6Combustible Ceniza Corrosion.....................................................................................................1214.4.7La nitruración .......................................................................................................................1264.5 Medio ambiente - Asistida Cracking ............................................. ........................................ 1304.5.1Estrés Cloruro Corrosión Cracking (Cl-SCC) ................................................ ......... 1304.5.2La fatiga por corrosión .......................................................................................................1354.5.3Estrés cáustica Corrosion Cracking (cáustica Fragilización) ................................. 1384.5.4

El amoníaco corrosión bajo tensión .............................................. ......................... 1444.5.5Liquid Metal Fragilización (LME) ............................................ ................................. 1484.5.6Fragilización por hidrógeno (HE) ............................................. ....................................... 152Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


Página 2712 2003API Práctica Recomendada 5714 -1________________________________________________________________________________________________4.1 GeneralidadesMecanismos de daño que son comunes a una variedad de industrias incluyendo refinación y petroquímica, pulpay el papel, y la utilidad fósiles se cubren en esta sección. Los mecanismos se dividen en los siguientessecciones:a) Mecánica y Metalúrgica Fracasob) uniforme o localizado pérdida de espesorc) Alta Temperatura Corrosiónd) el craqueo Medio Ambiente Asistida

4.2 Mecanismos de falla mecánica y metalúrgica4.2.1 Grafitización4.2.1.1 Descripción de los dañosa) grafitización es un cambio en la microestructura de ciertos aceros al carbono y aceros 0,5Mo después de largo plazooperación en el 800oF a 1100oF (427oC a 593oC) rango que puede causar una pérdida de resistencia, ductilidad,y / o resistencia a la fluencia.b) A temperaturas elevadas, las fases de carburo en estos aceros son inestables y pueden descomponerse ennódulos de grafito. Esta descomposición se conoce como la grafitización.4.2.1.2 Materiales afectadosAlgunos grados de acero al carbono y aceros 0,5Mo.4.2.1.3 Factores Críticosa) Los factores más importantes que afectan a la grafitización son la química, el estrés, la temperatura, y el tiempo dela exposición.b) En general, la grafitización no se observa con frecuencia. Algunos aceros son mucho más susceptibles a lasgrafitización que otros, pero es exactamente lo que hace que algunos aceros para grafitizarse mientras que otros son resistentes esno se entiende bien. Originalmente se pensó que el contenido de silicio y aluminio juega un papel importante, perose ha demostrado que tienen una influencia insignificante sobre la grafitización.c) grafitización se ha encontrado en aceros de baja aleación C-Mo con hasta 1% Mo. La adición de aproximadamente 0,7%cromo se ha encontrado para eliminar grafitización.d) La temperatura tiene un efecto importante en la tasa de grafitización. Por debajo de 800oF (427oC), la tasa es

extremadamente lento. Los aumentos de las tasas con el aumento de la temperatura.e) Hay dos tipos generales de grafitización. En primer lugar es grafitización al azar en la que el grafitonódulos están distribuidos al azar en todo el acero. Aunque este tipo de grafitización puede disminuir elresistencia a la tracción a temperatura ambiente algunos, no suele bajar la resistencia a la fluencia.f) El segundo y más perjudicial tipo de resultados de grafitización en las cadenas o planos locales de concentradonódulos de grafito. Esta forma de grafitización puede resultar en una reducción significativa de la capacidad de soporte de cargaal tiempo que aumenta el potencial de rotura frágil a lo largo de este plano. Las dos formas de esta grafitización sonsoldadura afectada por el calor grafitización zona y grafitización no soldadura.yo)Weld grafitización zona afectada por el calor se encuentra con más frecuencia en la zona afectada por el calor adyacentepara soldaduras en una banda estrecha, correspondiente al borde de la zona afectada por el calor de baja temperatura.En multipaso soldadas juntas a tope, estas zonas se solapan entre sí, que cubre toda la sección transversal.Nódulos de grafito pueden formar en el borde de estas zonas afectadas por el calor de baja temperatura, resultando en unabanda de grafito débil extiende a través de la sección. Debido a su apariencia, este grafitola formación dentro de las zonas afectadas por el calor se llama grafitización ceja.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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ii) la grafitización no de soldadura es una forma de grafitización localizada que a veces se produce a lo largo de planos delocalizada rendimiento en acero. También se produce en una forma de cadena como en las regiones que han experimentadodeformación plástica significativa como resultado de las operaciones de trabajo en frío o de flexión.g) La extensión y el grado de grafitización se reporta por lo general de forma cualitativa (ninguno, leve,moderada, severa). Aunque es difícil predecir la velocidad a la que se forma, severa zona afectada por el calorgrafitización se puede desarrollar en tan sólo 5 años en las temperaturas de servicio superiores 1000oF (538oC). MuySería de esperar ligera grafitización que se encuentran después de 30 a 40 años en 850oF (454oC). El Tiempo-Curvas de temperatura-transformación para zona afectada térmicamente grafitización se pueden encontrar en la Referencia 2.4.2.1.4 Unidades o equipo afectadoa) En primer lugar la tubería de pared caliente y equipos de la FCC, las unidades de reformado y coker catalíticos.b) los grados bainíticos son menos susceptibles que los grados perlíticos gruesas.c) A pocas fallas atribuibles directamente a la grafitización se han reportado en la industria del refino. No Obstante,grafitización se ha encontrado que el fallo se debió principalmente a otras causas. Varios casos gravesde grafitización se han producido en los reactores y tuberías de unidades de craqueo catalítico en lecho fluido, así como contubos del horno de acero al carbono en una unidad de craqueo térmico y el fracaso de las soldaduras de sellado en el tubo inferiorhoja de la caldera vertical en una caldera de calor residual catalítica de craqueo fluido. Un fallo grafitización erainformó en un C-0,5Mo catalítica reactor reformador / interheater larga línea de soldadura de costura.d) Cuando se produce grafitización ceja concentrado a lo largo de las zonas afectadas por el calor, la resistencia a la rotura creep

puede ser rebajado drásticamente. Leve a moderada cantidad de grafito lo largo de las zonas afectadas por el calor no lo hacenparece que las habitaciones o de alta temperatura significativamente inferiores propiedades.e) Grafitización rara vez se produce al hervir tubería superficie, pero se produjo en tubos de baja aleación C-0,5Mo ycabeceras durante la década de 1940. Tubos del economizador, tuberías de vapor y otros equipos que opera en elgama de temperaturas de 850oF a 1025oF (441oC a 552oC) es más probable que sufran grafitización.4.2.1.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) Los daños debidos a la grafitización no es visible o evidente y sólo pueden ser observados porexamen metalográfico (Figura 4-1 y la Figura 4-2).b) Las etapas avanzadas de daño relacionado con la pérdida de resistencia a la fluencia pueden incluir microfisuración / microvoidformación, agrietamiento subsuperficial o superficie conectados agrietamiento.4.2.1.6 Prevención / MitigaciónGrafitización se puede prevenir mediante el uso de cromo que contiene aceros de baja aleación para la operación a largo plazo por encima de800oF (427oC).4.2.1.7 Inspección y Vigilanciaa) Evidencia de grafitización se evalúa con mayor eficacia mediante la eliminación de las muestras de espesor total paraexamen utilizando técnicas metalográficas. El daño puede ocurrir pared media de modo que las réplicas de campo pueden serinadecuada.b) Las etapas avanzadas de daño relacionado con la pérdida de la fuerza incluyen grietas de rotura superficie o fluenciadeformación que puede ser difícil de detectar.

4.2.1.8 Mecanismos RelacionadosEsferoidización (véase 4.2.2) y grafitización son mecanismos que se producen en la superposición compitiendorangos de temperatura. Esferoidización tiende a ocurrir preferentemente por encima de 1025oF (551oC), mientras que la grafitizaciónpredomina debajo de esta temperatura.4.2.1.9 Referencias1. H. Thielsch, "Defectos y fallas en recipientes a presión y tuberías," Rheinhold Publishing Co., NuevaYork, 1965, pp. 49-83.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2912 2003API Práctica Recomendada 5714-3________________________________________________________________________________________________2. JR Foulds y R. Viswanathan, "Grafitización de Aceros en Servicio elevada temperatura,"Actas del Primer Simposio Internacional: microestructuras y propiedades mecánicas del EnvejecimientoMateriales, noviembre, 1992.3. RD Puerto, "Los fracasos no Weld grafitización Relacionados," CORROSIÓN / 89 , Documento # 248, (Houston: NACE1989).4. ASM Metals Handbook, "Propiedades y Selección: Hierro, Aceros y Aleaciones de alto rendimiento," Volumen1, ASM International, Materiales Park, OH.5. DN francés, "La degradación microestructural," La Junta Nacional de Calderas y recipientes a presión

Inspectores, http://www.nationalboard.com, junio de 2001.6. José G. Wilson, "Grafitización de acero en Refinación de Petróleo Equipo y el efecto deGrafitización de acero en Propiedades de rotura por fatiga ", CMR Series Boletín No.32, enero de 1957.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 304-4API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-1 - Alta microfotografía ampliación de la muestra metalográfica mostrando grafitonódulos. Compare con microestructura normal mostrada en la Figura 4-2.Figura 4-2 - Alta microfotografía ampliación de la muestra metalográfica mostrando ferrita típicoestructura de perlita de acero al carbono.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 3112 2003API Práctica Recomendada 5714.5________________________________________________________________________________________________4.2.2 reblandecimiento (esferoidización)4.2.2.1 Descripción de los daños

Esferoidización es un cambio en la microestructura de los aceros después de la exposición en el 850oF a 1400oF (440oC a760oC) Rango, donde las fases de carburo en aceros al carbono son inestables y pueden aglomerarse de suforma de placa normal a una forma esferoidal, o de pequeños carburos, finamente dispersos en aceros de baja aleación como1cr-0,5Mo a grandes carburos aglomerados. Esferoidización puede causar una pérdida de resistencia y / o la fluenciaresistencia.4.2.2.2 Materiales afectadosTodos los grados de uso general de acero al carbono y aceros de baja aleación, incluyendo C-0,5Mo, 1Co-0,5Mo, 1.25Cr-0,5Mo,2.25Cr-1Mo, 3Cr -1MO, 5Cr-0,5Mo y 9Cr-1Mo aceros.4.2.2.3 Factores Críticosa) la química Metal, microestructura, tiempo de exposición, y la temperatura son factores críticos.b) La tasa de esferoidización depende de la temperatura y la microestructura inicial. Esferoidización puedeocurrir en un par de horas en 1300oF (552oC), pero puede tardar varios años en 850oF (454oC).c) Los aceros recocidos son más resistentes a esferoidización que los aceros normalizados. Aceros de grano grueso sonmás resistentes que los de grano fino. Aceros al silicio de grano fino muertas son más resistentes que aluminio-matado.4.2.2.4 Unidades o equipo afectado

a) esferoidización puede ocurrir en tuberías y equipos después de la exposición a temperaturas superiores a 850oF (454oC).La pérdida de resistencia puede ser tan alta como aproximadamente 30%, pero el fracaso no es probable que ocurra, excepto en muy altotensiones aplicadas, en las zonas de concentración de tensiones, o en combinación con otros mecanismos de daño.b) La pérdida de resistencia es acompañada generalmente por un aumento de la ductilidad que permite la deformación alas concentraciones de esfuerzos.c) esferoidización afecta muy caliente de la pared y el equipo en la FCC, las unidades de reformado y coker catalíticos.Tubos de calor despedido en calderas o unidades de proceso pueden verse afectados por una pérdida en la resistencia a la fluencia, pero el equipo,en general, rara vez renovado o reparado debido a esferoidización.4.2.2.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) esferoidización no es visible o evidente y sólo se puede observar a través de metalografía. Los Lasfase perlítica sufre una transformación dependiente del tiempo de parcial a completa esferoidización(Figura 4-3 y la Figura 4-4).b) En el caso de la 5% a 9% CrMo aleaciones, esferoidización es el proceso de transformación de los carburosde su morfología finamente dispersa original carburos grandes aglomerados.4.2.2.6 Prevención / MitigaciónEsferoidización es difícil de prevenir excepto por minimizar la exposición a largo plazo a temperaturas elevadas.4.2.2.7 Inspección y VigilanciaEsferoidización sólo se puede encontrar a través de metalografía campo o la extracción de muestras para metalográficoobservación. Una reducción en la resistencia y / o dureza a la tracción puede indicar una microestructura globular.4.2.2.8 Mecanismos Relacionadosa) En estrecha relación con la grafitización (ver 4.2.1).b) esferoidización y grafitización son mecanismos que se producen a temperatura superposición compitiendorangos. A temperaturas por encima de aproximadamente 1025o

F (552oC), grafitización puede ocurrir después de esferoidización.Por debajo de 1025oF (552oC), la grafitización se produce antes de que el acero está totalmente esferoidizado.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 326.4API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.2.2.9 Referencias1. ASM Metals Handbook, "Propiedades y Selección: Hierro, Aceros y Aleaciones de alto rendimiento," Volumen1, ASM International, Materiales Park, OH.2. DN francés, "La degradación microestructural," La Junta Nacional de Calderas y recipientes a presiónInspectores, http://www.nationalboard.com, junio de 2001.3. RD Puerto, "Los fracasos no Weld grafitización Relacionados," CORROSIÓN / 89 , Documento # 248, Houston, TX,NACE 1989.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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12 2003API Práctica Recomendada 5714-7________________________________________________________________________________________________Figura 4-3 - Alta microfotografía ampliación de la muestra metalográfica mostrando ferrita típicoestructura de perlita de acero al carbono.Figura 4-4 - Alta microfotografía ampliación de la muestra metalográfica mostrando esferoidizadocarburos.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 348.4API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.2.3 Temper Fragilización4.2.3.1 Descripción de los dañosFragilización Temper es la reducción en la tenacidad debido a un cambio metalúrgico que puede ocurrir en algunos bajaaceros de aleación como resultado de la exposición a largo plazo en el rango de temperatura de aproximadamente 650oF a 1100oF (343oC a593oC). Este cambio provoca un desplazamiento hacia arriba de la temperatura de transición dúctil-frágil, medido por

Ensayo de impacto Charpy. Aunque la pérdida de tenacidad no es evidente a temperatura de funcionamiento, el equipoes decir temperamento fragilizado pueden ser susceptibles a la rotura frágil durante la puesta en marcha y parada.4.2.3.2 Materiales afectadosa) En primer lugar 2.25Cr-1Mo acero de baja aleación, 3Cr-1Mo (en menor medida), y la alta resistencia y baja aleación de Cr-Aceros rotor Mo-V.b) generación más vieja materiales 2.25Cr-1Mo fabricados antes de 1972 pueden ser particularmentesusceptible.Some alta resistencia aceros de baja aleación también son susceptibles.c) Los aceros de aleación C-0,5Mo y 1.25Cr-0,5Mo no se ven afectados de manera significativa por la fragilización temperamento.Sin embargo, otros mecanismos de daño de alta temperatura promueven cambios metalúrgicos que pueden alterar eltenacidad o ductilidad alta temperatura de estos materiales.4.2.3.3 Factores Críticosa) la composición del acero de aleación, historia térmica, la temperatura del metal y el tiempo de exposición son factores críticos.b) susceptibilidad a la fragilización temperamento se determina en gran medida por la presencia de los elementos de aleaciónmanganeso y silicio, y los elementos vagabundo fósforo, estaño, antimonio y arsénico. La fuerzatratamiento y nivel de calor historia / fabricación también debe ser considerado.c) Temper fragilización de los aceros 2.25Cr-1Mo desarrolla más rápidamente en 900oF (482oC) que en el 800oF a850oF (427oC a 440oC) rango, pero el daño es más grave después de la exposición a largo plazo a 850o

F(440oC).d) Algunos fragilización puede ocurrir durante los tratamientos térmicos de fabricación, pero la mayoría del daño ocurre durantemuchos años de servicio en el rango de temperatura de fragilización.e) Esta forma de daño reducirá significativamente la integridad estructural de un componente que contiene un agrietamientodefecto similar. Una evaluación de la dureza de materiales puede ser necesario dependiendo del tipo de defecto, laseveridad del medio ambiente, y las condiciones de funcionamiento, en particular en el servicio de hidrógeno.4.2.3.4 Unidades o equipo afectadoa) fragilización Temper se produce en una variedad de unidades de proceso después de la exposición a largo plazo a temperaturaspor encima de 650oF (343oC). Cabe señalar que ha habido muy pocos fallos de la industria relacionados directamentepara templar la fragilización.b) Equipo susceptible a moderar fragilidad se encuentra más frecuentemente en unidades de hidrotratamiento, particularmentereactores, alimentación caliente / componentes del intercambiador de efluentes, y separadores de HP calientes. Otras unidades con el potencialpara fragilización temperamento incluir reformado catalítico unidades (reactores e intercambiadores), reactores de FCC,Coker y unidades visbreaking.c) Las soldaduras en estas aleaciones suelen ser más susceptibles que los metales comunes y deben ser evaluados.4.2.3.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) fragilización Temper es un cambio metalúrgico que no es evidente y puede ser confirmadoa través de pruebas de impacto. Los daños debidos a la fragilización temperamento puede dar lugar a la rotura frágil catastrófico.b) Temper fragilización puede ser identificado por un desplazamiento hacia arriba en la temperatura de transición de dúctil a frágilmedido en una prueba de impacto Charpy con muesca en V, en comparación con el material no fragilizados o fragilizados des

(Figura 4-5). Otra característica importante de la fragilización temperamento es que no hay ningún efecto sobre laenergía estante superior.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 3512 2003API Práctica Recomendada 5714-9________________________________________________________________________________________________4.2.3.6 Prevención / Mitigacióna) Materiales Existentesyo)Fragilización Temper no se puede prevenir si el material contiene niveles críticos de la fragilizaciónelementos de impurezas y está expuesto en el rango de temperatura de fragilización.ii) Para minimizar la posibilidad de rotura frágil durante el arranque y la parada, muchas refinerías utilizan unasecuencia de presurización para limitar la presión del sistema a aproximadamente 25 por ciento de la máxima de diseñopresión para temperaturas debajo de una temperatura mínima de presurización (MPT).iii) de MPT generalmente van desde 350oF (171oC) para los aceros más tempranas, la mayoría de gran temperamento fragilizada,hasta 150oF (38oC) o más baja para, aceros resistentes nuevas fragilización temperamento (a fin de también

minimizar los efectos de la fragilización por hidrógeno).iv) En caso de reparaciones de soldadura, los efectos de fragilización temperamento se puede revertir temporalmente (de-fragilizada) por calentamiento a 1150 ° F (620 ° C) durante 2 horas por centímetro de espesor, y enfriando rápidamente atemperatura ambiente. Es importante señalar que re-fragilización se producirá con el tiempo si el material esre-expuestos a la gama de temperatura de fragilización.b) Nuevos Materialesyo)La mejor manera para minimizar la probabilidad y la magnitud de la fragilización temperamento es limitar laniveles de aceptación de manganeso, silicio, fósforo, estaño, antimonio y arsénico en el metal basey consumibles de soldadura. Además, los niveles de fuerza y procedimientos PWHT deben especificarsey cuidadosamente controlada.ii) Una forma común de reducir al mínimo la fragilización temperamento es limitar la "J *" Factor para el metal base y la"X" Factor de metal de soldadura, basado en la composición del material como sigue:J * = (Si + Mn) x (P + Sn) x 104{elementos en% en peso}X = (10P + 5Sb + 4Sn + As) / 100 {elementos en ppm}iii) J típico * y los factores X utilizados para 2.25 de acero Cr son 100 y 15, respectivamente. Los estudios también hanmuestra que la limitación de la (P + Sn) a menos de 0,01% es suficiente para minimizar la fragilización temperamentoporque (Si + Mn) controlar la velocidad de fragilización.iv) el asesoramiento de expertos metalúrgicos debe ser solicitado para determinar la composición aceptable, durezay los niveles de fuerza, así como la soldadura apropiada, la fabricación y procedimientos de tratamiento térmico paranuevos equipos de pared gruesa de acero de baja aleación y equipos de baja aleación que opera en el rango de fluencia.4.2.3.7 Inspección y Vigilanciaa) Un método común de monitoreo es la instalación de bloques de series originales del material de aleación de acero en el interior delreactor. Las muestras se retiran periódicamente de estos bloques para pruebas de impacto para monitorear el progreso de

fragilización temperamento o hasta que surge un problema importante de reparación.b) Las condiciones del proceso deben ser monitoreados para asegurar que una secuencia de presurización adecuado es seguido aayudar a prevenir la rotura frágil debido a la fragilización por temperamento.4.2.3.8 Mecanismos RelacionadosNo aplica.4.2.3.9 Referencias1. RA Swift, "Temper Fragilización en baja aleación Aceros ferríticos," CORROSIÓN / 76, Documento # 125, NACE,1976.2. RA Blanca y EF Ehmke, "Selección de Materiales para refinerías y Equipamiento Asociadas s , "NacionalAsociación de Ingenieros de Corrosión, NACE, 1991, pp. 53-54.3. R. Viswanathan, "Mecanismos de Evaluación de Daños y vida de los componentes de alta temperatura", ASMInternacional, 1989.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 364-10API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4. Práctica recomendada API 934, Materiales y requisitos de fabricación de 2-1 / 4 Cr-1Mo y 3Cr-Recipientes a presión 1Mo acero pesado de pared para alta temperatura, Servicio de alta presión , de AméricaPetroleum Institute, Washington, DCDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDT

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Página 3712 2003API Práctica Recomendada 5714-11________________________________________________________________________________________________Figura 4-5 - Parcela de dureza CVN como una función de la temperatura que muestra un cambio en el 40-ft-lbtemperatura de transición.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 384-12API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Envejecimiento 4.2.4 Strain4.2.4.1 Descripción de los dañosEl envejecimiento de la cepa es una forma de daño que se encuentra principalmente en los aceros de mayor edad de carbono vintage y C-0,5 Mo aceros de baja aleaciónbajo los efectos combinados de la deformación y el envejecimiento a una temperatura intermedia. Esto resulta en unaaumento en la dureza y la fuerza con una reducción en la ductilidad y la tenacidad.4.2.4.2 Materiales afectadosEn su mayoría mayores aceros al carbono (de pre-1980) con un tamaño de grano grande y C-0,5 Mo acero de baja aleación.4.2.4.3 Factores Críticosa) composición de acero y proceso de fabricación determinar la susceptibilidad de acero.

b) Los aceros fabricados por la Bessemer o proceso hogar abierto contienen altos niveles de impureza críticaelementos que más nuevos aceros fabricados por el proceso de horno de oxígeno básico (BOF).c) En general, los aceros hecha por BOF y totalmente matado con aluminio no será susceptible. El efecto se encuentraen aceros de montura y tapados con niveles más altos de nitrógeno y carbono, pero no en la moderna totalmente matadoaceros al carbono fabricados para una práctica de grano fino.d) Strain efectos del envejecimiento se observan en los materiales que han sido trabajadas en frío y puestos en servicio entemperaturas intermedias sin aliviar el estrés.e) el envejecimiento de la cepa es una preocupación importante para los aparatos que contengan grietas. Si los materiales son susceptiblesdeformado plásticamente y expuestos a temperaturas intermedias, la zona de material deformada puedeendurecido y menos dúctil. Este fenómeno se ha asociado con varios buques quehan fracasado por la rotura frágil.f) La secuencia de presurización frente a la temperatura es una cuestión crítica para evitar la rotura frágil demateriales susceptibles.envejecimiento g) cepa también puede ocurrir cuando la soldadura en la proximidad de grietas y muescas en un material susceptible.4.2.4.4 Unidades o equipo afectadoEnvejecimiento cepa es más probable que ocurra en los vasos de pared fabricados a partir de materiales susceptibles que no tienensido liberado de tensiones.4.2.4.5 Apariencia o Morfología de DañosStrain envejecimiento puede dar lugar a la formación de grietas quebradizas que se revela a través de metalúrgica detalladaanaliza, pero el daño más probable es que no se identificará como el envejecimiento de la cepa hasta que ya se ha producido la fractura.4.2.4.6 Prevención / Mitigacióna) Envejecimiento mecánico no es un problema para los aceros más nuevos que contienen bajos niveles de elementos de impurezas intersticiales yde aluminio suficiente (> 0.015% en peso) desoxidar el acero totalmente.b) Para los equipos más antiguos, más cuidado se debe tomar para evitar los efectos potencialmente perjudiciales del envejecimiento cepaevitando subrayando o presurizar el equipo hasta que la temperatura del metal alcanza un nivel aceptable

donde el riesgo de fractura frágil es baja. Consulte la curva "A" en UCS 66 del Código ASME Sección VIII,División I para temperaturas de presurización de los buques susceptibles a colar los efectos del envejecimiento.c) La aplicación de PWHT soldar reparaciones de materiales susceptibles eliminará los efectos del envejecimiento de tensión. En DondePWHT no es posible, la loseta se debe considerar para minimizar la soldadura en material antiguo bajomoderación.4.2.4.7 Inspección y VigilanciaInspección y control no se utilizan para controlar el envejecimiento cepa.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 3912 2003API Práctica Recomendada 5714-13________________________________________________________________________________________________4.2.4.8 Mecanismos RelacionadosCuando la deformación se produce en la temperatura intermedia, el mecanismo se denomina cepa como dinámicode envejecimiento. Fragilidad Azul es otra forma de envejecimiento cepa.4.2.4.9 Referencias1. ASME para calderas y Presión código de recipientes, Sección VIII, División I, la American Society of MechanicalIngenieros, NY.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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4-14API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.2.5 885 ° F (475oC) Fragilización4.2.5.1 Descripción de los daños885 ° F (475 ° C) fragilización es una pérdida de la tenacidad debido a un cambio metalúrgico que puede ocurrir en aleacionesque contiene una fase de ferrita, como resultado de la exposición en el rango de temperatura de 600oF a 1000oF (316oC a540oC).4.2.5.2 Materiales afectadosa) Serie 400 SS (por ejemplo, 405, 409, 410, 410S, 430, y 446).b) Los aceros inoxidables dúplex, tales como las aleaciones 2205, 2304 y 2507.c) forjado y fundido Serie 300 SS contiene ferrita, particularmente soldaduras y revestimiento de soldadura.4.2.5.3 Factores Críticosa) La composición de la aleación, el contenido de cromo en particular, la cantidad de fase de ferrita, y operativotemperatura son factores críticos.b) cantidades crecientes de ferrita aumento fase de susceptibilidad al daño cuando se opera en el altorango de temperatura de preocupación. Un aumento dramático en la temperatura de transición de dúctil a frágil voluntadtener lugar.c) Una consideración principal es el tiempo de funcionamiento a la temperatura dentro de la gama de temperatura crítica. Dañoes acumulativo y los resultados de la precipitación de una fase intermetálica de fragilización que se produce la mayor partefácilmente a aproximadamente 885

oF (475oC). Se requiere tiempo adicional para alcanzar el máximo en la fragilizacióntemperaturas por encima o por debajo de 885oF (475oC). Por ejemplo, muchos miles de horas pueden ser obligados acausar la fragilización a 600 ° F (316oC).d) Desde 885oF fragilización puede ocurrir en un período relativamente corto de tiempo, a menudo se supone quemateriales susceptibles que han sido expuestas a temperaturas en el 700oF a 1000oF (371oC a 538oC)rango se ven afectados.e) El efecto en la tenacidad no se pronuncia a la temperatura operativa, pero es significativo a menortemperaturas experimentadas durante paros de plantas, nuevas empresas o vuelcos.f) La fragilidad puede ser resultado de un revenido a temperaturas más altas o mediante la celebración de dentro o de refrigeración a travésla gama de transformación.4.2.5.4 Unidades o equipo afectadoa) 885oF fragilización se puede encontrar en cualquier unidad donde aleaciones susceptibles están expuestos a la fragilizaciónrango de temperatura.b) La mayoría de las empresas refinadoras limitan el uso de los aceros inoxidables ferríticos para aplicaciones de frontera sin presión

Debido a este mecanismo daños.c) Los ejemplos más comunes incluyen bandejas fraccionador y partes internas de los vasos de altas temperaturas utilizadas en FCC,crudo, de vacío y de coquización unidades. Fallas típicas incluyen agrietamiento cuando se intenta soldar o paraenderezar dobladas, bandejas torre alterar de Tipo 409 y 410 de material (ocurre a menudo con las bandejas de la torre de vacío deeste material).d) Otros ejemplos incluyen tubos intercambiadores de calor de acero inoxidable dúplex y otros componentes expuestos atemperaturas por encima de 600oF (316oC) durante periodos de tiempo prolongados.4.2.5.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) 885oF fragilización es un cambio metalúrgico que no es fácilmente evidente con metalografía pero puede serconfirmado a través de curva o y pruebas de impacto.b) La existencia de 885oF fragilización puede ser identificado por un aumento en la dureza en las zonas afectadas.Error durante la prueba doble ni pruebas de impacto de las muestras fuera de servicio es el más positivoindicador del 885oF fragilización.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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4-15________________________________________________________________________________________________4.2.5.6 Prevención / Mitigacióna) La mejor manera de prevenir 885oF fragilización es utilizar ferrita o no ferríticos aleaciones bajas, o para evitarexponer el material susceptible a la gama de fragilización.b) Es posible minimizar los efectos de la fragilización a través de modificaciones en la composición químicade la aleación, sin embargo, el material resistente puede no estar fácilmente disponible en la mayoría de las formas comerciales.c) 885oF fragilización es reversible mediante tratamiento térmico para disolver precipitados, seguido de un enfriamiento rápido.La temperatura de-fragilización tratamiento térmico es típicamente de 1100oF (593oC) o más alto y puede no serpráctico para muchos artículos de equipo. Si el componente de-fragilizado se expone al mismo serviciocondiciones que volverán a fragilizar rápido de lo que lo hizo inicialmente.4.2.5.7 Inspección y Vigilanciaa) Impacto en las pruebas de curvatura de las muestras extraídas de servicio es el indicador más positivo de un problema.b) La mayoría de los casos de fragilización se encuentran en la forma de agrietamiento durante plazos de entrega, o durante el arranque oapagado cuando el material es inferior a aproximadamente 200oF (93oC) y los efectos de fragilización son másperjudicial.c) Un aumento de la dureza es otro método de evaluación de 885oF fragilización.4.2.5.8 Mecanismos RelacionadosNo aplica.4.2.5.9 Referencias

1. "Las características de alta temperatura de los aceros inoxidables , "Una serie de manuales Diseñadores, American Ironand Steel Institute, Washington, DC, 1979.2. GE Moller, "Experiencias con 885oF (475oC) fragilización en aceros inoxidables ferríticos ", MaterialesProtección , NACE Internacional, mayo de 1966.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 424-16API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.2.6 Fase Sigma Fragilización4.2.6.1 Descripción de los dañosFormación de una fase metalúrgica conocida como la fase sigma puede resultar en una pérdida de tenacidad a la fractura de algunaaceros inoxidables como resultado de la exposición a alta temperatura.4.2.6.2 Materiales afectadosa) Serie 300 SS forjado metales, metal de soldadura y fundición. Cast 300 SS Series incluyendo el HK y HPaleaciones son especialmente susceptibles a la formación de sigma debido a su alta (10-40%) contenido de ferrita.b) La serie SS 400 y otra SS ferrítico y martensítico con un 17% de Cr o más también son susceptibles (por ejemplo,Tipos 430 y 440).c) Duplex aceros inoxidables.4.2.6.3 Factores Críticosa) Aleación de composición, el tiempo y la temperatura son los factores críticos.b) En las aleaciones susceptibles, el factor principal que afecta a la formación de fase sigma es el tiempo de exposición a

temperatura elevada.c) Fase de Sigma se produce en ferrítico (Fe-Cr), martensítica (Fe-Cr), austenítico (Fe-Cr-Ni) y dúplex inoxidableaceros cuando se expone a temperaturas en el rango de 1000 ° F a 1750 ° F (538oC a 954oC).Fragilización puede dar mediante la celebración de dentro o de refrigeración a través del rango de transformación.d) Sigma forma más rápidamente de la fase de ferrita que existe en la serie 300 SS y SS duplex soldaduradepósitos. También se puede formar en la Serie 300 SS de metal base (fase austenita), pero por lo general más lentamente.e) La Serie 300 SS puede exhibir fase sigma aproximadamente 10% a 15%. Los aceros inoxidables austeníticos CAST puedendesarrollar considerablly más sigma.f) formación de la fase sigma en los aceros inoxidables austeníticos también puede ocurrir en unas pocas horas, como lo demuestrala tendencia conocida por sigma para formar, si un acero inoxidable austenítico se somete a un calor posterior a la soldaduratratamiento en 1275 ° F (690oC).g) La resistencia a la tracción y resistencia a la fluencia de los aceros inoxidables sigmatized aumenta ligeramente en comparación con la soluciónmaterial recocido. Este aumento de la fuerza está acompañado por una reducción en la ductilidad (medido porpor ciento de alargamiento y reducción de área) y un ligero aumento en la dureza.h) Los aceros inoxidables con sigma normalmente pueden soportar tensiones normales de funcionamiento, pero al enfriarse atemperaturas por debajo de aproximadamente 500oF (260oC) puede mostrar una completa falta de resistencia a la fractura, medidoen una prueba de impacto Charpy.i) El cambio metalúrgico es en realidad la precipitación de un compuesto intermetálico frágil duro que puedetambién hacer el material más susceptible a la corrosión intergranular. Los aumentos de las tasas de precipitación con

el aumento de contenido de cromo y molibdeno.4.2.6.4 Unidades o equipo afectadoa) Los ejemplos más comunes incluyen los ciclones de acero inoxidable, conductos de tuberías y válvulas en alta temperaturaServicio de FCC Regenerador.b) Serie 300 SS soldar superposiciones y soldaduras de unión de tubo a placa tubular puede fragilizada durante PWHTtratamiento del metal de base CrMo subyacente.c) tubos de calor de acero inoxidable son susceptibles y pueden fragilizan.4.2.6.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) la fragilización de fase sigma es un cambio metalúrgico que no es fácilmente aparente, y sólo puede serconfirmado mediante el examen metalográfico y pruebas de impacto.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 4312 2003API Práctica Recomendada 5714-17________________________________________________________________________________________________b) Los daños debidos a la fragilización por la fase sigma aparece en forma de grietas, especialmente en soldaduras o enzonas de alta contención.c) Las pruebas realizadas en sigmatized 300 Series SS (304H) muestras de partes internas del regenerador FCC hanmuestra que incluso con la formación de sigma 10%, la resistencia al impacto Charpy era 39 pies-libras (53 J) a 1200 ° F(649 ° C).d) Para la muestra de 10% sigmatized, los valores variaron de 0% ductilidad a temperatura ambiente a 100% en1200 ° F (649 ° C). Así, aunque la resistencia al impacto se reduce a alta temperatura, las muestrasrompió de una manera dúctil 100%, lo que indica que el material forjado es todavía adecuado a operativo

temperaturas (Tabla 4-1).e) fundido aceros inoxidables austeníticos tienen típicamente alta / contenido sigma ferrita (hasta 40%) y pueden tener muymala ductilidad a alta temperatura.4.2.6.6 Prevención / Mitigacióna) La mejor manera de prevenir la fragilización de fase sigma es utilizar aleaciones que son resistentes a la formación de sigmao para evitar exponer el material a la gama de fragilización.b) La falta de ductilidad fractura a temperatura ambiente indica que se debe tener cuidado para evitar la aplicaciónde altas tensiones a las sigmatized materiales durante la parada, como una fractura frágil podría resultar.c) La Serie 300 SS puede-sigmatized de By solución recocido a 1950 ° F (1066 ° C) durante cuatro horasseguido de enfriamiento en agua. Sin embargo, esto no es práctico para la mayoría de los equipos.d) fase de Sigma en soldaduras puede minimizarse mediante el control de ferrita en el rango de 5% a 9% para el tipo 347 yalgo menos de ferrita para el Tipo 304. El contenido de ferrita metal de soldadura debe limitarse a la indicadamáximo para minimizar la formación de sigma durante el servicio o la fabricación, y debe cumplir con el mínimo establecidocon el fin de minimizar el agrietamiento corto caliente durante la soldadura.e) Para los componentes Cr-Mo soldadura de superposición de acero inoxidable revestidos, el tiempo de exposición a temperaturas PWHTdebe ser limitada siempre que sea posible.4.2.6.7 Inspección y Vigilanciaa) las pruebas físicas de muestras extraídas de servicio es el indicador más positivo de un problema.b) La mayoría de los casos de fragilidad se encuentran en forma de grietas en ambos forjado y fundido (soldadas) Metalesdurante plazos de entrega, o durante el arranque o la parada cuando el material es inferior a aproximadamente 500oF (260 ° C) ylos efectos de la fragilidad son más pronunciados.4.2.6.8 Mecanismos RelacionadosNo aplica.4.2.6.9 Referencias1. API Publicación 581, " Inspección Basada en Riesgo - Documento de Recursos de Base, "Instituto Americano del Petróleo,

Washington DC2. "La corrosión de alta temperatura en la Refinería y Petroquímica Servicio," Ingeniería de Alta TemperaturaBoletín HTB-2 , INCO, Nueva York, 1960.3. L. Garverick "corrosión en la industria petroquímica", ASM International, 1994, pp 29 y 129 -. 136.4. R. Viswanathan, "Mecanismos de Evaluación de Daños y vida de los componentes de alta temperatura", ASMInternacional, 1989.5. "Manual de Metales - Escritorio Edition", ASM International, Materiales Park, OH.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 444-18API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Tabla 4-1 - Los datos de Tendencias de propiedad de Resistencia Vs. La Temperatura304 SS2% Sigma321 SS10% Sigma304 SS1% Sigma304 SS2% Sigma347 SS1% SigmaPrueba de temperatura% DeImpacto%

Shear% DeImpacto%Shear% DeImpacto%Shear% DeImpacto%Shear% DeImpacto%Shear70 ° F (21oC)21070--21103090500 ° F (260oC)38251020----

100100900 ° F (480oC)445015402010--1001001200 ° F 650oC)63100216071907790100100Notas:1. Porcentaje de impacto es una comparación de la resistencia al impacto original de materiales no fragilizada.2. Los resultados de 304 SS en las columnas uno y cuatro son para diferentes series de material bajo diferentescondiciones de exposición y pretenden ejemplificar la variabilidad de la fragilidad.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS

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Página 4512 2003API Práctica Recomendada 5714-19________________________________________________________________________________________________4.2.7 Brittle Fracture4.2.7.1 Descripción de los dañosLa fractura frágil es la fractura repentina rápida bajo estrés (residual o aplicada) donde el material exhibe pocoo ninguna evidencia de ductilidad o deformación plástica.4.2.7.2 Materiales afectadosLos aceros al carbono y aceros de baja aleación son de interés primordial, especialmente aceros de mayor edad. Serie 400 SS son tambiénsusceptible.4.2.7.3 Factores Críticosa) Cuando se alcanza la combinación crítica de tres factores, la fractura frágil puede ocurrir:yo)Tenacidad a la fractura de los materiales (resistencia a la grieta como defectos) como se mide en un impacto Charpyprueba;ii) El tamaño, la forma y el estrés efecto de la concentración de un defecto;iii) La cantidad de tensiones residuales y aplicados sobre la falla.b) susceptibilidad a la rotura frágil puede ser aumentada por la presencia de fases fragilizantes.c) limpieza de acero y de tamaño de grano tienen una influencia significativa en la tenacidad y la resistencia a frágilfractura.d) Las secciones más gruesas tienen una menor resistencia a la rotura frágil debido a una mayor restricción queaumenta las tensiones triaxiales en la punta de la grieta.e) En la mayoría de los casos, la fractura frágil sólo se produce a temperaturas inferiores a la transición de impacto Charpyla temperatura (o dúctil a frágil temperatura de transición), el punto en el que la tenacidad del materialcae a pico.4.2.7.4 Unidades o equipo afectado

a) Los equipos fabricados al calderas y recipientes a presión Código ASME, Sección VIII, División 1, antes de lael 12 1987 Addenda, se hicieron con restricciones limitadas a la resiliencia de las embarcacionesoperando a temperaturas frías. Sin embargo, esto no quiere decir que todos los buques fabricados antes de esta fechaestará sujeto a la rotura frágil. Muchos diseñadores especifican las pruebas de impacto suplementarios en equipos quetenía la intención de estar en servicio en frío.b) El equipo hecho para el mismo código después de esta fecha estaban sujetos a los requisitos de la UCS 66 (impactocurvas de exención).c) La mayoría de los procesos se ejecutan a temperatura elevada por lo que la principal preocupación es por la rotura frágil durante el inicio,parada, o la prueba hidrostática / opresión. Equipos de pared gruesa en cualquier unidad debe ser considerado.d) La fractura frágil también puede ocurrir durante un evento autorrefrigeración en unidades de procesamiento de hidrocarburos ligerostales como metano, etano / etileno, propano / propileno, o butano. Esto incluye las unidades de alquilación, olefinaunidades y plantas de polímero (polietileno y polipropileno). Balas Almacenamiento / esferas de luzhidrocarburos también pueden ser susceptibles.e) La fractura frágil puede ocurrir durante pruebas hidrostáticas temperatura ambiente debido a las altas presiones y bajastenacidad a la temperatura de ensayo.4.2.7.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) Grietas serán típicamente recta, sin ramificación, y en gran medida desprovisto de cualquier deformación plástica asociada(Sin labio cizalla o localizada necking alrededor de la grieta) (Figura 4-6 a la Figura 4-7).b) Al microscopio, la superficie de fractura se compone en gran parte de cleveage, con intergranular limitadoagrietamiento y muy poca coalescencia de microhuecos.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

20API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.2.7.6 Prevención / Mitigacióna) Para los nuevos equipos, la rotura frágil se puede prevenir mediante el uso de materiales diseñados específicamente para bajoTemperatura de la operación incluyendo eventos malestar y autorrefrigeración. Los materiales con químicas controladaspueden ser necesarios composición, tratamiento térmico especial y la prueba de verificación del impacto. Consulte UCS 66 enSección VIII del Código ASME BPV.b) La fractura frágil es un "evento" mecanismo de daño impulsada. Para los materiales existentes, en los que el derechocombinación de estrés, tenacidad del material y el tamaño del defecto gobiernan la probabilidad del evento, unaestudio de ingeniería se puede realizar de acuerdo con API RP 579, Sección 3, de nivel 1 o 2.c) Las medidas preventivas para reducir al mínimo la posibilidad de fractura por fragilidad en los equipos existentes se limitan ael control de las condiciones de funcionamiento (presión, temperatura), lo que minimiza la presión a temperatura ambienteLas temperaturas durante el arranque y el apagado, y la inspección periódica en lugares de alto estrés.d) Algunos reducción en la probabilidad de una fractura frágil se puede conseguir por:yo)Realizar un tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) en el buque si no se hizo originalmente durantefabricación; o si el buque ha sido reparado de soldadura / modificados durante el servicio sin laposterior PWHT.ii) Realizar un "cálido" pre-tensión hidrostática seguido de una prueba hidrostática temperatura más baja para ampliar elTemperatura mínima de seguridad de funcionamiento (MSOT) sobre.4.2.7.7 Inspección y Vigilanciaa) Inspección no se utiliza normalmente para mitigar fractura frágil.

b) los buques susceptibles deben ser inspeccionados en busca de fallos / defectos preexistentes.4.2.7.8 Mecanismos RelacionadosFragilización Temper (ver 4.2.3), la fragilización edad cepa (véase 4.2.4), 885oF (475oC) fragilización (ver4.2.5), la hidrogenación de titanio (véase 5.1.3.2) y la fragilización sigma (ver 4.2.6).4.2.7.9 Referencias1. API RP 579, Fitness-por-servicio , American Petroleum Institute, Washington, DC2. Jeffery A. Smith y Stanley T. Rolfe, "El Efecto de la profundidad de la grieta (a) de Crack profundidad a anchura(A / W) en la resistencia a la fractura de A533-B Acero ", WRC Bulletin 418 , Soldadura Research Council, NuevaYork.3. British Standard 7910, orientación sobre los métodos para evaluar la aceptabilidad de los defectos en la fusión soldadaEstructuras , British Standards Institution, en Londres, Reino Unido.4. ASME para Calderas y código de recipientes de presión , Sección III, División I, Reglas para la construcción de la energía nuclearComponentes Planta ASME, Nueva York, NYDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 4712 2003API Práctica Recomendada 5714-21________________________________________________________________________________________________Figura 4-6 - tubería de acero al carbono de 20 pulgadas que falló durante la prueba hidrostática en gubias en el OD

Figura 4-7 - Primer plano fotografía que muestra las gubias y el origen de la fractura (flecha) en uno de losgubias.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 484-22API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4.8 - Ejemplo clásico de rotura frágil que se produjo durante la prueba hidrostática.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 4912 2003API Práctica Recomendada 5714-23________________________________________________________________________________________________4.2.8 Fluencia y Ruptura por Esfuerzo4.2.8.1 Descripción de los dañosa) A altas temperaturas, los componentes metálicos pueden deformar lenta y continuamente bajo carga por debajo del rendimientoel estres. Esta deformación dependiente del tiempo de los componentes de estrés se conoce como la fluencia.b) La deformación conduce a daños que eventualmente puede conducir a una ruptura.4.2.8.2 Materiales afectados

Todos los metales y aleaciones.4.2.8.3 Factores Críticosa) La velocidad de deformación de fluencia es una función del material, la carga y la temperatura. La tasa de daño(Velocidad de deformación) es sensible tanto a la carga y la temperatura. En general, un aumento de aproximadamente 25 ° F (12 ° C) o unaaumento del 15% sobre el estrés puede reducir la vida útil restante en la mitad o más, dependiendo de la aleación.b) La Tabla 4-2 enumera las temperaturas umbral por encima del cual el daño fluencia es una preocupación. Si la temperatura del metalsupera estos valores, entonces la fluencia daño y la fluencia de craqueo puede ocurrir.c) El nivel de daño de fluencia es una función del material y el nivel de temperatura / tensión coincidente enque la deformación de fluencia se produce.d) La vida de los componentes de metal se convierte en casi infinita a temperaturas por debajo del límite umbral (Tabla 4-2) incluso a las altas tensiones cerca de un extremo de la fisura.e) La aparición de daños creep con poca o ninguna deformación aparente es a menudo erróneamente denominadoarrastrarse fragilización, pero por lo general indica que el material tiene una baja ductilidad a la fluencia.f) la ductilidad baja fluencia es:yo)Más grave para los materiales y soldaduras de resistencia a la tracción superior.ii) Más frecuente en las temperaturas más bajas en el rango de fluencia o bajas tensiones en la fluencia superiorgama.iii) más probable en un material de grano grueso de un material de grano fino.iv) No se evidencia por un deterioro de las propiedades de la temperatura ambiente.v) Promovido por ciertos tipos de metal duro en algunos aceros CrMo.g) El aumento del estrés debido a la pérdida de espesor de la corrosión reducirá el tiempo al fracaso.4.2.8.4 Unidades o equipo afectadoa) daños fluencia se encuentra en equipos de alta temperatura de funcionamiento por encima del rango de fluencia (Tabla 4-2).Tubos calefactores en los calentadores encendidos son especialmente susceptibles, así como soportes de los tubos, ganchos y otrosinternos horno.

b) Las tuberías y equipos, como los reactores de pared caliente reformado catalítico y tubos del horno, el hidrógenola reforma de los tubos del horno, de la pared caliente reactores FCC, fraccionador principal FCC y partes internas del regenerador todosoperar en o cerca de la gama de fluencia.c) fallas de ductilidad baja fluencia se han producido en las zonas afectadas por el calor de soldadura (HAZ) en boquillas y otros de altaáreas de esfuerzo de los reactores de reformado catalítico. Cracking también se ha encontrado en las soldaduras de costura largos en algunosalta temperatura de tuberías y en los reactores en los reformadores catalíticos.d) Las soldaduras de unión de materiales diferentes (ferrítico para soldaduras austeníticos) pueden sufrir daños relacionados con la fluencia a altatemperaturas debido a la diferencia de tensiones de expansión térmica.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 504-24API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.2.8.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) Las etapas iniciales de daños fluencia sólo pueden ser identificados por microscopio electrónico de barridometalografía. Huecos de fluencia general aparecen en los bordes de grano y en etapas posteriores formar fisurasy luego grietas.b) A temperaturas muy por encima de los umbrales, se puede observar la deformación notable. Por ejemplo,tubos de calor pueden sufrir daños fluencia a largo plazo y exhibir abultamiento significativa antes de la fractura definitivaocurre. (Figura 4-9) La cantidad de deformación es altamente dependiente del material, y la combinacióndel nivel de temperatura y el estrés (Figura 4-10).

c) En los buques y tuberías, agrietamiento fluencia puede ocurrir donde la alta temperatura del metal y el estrésconcentraciones ocurren juntos, como cerca de las principales discontinuidades estructurales incluyendo tubería tee articulaciones,boquillas, o soldaduras en fallas. Arrastrarse grietas, una vez iniciado, puede progresar rápidamente.4.2.8.6 Prevención / Mitigacióna) Es poco lo que los inspectores o los operadores pueden hacer para prevenir este daño una vez que un material susceptible tienesido colocado en servicio fluencia, otro que el de minimizar la temperatura del metal, en particular con despedidotubos del calentador. Evitar concentradores de esfuerzos es importante durante el diseño y la fabricación.b) baja ductilidad de fluencia se puede minimizar mediante la selección cuidadosa de la química para materiales de baja aleación. Mas Altotemperaturas de post tratamiento térmico de soldadura pueden ayudar a minimizar la fluencia agrietamiento de materiales con baja fluenciaductilidad como 1.25Cr-0,5Mo.c) daños fluencia no es reversible. Una vez que se detecta daños o grietas gran parte de la vida del componentese ha agotado y por lo general las opciones son para reparar o reemplazar el componente dañado. Mas AltoPWHT en algunos casos puede producir un material más dúctil fluencia con una vida más larga.yo)Equipo - Reparación de fluencia dañado catalíticos boquillas reactor reformador ha sido con éxitologrado mediante la molienda fuera de la zona afectada (lo que se elimina de que todo el metal dañado),re-soldadura y cuidadosa mezcla de molienda para ayudar a minimizar la concentración de tensión. Temperaturas PWHTdebe ser cuidadosamente seleccionado y puede requerir una PWHT superior a la especificada originalmente.ii) Los tubos del calentador Fired• Aleaciones con una mejor resistencia a la fluencia pueden ser necesarios para una vida más larga.• Los calentadores deben ser diseñadas y operadas para minimizar los puntos calientes y sobrecalentamiento localizado(Figura 4-9).• Inspección visual seguido de mediciones de espesores y las lecturas o correa puede ser necesaria para

evaluar la vida restante de tubos de calor de acuerdo con 579 RP API.• Minimizar los secundarios proceso de ensuciamiento / depósitos y lado del fuego depósitos / escalado pueden Maximixe vida del tubo.4.2.8.7 Inspección y Vigilanciaa. Daños de fluencia con la formación de microporos asociado, fisuras y cambios dimensionales no esencontrado efectivamente por cualquier técnica de una inspección. Una combinación de técnicas (UT, RT, CE,mediciones dimensionales y replicación) deben ser empleados. Muestreo destructivo yexamen metalográfico se utilizan para confirmar el daño.b. Para los recipientes a presión, la inspección debe centrarse en las soldaduras de aleaciones CrMo que operan en el rango de fluencia.Los 1 Cr-0,5Mo y 1.25Cr-0,5Mo materiales son particularmente propensos a la baja ductilidad fluencia. Casi Todoinspecciones se realizan visualmente y seguidas por PT o WFMT en intervalos de varios años. Ángulo de haz(Onda de corte) UT se puede emplear también, aunque las primeras etapas de daños fluencia son muy difíciles dedetectar. Defectos de fabricación iniciales deben ser mapeados y documentarse para futuras consultas.c. Tubos del calentador disparados deben ser inspeccionados para la evidencia de sobrecalentamiento, corrosión y erosión de la siguiente manera:i) Los tubos deben ser examinados para VT abultamiento, formación de ampollas, grietas, flacidez, y haciendo una reverencia.ii) se deben hacer mediciones de espesor de pared de tubos de calor seleccionadas donde las pérdidas son de pared másprobable que ocurra.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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________________________________________________________________________________________________iii)Los tubos deben ser examinados para pruebas de crecimiento diametral (fluencia) con una correa o ir / no irmedir, y en casos limitados por metalografía en lugar de réplicas o muestras de tubos. No Obstante,metalografía en la OD de un componente puede no proporcionar una clara indicación de daño del subsuelo.iv) Criterios de jubilación basado en el crecimiento diametral y la pérdida de espesor de la pared es muy dependiente de lamaterial del tubo y las condiciones específicas de operación.4.2.8.8 Mecanismos Relacionadosa) daño de fluencia que se produce como resultado de la exposición a temperaturas muy altas se describe en 4.2.10.b) Reheat agrietamiento (ver 4.2.19) es un mecanismo relacionado que se encuentran en el equipo de pared gruesa.4.2.8.9 Referencias1. API RP 579, Fitness-por-servicio , American Petroleum Institute, Washington, DC2. API Standard 530, Cálculo de Calentador espesor del tubo en refinerías de petróleo , Americano del PetróleoInstitute, Washington, DC3. API Standard 660, de carcasa y tubos de calor Intercambiadores de General Servicio de Refinería , Americano del PetróleoInstitute, Washington, DCTabla 4-2 - temperatura umbral de fluenciaMaterialUmbral de temperaturaAcero carbono700 ºF (370ºC)C-1/2 Mo750 ° F (400 ° C)1 1 / 4Cr-1 / 2Mo800 ºF (425ºC)2 1 / 4Cr-1Mo800 ºF (425ºC)5Cr-1 / 2Mo800 ºF (425ºC)9Cr-1Mo800 ºF (425ºC)

304H SS900 ºF (480ºC)347H SS1000 ºF (540ºC)Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 524-26API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-9 - sobrecalentamiento a corto plazo de un tubo del calentador despedido.Figura 4-10 - fluencia ruptura de un tubo del calentador HK40.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 5312 2003API Práctica Recomendada 5714-27________________________________________________________________________________________________4.2.9 fatiga térmica4.2.9.1 Descripción de los dañosLa fatiga térmica es el resultado de los esfuerzos cíclicos causados por variaciones en la temperatura. El daño es en la forma deagrietamiento que puede ocurrir en cualquier parte de un componente metálico donde el movimiento relativo o diferencialexpansión se ve limitada, particularmente bajo ciclos térmicos repetidos.

4.2.9.2 Materiales afectadosTodos los materiales de construcción.4.2.9.3 Factores Críticosa) Los factores clave que afectan a la fatiga térmica son la magnitud de la oscilación de la temperatura y la frecuencia(Número de ciclos).b) tiempo hasta el fracaso es una función de la magnitud de la tensión y el número de ciclos y disminuye conaumento del estrés y el aumento de ciclos.c) Puesta en marcha y parada de los equipos aumentan la susceptibilidad a la fatiga térmica. No hay un límite conjuntoen los cambios de temperatura; sin embargo, como una regla práctica, el craqueo se puede sospechar si la temperaturaoscilación excede de aproximadamente 200 ° F (93oC).d) El daño también es promovida por cambios rápidos en la temperatura de superficie que resultan en un gradiente térmicoa través del espesor o a lo largo de la longitud de un componente. Por ejemplo: el agua fría en un tubo caliente(Choque termal); fijaciones rígidas y un diferencial de temperatura más pequeña; inflexibilidad para acomodarexpansión diferencial.e) Las muescas (tales como la punta de una soldadura) y esquinas agudas (tales como la intersección de una boquilla con un vasoshell) y otras concentraciones de tensión pueden servir como sitios de iniciación.4.2.9.4 Unidades o equipo afectadoa) Los ejemplos incluyen los puntos de mezcla de corrientes calientes y frías, tales como lugares donde el condensado viene encontacto con los sistemas de vapor, como el de-sobrecalentamiento o attemporating equipo (Figura 4-11).b) agrietamiento por fatiga térmica ha sido un problema importante en las conchas de tambor de coque. La fatiga térmica también puede ocurriren faldas tambor de coque, donde las tensiones son promovidos por una variación en la temperatura entre el tambor yfalda (Figura 4-12 y la Figura 4-13).c) En el equipo de producción de vapor, los lugares más comunes son en fijaciones rígidas entretubos vecinos en el sobrecalentador y recalentador. Espaciadores deslizantes diseñados para acomodar relativa

movimiento puede llegar a ser congelado y actuar como un montaje rígido cuando se conecta con cenizas volantes.d) tubos en el recalentador de alta temperatura o recalentador que penetran a través de los tubos de pared de agua más fríaspuede agrietarse en la conexión del cabezal, si el tubo no es suficientemente flexible. Estas grietas son máscomún en el extremo donde la expansión de la cabecera con respecto a la pared de agua será mayor.e) de vapor accionado sopladores de hollín pueden causar daños por fatiga térmica si el primer vapor que sale el soplador de hollínboquilla contiene condensado. El enfriamiento rápido del tubo por el agua líquida promoverá esta forma dedaños. Del mismo modo, punción agua o el uso cañones de agua en los tubos de pared de agua pueden tener el mismo efecto.4.2.9.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) grietas de fatiga térmica generalmente inician en la superficie del componente. Ellos son generalmente de ancho ya menudo lleno de óxidos debido a la exposición a temperaturas elevadas. Las grietas pueden ocurrir como única o múltiplegrietas.b) grietas de fatiga térmica propagan transversal al estrés y por lo general son en forma de daga,transgranular, y óxido de llenado (Figura 4-14). Sin embargo, el agrietamiento puede ser axial o circunferencial, o ambos,en el mismo lugar.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 544-28API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________c) En el equipo de producción de vapor, grietas suelen seguir la punta del cordón de soldadura, como el cambio en la sección

espesor crea un elevador de esfuerzo (Figura 4-15). Las grietas comienzan a menudo al final de una oreja de fijación y sihay un momento de flexión como resultado de la restricción, que se desarrollan en las grietas circunferenciales enel tubo.d) agua en sopladores de hollín puede conducir a un patrón de agrietamiento. Las grietas predominantes serán circunferencial ylas grietas menores serán axial.4.2.9.6 Prevención / Mitigacióna) la fatiga térmica se puede prevenir a través del diseño y la operación para reducir al mínimo las tensiones térmicas yel ciclado térmico. Varios métodos de prevención se aplican dependiendo de la aplicación.yo)Los diseños que incorporen la reducción de concentradores de esfuerzos, se mezclan rectificado de perfiles de soldadura, ytransiciones suaves deben ser utilizados.ii) las tasas de controlados de calentamiento y enfriamiento durante el arranque y el apagado de los equipos pueden bajartensiones.iii) la expansión térmica diferencial entre los componentes adyacentes de materiales diferentes deben serconsiderado.b) El diseño debe incorporar la flexibilidad suficiente para adaptarse a la expansión diferencial.yo)En el equipo de producción de vapor, separadores deslizantes deben deslizarse y fijaciones rígidas deben evitarse.ii) líneas de drenaje deben ser proporcionados en hollín sopladores para evitar condensado en la primera porción del hollínciclo de soplado.c) En algunos casos, un revestimiento o manguito pueden ser instalados para evitar que un líquido más frío en contacto con el más calientepared barrera de presión4.2.9.7 Inspección y Vigilanciaa) Desde el agrietamiento se suele superficie conectada, examen visual, MT y PT son métodos eficaces deinspección.b) la inspección SWUT externa puede ser utilizado para la inspección no intrusiva de agrietamiento interno y dondealmohadillas de refuerzo impiden examen de la boquilla.

c) del reactor de pared gruesa, soldaduras de unión internos pueden ser inspeccionados utilizando técnicas ultrasónicas especializados.4.2.9.8 Mecanismos RelacionadosFatiga por corrosión (ver 4.5.2) y soldar metales disímiles grietas (véase 4.2.12).4.2.9.9 Referencias1. "Steam - Su generación y uso", 40ºEdición, Babcock & Wilcox, 1992.2. "Power Systems fósiles de combustión", tercera edición, Combustion Engineering , CT, 1981.3. H. Thielsch, "Los defectos y fracasos en recipientes a presión y tuberías," Krieger Publishing Co., Nueva York, 1977.4. RD Puerto y HM Herro, "La Guía NALCO Para Caldera Failure Analysis", McGraw Hill, Nueva York, 1991.5. DN francés, "Las fallas metalúrgicas en fósiles calderas", John Wiley & Sons, Publishers, Inc., Nueva York,1993.6. B. Dooley y W. McNaughton, "Fallos tubo de caldera: Teoría y Práctica - 3 volúmenes", EPRI, CA,1995.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 5512 2003API Práctica Recomendada 5714-29________________________________________________________________________________________________Figura 4-11 - grietas de fatiga térmica en el interior de un tubo de pared gruesa SS aguas abajo de un refrigerador de H2inyección en una línea de hidrocarburo caliente.Figura 4-12 - Pando en una falda de un tambor de coque.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con API


Página 564-30API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-13 - fatiga térmica agrietamiento asociados con falda abombada se muestra en la Figura 4-12.Figura 4-14 - En una muestra de acero al carbono, sección metalográfico a través de grietas de fatiga térmicaindica el origen (en este caso en la punta de una soldadura de unión) y forma. Mag. 50x, grabado al agua fuerte.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 5712 2003API Práctica Recomendada 5714-31________________________________________________________________________________________________Figura 4-15 - grietas mayores llenan de óxido, puede detener y reiniciar (nota jog parte a lo largo de la grieta),y no requieren necesariamente un cambio en el espesor de corte para iniciar la grieta. Mag. 100x, grabado al agua fuerte.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS

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Página 584-32API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.2.10 Corto Plazo sobrecalentamiento - Ruptura por Esfuerzo4.2.10.1 Descripción del DañoLa deformación permanente se produce a niveles relativamente bajos de estrés como resultado de sobrecalentamiento localizado. De Estapor lo general resulta en saltones y, finalmente, el fracaso por la rotura por tensión.4.2.10.2 materiales afectadosAll Fired materiales de tubo calentador y materiales comunes de construcción.4.2.10.3 Factores Críticosa) temperatura, el tiempo y el estrés son factores críticos.b) Por lo general, debido a la incidencia de la llama o de sobrecalentamiento local.c) Tiempo al fracaso aumentará las presiones internas o disminución de carga. Sin embargo, abultamiento y la distorsiónpuede ser significativo a bajas tensiones, ya que las temperaturas aumentan.d) el sobrecalentamiento local por encima de la temperatura de diseño.e) Pérdida de espesor debido a la corrosión se reducirá tiempo hasta el fallo mediante el aumento de la tensión.4.2.10.4 Las participaciones o equipo afectadoa) Todo caldera y tubos de calor disparados son susceptibles.b) Hornos de coque con tendencias como el crudo, vacío, pesado hidroprocesado petróleo y unidades de coquización sona menudo disparado más difícil de mantener las temperaturas de salida del calentador y son más susceptibles a la localizadasobrecalentamiento.c) los reactores de hidroprocesamiento pueden ser susceptibles a sobrecalentamiento localizado de lechos del reactor debido a insuficienteenfriamiento rápido de hidrógeno o mala distribución de flujo.d) con revestimiento refractario armas en el, planta de azufre FCC y otras unidades pueden sufrir un sobrecalentamiento debido localizadaal daño refractario y / o cocción excesiva.4.2.10.5 Apariencia o Morfología de Daños

a) El daño se caracteriza típicamente por deformación localizada o abultamiento del orden de 3% a 10% omás, dependiendo del nivel de la aleación, la temperatura y el estrés (Figura 4-16).b) Las rupturas se caracterizan por fallas "fishmouth" abiertos y por lo general se acompañan de adelgazamiento en elsuperficie de fractura (figura 4-17).4.2.10.6 Prevención / Mitigacióna) Reducir al mínimo variaciones de temperatura localizados.b) Despedido calentadores requieren una gestión apropiada de los quemadores y el ensuciamiento / control de depósitos para minimizar los puntos calientes ysobrecalentamiento localizado.c) Utilizar los quemadores que producen un patrón de la llama más difusa.d) En el equipo de hidrotratamiento, instalar y mantener los termopares de cama en los reactores y minimizar elprobabilidad de puntos calientes a través del diseño y el funcionamiento adecuado.e) Mantener refractario en condiciones de servicio en el equipo revestido refractario.4.2.10.7 Inspección y Vigilanciaa) En disparó calentadores, observación visual, monitoreo IR de tubos y tubeskin termopares se utilizan paramonitorear las temperaturas.b) equipo revestido refractario se puede controlar con el calor que indica pintura y exploraciones IR periódicas. Inspeccionarpor daños refractario durante las paradas.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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c) Mantener y supervisar termopares lecho del reactor, así como termopares piel reactor.4.2.10.8 mecanismos relacionadosRotura por fluencia / estrés (ver 4.2.8).4.2.10.9 Referencias1. API RP 579, Fitness-por-servicio , American Petroleum Institute, Washington, DC2. API Standard 530, Cálculo de Calentador espesor del tubo en refinerías de petróleo , Americano del PetróleoInstitute, Washington, DC3. API Standard 660, de carcasa y tubos de calor Intercambiadores de General Servicio de Refinería , Americano del PetróleoInstitute, Washington, DCDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 604-34API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 4-16 - 1Cr-0,5Mo tubo supercalentador en servicio de vapor 700 psig que falló debido asobrecalentamiento.Figura 4-17 - La microestructura muestra fractura de punta severamente alargados granos de ferrita, prueba dela ductilidad de la ruptura. El espesor en el borde aquí es de aproximadamente 0,01. Para una reducción en la paredespesor de más de 95%. 50x, grabado al agua fuerte.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS

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Página 6112 2003API Práctica Recomendada 5714-35________________________________________________________________________________________________Blanketing 4.2.11 Steam4.2.11.1 Descripción del DañoEl funcionamiento de los equipos de generación de vapor es un equilibrio entre el flujo de calor de la combustión de lade combustible y la generación de vapor dentro del tubo waterwall o generando. El flujo de energía de calor a través de lapared del tubo da como resultado la formación de burbujas de vapor discretas (la ebullición nucleada) en la superficie de ID. Los Lasfluido en movimiento barre las burbujas de distancia. Cuando se altera el equilibrio de flujo de calor, burbujas individuales se unen paraformar una manta de vapor, una condición conocida como Salida De ebullición nucleada (DNB). Una vez que una manta de vaporformas, ruptura del tubo puede ocurrir rápidamente, como resultado de sobrecalentamiento a corto plazo, generalmente dentro de unos pocos minutos.4.2.11.2 materiales afectadosAcero al carbono y aceros de baja aleación.4.2.11.3 Factores Críticosa) el flujo de calor y el flujo de fluido son factores críticos.b) Llama pinzamiento de los quemadores mal dirigidas o dañados puede proporcionar un flujo de calor mayor que el vaportubo generador puede acomodar.c) En el lado del agua, todo lo que restringe el flujo de fluido (por ejemplo, fugas por picaduras más baja en el circuito de vaporo abollada tubos por caídas de escoria) reducirá el flujo de fluido y puede conducir a condiciones DNB.d) Si no se produce como resultado de la tensión circunferencial en el tubo de la presión de vapor interna en la elevadala temperatura.4.2.11.4 Las participaciones o equipo afectadoTodas las unidades generadoras de vapor incluyendo calderas, intercambiadores de calor de residuos en plantas de azufre, reformadores de hidrógenoy unidades de FCC. Las fallas pueden ocurrir en sobrecalentadores y recalentadores durante el arranque cuando los bloques de condensado

flujo de vapor.4.2.11.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) Se trata de corto plazo, las fallas de alta temperatura siempre muestran una explosión abierta con la fractura bordes señaló afilo de la navaja cerca (Figura 4-18).b) La microestructura siempre mostrará alargamiento grave de la estructura de grano debido a la plásticala deformación que se produce en el momento del fallo (figura 4-17).4.2.11.6 Prevención / Mitigacióna) Cuando una condición DNB ha desarrollado, ruptura del tubo seguirá rápidamente. El manejo adecuado del quemadordebe ser practicado para minimizar incidencia de la llama.b) El tratamiento adecuado BFW puede ayudar a prevenir algunas condiciones que pueden llevar al flujo de fluido restringido.c) Los tubos deben ser inspeccionados visualmente para abultada.4.2.11.7 Inspección y VigilanciaQuemadores deben mantenerse adecuadamente para evitar incidencia de la llama.4.2.11.8 mecanismos relacionadosa) inertización vapor puede causar corrosión cáustica (especulación cáustica) como se indica en 4.3.10.b) características muy similares se observan en el sobrecalentamiento de corto plazo (véase 4.2.10).Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 624-36API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.2.11.9 Referencias1. "Steam - Su generación y uso", 40ºEdición, Babcock & Wilcox, 1992.

2. "Power Systems fósiles de combustión", tercera edición, Combustion Engineering , CT, 1981.3. H. Thielsch, "Los defectos y fracasos en recipientes a presión y tuberías," Krieger Publishing Co., Nueva York, 1977.4. RD Puerto y HM Herro, "La Guía NALCO Para Caldera Failure Analysis", McGraw Hill, Nueva York, 1991.5. DN francés, "Las fallas metalúrgicas en Fossil calderas", John Wiley & Sons, Inc., Nueva York, 1993.6. B. Dooley y W. McNaughton, "Fallos tubo de caldera: Teoría y Práctica - 3 volúmenes", EPRI, CA,1995.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 6312 2003API Práctica Recomendada 5714-37_______________________________________________________________________________________________Figura 4-18 - A corto plazo las fallas de alta temperatura de DNB son explosiones muy abiertos con el fracasolabios dibujados a un borde de cuchillo cerca. Son rupturas dúctiles. Mag. 25xDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


_______________________________________________________________________________________________4.2.12 Dissimilar metal de soldadura (DMW) Cracking4.2.12.1 Descripción del DañoCracking de las soldaduras de metales diferentes se produce en el lado ferrítico (acero al carbono o acero de baja aleación) de una soldaduraentre un austenítico (300 Series SS) y un material ferrítico funcionan a alta temperatura.4.2.12.2 materiales afectadosLos más comunes son los materiales ferríticos como acero al carbono y aceros de baja aleación que se sueldan a laaceros inoxidables austeníticos, así como cualquier combinación de materiales que tienen expansión térmica gran disparidadcoeficientes.4.2.12.3 Factores Críticosa) Los factores importantes incluyen el tipo de metal de relleno utilizado para unir los materiales, de calefacción y de refrigeración tasa, metalla temperatura, el tiempo a la temperatura, la geometría de la soldadura y los ciclos térmicos.b) Cracking se debe a que los coeficientes de dilatación térmica entre los aceros ferríticos y Serie 300 SSdiferir en 30% o más. A altas temperaturas de funcionamiento, las diferencias en la expansión llevan a alta tensión enla zona afectada por el calor en el lado ferrítico.c) Cuando la temperatura aumenta, la expansión térmica diferencial entre los resultados de los metales en el aumentoestrés en la soldadura, particularmente si se utiliza un metal de soldadura 300 Series SS.d) tensiones que actúan sobre la soldadura son significativamente mayores cuando un metal de relleno de acero inoxidable austenítico esse utiliza. Un metal de relleno a base de níquel tiene un coeficiente de expansión térmica que está más cerca de acero al carbono,resultando en una presión significativamente inferior a temperaturas elevadas.e) A temperaturas elevadas, el problema se agrava por la difusión de carbono de la afectada por el calorzona del material ferrítico y en el metal de soldadura. La pérdida de carbono reduce la resistencia a la fluencia de lazona afectada por el calor de material ferrítico, aumentando así la probabilidad de formación de grietas (figura 4-19).f) La temperatura a la que la difusión del carbono se convierte en una preocupación está por encima de 800 ° F a 950 ° F (427

oC a510 ° C) para los aceros al carbono y aceros de baja aleación.g) ferríticos / articulaciones austeníticos pueden generar expansión / fatiga térmica térmica significativa hincapié entemperaturas superiores a los 510oF (260oC).h) las soldaduras de metales diferentes con una soldadura de metal de la serie SS 300 en un acero ferrítico también puede resultar en un estrechoregión de alta dureza en la punta de la soldadura, cerca de la línea de fusión en el lado de acero ferrítico. Altozonas de dureza hacen que el material susceptible de diversas formas de ambiental grietas comoestrés sulfuro de agrietamiento o estrés agrietamiento por hidrógeno.i) El ciclo térmico agrava el problema.j) En ambientes que promueven la corrosión de cenizas líquido, problemas de soldadura de craqueo puede ser acelerada porestrés asistida por corrosión. La zona afectada por el calor ferrítico se corroe preferentemente debido a la grandeformación térmica. Los resultados son cuñas largas y estrechas, de óxido que son paralelos a la línea de fusión de la soldadura(Figura 4-20).k) La mala geometría de la soldadura, corte sesgado excesiva, y otros factores de intensificación estrés agravaránla formación de grietas.4.2.12.4 Las participaciones o equipo afectadoa) soldaduras de metales diferentes se utilizan en aplicaciones especiales en las refinerías y otras plantas de proceso.b) las soldaduras de metales diferentes se han utilizado en las tuberías alrededor de los reactores de FCC y los vasos de regeneración, en despedidoaplicaciones de calentador donde el material del tubo calentador cambia de 5Cr o 9Cr a la serie 300 SS, y entransiciones en la tubería de salida del reactor de hidrotratamiento de baja aleación boquillas CrMo superpuestos o tuberías a sólidoSerie 300 SS tuberías.c) Todos los sobrecalentadores y recalentadores que tienen soldaduras entre materiales ferríticos (1.25Cr-0,5Mo y 2.25Cr-1Mo) y los materiales austeníticos (serie 300 SS, 304H, 321H, 347H y).

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Página 6512 2003API Práctica Recomendada 5714-39_______________________________________________________________________________________________4.2.12.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) Las grietas se forman en la punta de la soldadura en la zona afectada por el calor del material ferrítico (Figura 4-19,Figura 4-21 y la Figura 4-22).b) Soldaduras tubos de unión son el área del problema más común, pero orejas de soporte o añadidos de yeso oforjado Serie 300 SS y 400 SS Series también se ven afectados.4.2.12.6 Prevención / Mitigacióna) metales de relleno a base de níquel que tienen un coeficiente de expansión térmica más cerca de acero al carbono y de bajaaceros de aleación pueden aumentar drásticamente la vida de la articulación, debido a la reducción significativa en la térmicatensión que actúa en el lado de acero (ferrítico) de la articulación.b) Si se utilizan electrodos de soldadura de la serie 300 de las SS, la soldadura de metales disímiles debe estar ubicado en un bajoregión de temperatura.c) En el equipo de producción de vapor, la soldadura en el extremo de alta temperatura se debe hacer en el áticoo recinto de cabeza, fuera de la zona de transferencia de calor.d) Instalar una pieza cachorro que tiene un coeficiente de dilatación térmica intermedio entre los dos materiales aunir.4.2.12.7 Inspección y Vigilanciaa) En tubos calentadores encendidos, las grietas se forman principalmente desde el exterior para que, MT y PT inspección visualmétodos pueden ser utilizados.

b) agrietamiento ambiental también dará lugar a grietas de superficie de rotura de iniciación en la superficie expuesta al IDel medio ambiente corrosivo, que puede ser detectada utilizando métodos UT.4.2.12.8 mecanismos relacionadosLa fatiga térmica (véase 4.2.9) y la fatiga por corrosión (véase 4.5.2).4.2.12.9 Referencias1. "Steam - Su Generación y Uso", 40a edición, Babcock & Wilcox, 1992.2. "Power Systems fósiles de combustión", tercera edición, Combustion Engineering , CT, 1981.3. H. Thielsch, "Defectos y fallas en recipientes a presión y tuberías," Krieger Co., Nueva York, 1977.4. RD Puerto y HM Herro, "El Análisis de Fallas Guía NALCO a Caldera", McGraw-Hill, Nueva York, 1991.5. DN francés, "Fallos metalúrgicos en Fossil calderas", John Wiley & Sons, Inc., Nueva York, 1993.6. B. Dooley y W. McNaughton, "Fallos tubo de caldera: Teoría y Práctica - 3 volúmenes", EPRI, CA,1995Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 664-40API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-19 - Las grietas de fluencia (puntos negros) están en la aleación ferrítica de calor (SA213 T-22 en este caso)zonas afectadas. Mag. 50x, grabado al agua fuerte.Figura 4-20 - Cuando ambos fase de la corrosión y ceniza de carbón líquido un DMW existe, el estrés asistidose puede producir la corrosión de la zona afectada por el calor 2.25Cr-1Mo. Que esto es la corrosión y no normalesFracaso DMW en curso se muestra por la falta de daños a la fluencia a la punta de la grieta. Mag. 25x, grabado al agua fuerte.


Página 6712 2003API Práctica Recomendada 5714-41_______________________________________________________________________________________________Figura 4-21 - Dissimilar fractura del metal de soldadura sigue la puntera de la soldadura a tope. Mag. 1.8xFigura 4-22 - La sección transversal metalográfico muestra la grieta sigue el metal de soldadura. Mag. 4xDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 684-42API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.2.13 choque térmico4.2.13.1 Descripción del DañoUna forma de agrietamiento por fatiga térmica - choque térmico - puede ocurrir cuando las tensiones térmicas elevadas y no uniformesdesarrollar en un tiempo relativamente corto en una pieza de equipo debido a la expansión o contracción diferencial. Si elexpansión / contracción térmica está restringido, tensiones por encima del límite de elasticidad del material pueden resultar.El choque térmico por lo general ocurre cuando una fríos líquido entra en contacto con una superficie metálica caliente.

4.2.13.2 materiales afectadosTodos los metales y aleaciones.4.2.13.3 Factores Críticosa) La magnitud de la diferencia de temperatura y el coeficiente de expansión térmica del materialdeterminar la magnitud de la tensión.b) las tensiones cíclicas generadas por los ciclos de temperatura del material pueden iniciar grietas de fatiga.c) Los aceros inoxidables tienen altos coeficientes de dilatación térmica de los aceros al carbono y de aleación de níquel oaleaciones base y son más propensos a ver mayores esfuerzos.d) La exposición alta temperatura durante un incendio.e) Los cambios de temperatura que pueden resultar de temple al agua como resultado de diluvios de lluvia.f) Fractura está relacionada a la restricción en un componente que impide que el componente de expansión ocontraer con un cambio en la temperatura.g) Crujidos en componentes de fundición, tales como válvulas pueden iniciar en defectos de fundición en la ID y el progreso a través deel espesor.h) Las secciones gruesas pueden desarrollar altos gradientes térmicos.4.2.13.4 Las participaciones o equipo afectadoa) FCC, coquizadores, unidades de hidrotratamiento de gravedad reformado catalítico y altos son unidades de alta temperaturadonde es posible choque térmico.b) las tuberías de alta temperatura y el equipo en cualquier unidad pueden verse afectados.c) Los materiales que han perdido ductilidad, tales como equipos de CrMo (fragilización temperamento) son particularmentesusceptible al choque térmico.d) Equipo sometido a procedimientos de enfriamiento acelerado para minimizar el tiempo de apagado.4.2.13.5 Apariencia o Morfología de DañosSuperficie grietas que inician también pueden aparecer como grietas "manía".4.2.13.6 Prevención / Mitigacióna) Evitar las interrupciones en el flujo de las líneas de alta temperatura.b) Diseñar para minimizar la restricción severa.c) Instalar mangas térmicos para evitar la incidencia de líquido en los componentes de límites de presión.d) Reducir al mínimo la lluvia o de diluvio de agua contra incendios situaciones.e) Revisar caliente / puntos de inyección en frío para potencial choque térmico.

4.2.13.7 Inspección y Vigilanciaa) Este tipo de daño es muy localizada y difícil de localizar.b) PT y MT se pueden utilizar para confirmar la formación de grietas.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 6912 2003API Práctica Recomendada 5714-43_______________________________________________________________________________________________4.2.13.8 mecanismos relacionadosLa fatiga térmica (véase 4.2.9).4.2.13.9 Referencias1. ASM Metals Handbook , "Análisis de Falla y Prevención", Volumen 11, ASM International, MaterialesPark, OH.2. API RP 579, Fitness-por-servicio , American Petroleum Institute, Washington, DCDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 704-44API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.2.14 La erosión / erosión - corrosión4.2.14.1 Descripción del Daño

a) La erosión es la eliminación mecánica acelerada de material de la superficie como resultado del movimiento relativoentre, o el impacto de los sólidos, líquidos, vapor o cualquier combinación de los mismos.b) La erosión-corrosión es una descripción de los daños que se produce cuando la corrosión contribuye a la erosión poreliminando películas o escamas protectoras, o exponiendo la superficie del metal para una mayor corrosión bajo laacción combinada de la erosión y la corrosión.4.2.14.2 materiales afectadosTodos los metales, aleaciones y refractarios.4.2.14.3 Factores Críticosa) En la mayoría de los casos, la corrosión juega algún papel de manera que la erosión puro (se refiere a un desgaste abrasivo como a veces)es raro. Es fundamental tener en cuenta el papel que la corrosión contribuye.b) tasas de pérdida de metal dependen de la velocidad y la concentración de impacto medio (es decir, partículas, líquidos,gotitas, lechadas, flujo de dos fases), el tamaño y la dureza de las partículas que impactan, la dureza yresistencia a la corrosión del material sujeto a la erosión, y el ángulo de impacto.c) las aleaciones más suaves como las aleaciones de cobre y aluminio que se usan fácilmente de daños mecánicos pueden sersujetos a la pérdida de metal severa bajo condiciones de alta velocidad.d) El aumento de la dureza del sustrato metálico no siempre es un buen indicador de la resistencia mejorada a lala erosión, en particular cuando la corrosión juega un papel importante.e) Para cada combinación de entorno material, a menudo hay una velocidad de umbral por encima del cual impactantelos objetos pueden producir la pérdida de metal. El aumento de las velocidades por encima de este umbral de resultado en un aumento en el metallas tasas de pérdida, como se muestra en la Tabla 4-3. Esta tabla ilustra la susceptibilidad relativa de una variedad de metalesy aleaciones a la erosión / corrosión por agua de mar a diferentes velocidades.f) El tamaño, forma, densidad y dureza del medio impactante afecta a la tasa de pérdida de metal.g) El aumento de la corrosividad del medio ambiente puede reducir la estabilidad de las películas de la superficie de protección yaumentar la susceptibilidad a la pérdida de metal. El metal puede ser retirado de la superficie como disuelto iones, o comoproductos de corrosión sólidos que barre mecánicamente de la superficie del metal.

h) factores que contribuyen a un aumento de la corrosividad del medio ambiente, tales como temperatura, pH, etc.,puede aumentar la susceptibilidad a la pérdida de metal.4.2.14.4Las participaciones o equipo afectadoa) Todos los tipos de equipos expuestos a fluidos y / o catalizador en movimiento están sujetos a la erosión y erosión-la corrosión. Esto incluye los sistemas de tuberías, en particular las curvas, codos, tes y reductores; tuberíasistemas de aguas abajo de las válvulas letdown y válvulas de bloqueo; bombas; sopladores; hélices; impulsores;agitadores; vasos agitados; tubos de intercambiador de calor; medición de orificios de dispositivos; álabes de la turbina; boquillas;conductos y líneas de vapor; raspadores; cuchillas; y placas de desgaste.b) La erosión puede ser causada por partículas de catalizador de gas o transmitidas por las partículas transportadas por un líquido tal como una suspensión.En las refinerías, esta forma de daño se produce como resultado del movimiento catalizador en FCC reactor / regeneradorsistemas de catalizador de manipulación de equipos (válvulas, ciclones, tuberías, reactores) y tuberías suspensión; coquemanejo de equipos en ambas coquizadores cama retardados y fluidizado (Figura 4-23); y como el desgaste en las bombas(Figura 4-24 y la Figura 4-25), compresores y otros equipos rotativos.c) la tubería efluente del reactor Hidroprocesamiento puede estar sujeto a la erosión-corrosión por bisulfuro de amonio.La pérdida de metal es dependiente de la concentración de bisulfuro de amonio, la velocidad y la corrosión de la aleaciónresistencia.d) de crudo y vacío unidad de tuberías y recipientes expuestos a ácidos nafténicos en algunos petróleos crudos pueden sufrirpérdida de metal erosión-corrosión severa dependiendo de la temperatura, la velocidad, el contenido de azufre y TANel nivel.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

2003API Práctica Recomendada 5714-45_______________________________________________________________________________________________4.2.14.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) La erosión y la erosión y la corrosión se caracterizan por una pérdida localizada de espesor en forma de pozos,surcos, cárcavas, olas, hoyos y valles redondeados. Estas pérdidas a menudo presentan un patrón direccional.b) Las fallas pueden ocurrir en un tiempo relativamente corto.4.2.14.6 Prevención / Mitigacióna) Las mejoras en el diseño implican cambios en la selección de la forma, la geometría y materiales. Algunos ejemplosson: aumentar el diámetro del tubo para disminuir la velocidad; la racionalización de las curvas para reducir el choque;aumentando el espesor de la pared; y el uso de deflectores de choque reemplazables.b) Mejora de la resistencia a la erosión se consigue normalmente mediante el aumento de la dureza del sustrato utilizando más difícilaleaciones, recargue o tratamientos de endurecimiento de superficie. Refractarios resistentes a la erosión en los ciclones y diapositivasválvulas han sido muy exitosos.c) La erosión-corrosión es más mitigado por el uso de más de aleaciones resistentes a la corrosión y / o alterar el procesomedio ambiente para reducir la corrosividad, por ejemplo, la desaireación, la inyección de condensado o la adición deinhibidores. Resistencia generalmente no se mejora mediante el aumento de la dureza del sustrato solo.d) Los intercambiadores de calor utilizan placas de choque y, ocasionalmente, casquillos de tubos para minimizar los problemas de erosión.e) de molibdeno superiores que contienen aleaciones se utilizan para mejorar la resistencia a la corrosión por ácidos nafténicos.4.2.14.7 Inspección y Vigilanciaa) El examen visual de sospechosos o molestas zonas, así como cheques UT o RT se puede utilizar paradetectar el grado de pérdida de metal.b) los cupones de corrosión especializados y la corrosión en línea de monitoreo sondas de resistencia eléctrica han sido

utilizado en algunas aplicaciones.c) exploraciones IR se utilizan para detectar la pérdida de refractario en funcionamiento.4.2.14.8 mecanismos relacionadosTerminología especializada se ha desarrollado para las diversas formas de la erosión y erosión-corrosión en específicoambientes y / o servicios. Esta terminología incluye la cavitación, la erosión de choque líquido, la preocupación yotros términos similares.4.2.14.9 Referencias1. ASM Metals Handbook , Volumen 13, "Corrosión", ASM International, Materiales Park, OH.2. ASM Metals Handbook , Volumen 11, "Análisis de Falla y Prevención", ASM International, MaterialesPark, OH.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 724-46API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Tabla 4-3 - tasas de erosión-corrosión típicos en el agua de mar, mpa. (Ref. 2)Material1 fps(Corriente de marea)4 fps(Inmerso enagua de marcanal)27 fps(Disco rotatorio)Acero carbono

61347Hierro fundido9-54Silicio bronce0.20.357Almirantazgo latón0.3329Bronce Hidráulica10.255G bronce10.346Al bronce1-44Latón aluminio0.4-1990-10 CuNi1-1670-30 CuNi (0,05% Fe)0.3-3270-30 CuNi (0,5% Fe)<0,2

<0,26Monel<0,2<0,21316 SS0.20<0,2Hastelloy C<0,2-0.05Titanio0-0Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 7312 2003API Práctica Recomendada 5714-47_______________________________________________________________________________________________Figura 4-23 - La erosión de una curva de retorno calentador 9Cr coker.Figura 4-24 - Cast impulsor de hierro en el agua de refrigeración no tratada después de cuatro años de servicio.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS

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Página 744-48API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-25 - Primer plano de la Figura 4-24 muestra tanto la erosión-corrosión en las puntas de las paletas y entrar en boxes enel lado de presión de los álabes.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 7512 2003API Práctica Recomendada 5714-49_______________________________________________________________________________________________4.2.15 La cavitación4.2.15.1 Descripción del Dañoa) La cavitación es una forma de erosión causada por la formación y colapso de instantánea innumerable pequeñaburbujas de vapor.b) Las burbujas se derrumban ejercen severas fuerzas de impacto localizadas que pueden resultar en la pérdida de metal denominadodaños por cavitación.c) Las burbujas pueden contener la fase de vapor del líquido, aire u otro gas arrastrado en el medio líquido.4.2.15.2 materiales afectadosMateriales más comunes de la construcción como el cobre y el latón, hierro fundido, acero al carbono, aceros de baja aleación,Serie 300 SS, 400 Series SS y aleaciones a base de níquel.4.2.15.3 Factores Críticosa) En una bomba, la diferencia entre la presión real o de la cabeza del líquido disponible (medido en el

lado de succión) y la presión de vapor del líquido que se llama Net Positive Suction Head (NPSH)esta disponible. La cabeza mínimo requerido para evitar la cavitación con un líquido dado a un caudal dado esllamado cabeza de succión positiva neta requerida. NPSH inadecuada puede producir cavitación.b) temperaturas cercanas al punto de ebullición del líquido son más probable que resulte en la formación de burbujas deoperación de temperatura más baja.c) La presencia de partículas sólidas o abrasivos no se requiere para el daño por cavitación pero acelerará eldaños.4.2.15.4 Las participaciones o equipo afectadoa) La cavitación se observa más frecuentemente en carcasas de bombas, impulsores de la bomba (lado de baja presión) y en las tuberíasaguas abajo de orificios o válvulas de control.b) Los daños también se puede encontrar en los pasajes de flujo restringido u otras áreas donde es sometido flujo turbulentoa los cambios rápidos de presión dentro de una región localizada. Ejemplos de equipos afectados incluyen el calortubos de intercambiador, venturis, sellos y rodamientos, e impulsores.4.2.15.5 Apariencia o Morfología de DañosDaños por cavitación en general se ve como picaduras de bordes afilados, pero también puede tener un aspecto excavado encomponentes de rotación. Sin embargo, el daño se produce sólo en las zonas de baja presión localizados (ver Figura 4-26,Figura 4-27 y la Figura 4-28).4.2.15.6 Prevención / Mitigacióna) Resistencia a daños por cavitación en un entorno específico no puede ser mejorada significativamente por unacambio material. Una modificación mecánica, generalmente se requiere el diseño o el cambio de funcionamiento.b) La cavitación se puede prevenir evitando las condiciones que permiten que la presión absoluta a caer por debajo de lapresión de vapor del líquido o por el cambio de las propiedades del material. Los ejemplos incluyen:yo)Racionalizar la trayectoria de flujo para reducir la turbulencia.ii) Disminución de la velocidad del fluido.iii) Eliminar el aire arrastrado.iv) Aumentar la presión de succión de las bombas.

v) modificar las propiedades de los fluidos, tal vez mediante la adición de aditivos.vi) Utilice revestimiento duro o recargue.vii) El uso de más duro y / o más aleaciones resistentes a la corrosión.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 764-50API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________c) Ataque se acelera por la rotura mecánica de las películas protectoras en la interfase líquido-sólido (tal comouna escala corrosión protectora o películas pasivas). Por lo tanto, el cambio a una más resistente a la corrosión y / omaterial de mayor dureza no puede mejorar la resistencia a la cavitación. Excesivamente materiales duros pueden no estaradecuado si carecen de la dureza necesaria para soportar las altas presiones y el impacto locales (cizallamientocargas) de las burbujas colapsan.4.2.15.7 Inspección y Vigilanciaa) cavitante bombas puede sonar como guijarros están siendo vapuleados por el interior.b) Las técnicas incluyen el monitoreo limitado de propiedades de los fluidos, así como el monitoreo acústico de las zonas turbulentaspara detectar las frecuencias de sonido característicos.c) El examen visual de las zonas sospechosas, así como UT externa y RT se puede utilizar para monitorizar la pérdida dede espesor.4.2.15.8 mecanismos relacionadosPinzamiento líquido o erosión (ver 4.2.14).4.2.15.9 Referencias1. ASM Metals Handbook, "Evaluación de la Erosión y la cavitación," Corrosión , Volumen 13.

2. CP Dillon, "Control de la corrosión en las Industrias de Proceso Químico", MTI (impreso por NACE), 1994.3. VR Pludek, "Diseño y Control de Corrosión," Macmillan Press LTD., 1979.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 7712 2003API Práctica Recomendada 5714-51_______________________________________________________________________________________________Figura 4-26a. - Seccionado de una válvula de mariposa CS con daños por cavitación después de dos años de servicio debidoa una alta caída de presión a través de la válvula en una tubería de drenaje de hidrocarburos de una baja presión en fríoSeparador en una Unidad atmosférica Resid desulfuración.Figura 4-26b - Una vista más cercana de la superficie dañada.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 784-52API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-27 - cavitación picaduras en el lado de baja presión de un impulsor de la bomba de acero inoxidable.Figura 4-28 - Cavitación picaduras en el lado del agua de una camisa de cilindro de hierro fundido en un gran motor.Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo


Página 7912 2003API Práctica Recomendada 5714-53_______________________________________________________________________________________________4.2.16 fatiga mecánica4.2.16.1 Descripción del Dañoa) agrietamiento por fatiga es una forma mecánica de la degradación que se produce cuando un componente se expone atensiones cíclicas durante un período prolongado, a menudo dando por resultado, falla inesperada súbita.b) Estas tensiones pueden surgir ya sea de carga mecánica o ciclos térmicos y son normalmente muy por debajoel límite elástico del material.4.2.16.2 materiales afectadosTodas las aleaciones de ingeniería están sujetos a agrietamiento por fatiga aunque los niveles de estrés y número de ciclos denecesaria para causar un fallo varían según el material.4.2.16.3 Factores CríticosGeometría, nivel de estrés, número de ciclos, y las propiedades del material (resistencia, dureza, microestructura) sonlos factores predominantes en la determinación de la resistencia a la fatiga de un componente.a) Diseño: grietas de fatiga por lo general inician en la superficie en muescas o de aumento de tensión bajo carga cíclica.Por esta razón, el diseño de un componente es el factor más importante en la determinación de un componenteresistencia al agrietamiento por fatiga. Varias características superficiales comunes pueden conducir a la iniciación de la fatigagrietas, ya que pueden actuar como las concentraciones de esfuerzos. Algunas de estas características comunes son:yo)Muescas mecánicas (esquinas agudas o arboledas);

ii) agujeros clave sobre los ejes de transmisión de los equipos rotativos;iii) junta de soldadura, defectos y / o desajustes;iv) Se inactiva áreas de boquilla;v) las marcas de herramientas;vi) Molienda marcas;vii) Labios en agujeros perforados;viii) muescas fondo de hilo;ix) la corrosión.b) Cuestiones metalúrgicos y Microestructurayo)Para algunos materiales, tales como titanio, acero al carbono y acero de baja aleación, el número de ciclos parafractura por fatiga disminuye con la amplitud de tensión hasta que llegó a un límite de resistencia. Por debajo de estelímite de resistencia de estrés, no se producen grietas de fatiga, sin importar el número de ciclos.ii) Para aleaciones con límites de resistencia, existe una correlación entre el último Resistencia a la tracción (UTS)y la amplitud del esfuerzo mínimo necesario para iniciar agrietamiento por fatiga. La relación de resistencialímite sobre UTS es típicamente entre 0,4 y 0,5. Los materiales como aceros inoxidables austeníticos yde aluminio que no tienen un límite de resistencia tendrá un límite de fatiga se define por el número deciclos a una amptitude estrés dado.iii) Las inclusiones se encuentran en el metal puede tener un efecto acelerador sobre agrietamiento por fatiga. Esto es de importanciacuando se trata de, aceros de mayor edad "sucias" o soldadura, ya que a menudo tienen inclusiones ydiscontinuidades que pueden degradar la resistencia a la fatiga.iv) El tratamiento térmico puede tener un efecto significativo en la dureza y por lo tanto resistencia a la fatiga de unametal. En general, las microestructuras de grano más fino tienden a obtener mejores resultados que grano grueso. El Calortratamientos tales como temple y revenido, pueden mejorar la resistencia a la fatiga de carbono y de bajaaceros de aleación.c) Acero al Carbono y Titanio: Estos materiales presentan un límite de resistencia por debajo del cual la fatiga agrietamientono ocurrir, independientemente del número de ciclos.

d) Serie 300 SS, la serie 400 SS, de aluminio, y la mayoría de otras aleaciones no ferrosas:Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 804-54API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________yo)Estas aleaciones tienen una característica de fatiga que no presenta un límite de resistencia. Esto significa quela fractura por fatiga se puede lograr bajo carga cíclica eventualmente, independientemente de la amplitud de la tensión.ii) la amplitud máxima de esfuerzo cíclico se determina relacionando la tensión necesaria para causar la fracturapara el número deseado de ciclos necesarios en la vida de un componente. Esto es típicamente 106a 107ciclos.4.2.16.4Las participaciones o equipo afectadoa) Ciclismo térmicayo)Equipos que los ciclos diarios de operación, tales como tambores de coque.ii) El equipo que puede ser auxiliar o en estado de alerta continua sino que ve el servicio intermitente comocaldera auxiliar.iii) Sacia conexiones con toberas que ven deltas significativos de temperatura durante las operaciones como el aguasistemas de lavado.b) Carga mecánica

yo)Rotación de los ejes de las bombas centrífugas y compresores que tienen concentraciones de tensión debido a lacambios en las radios y las formas clave.ii) Los componentes como pequeña tubería de diámetro que puede ver la vibración de equipos adyacentes y / oel viento. Para los componentes pequeños, resonancia también puede producir una carga cíclica y debe ser tenido enconsideración durante el diseño y revisión de posibles problemas después de la instalación.iii) las válvulas de control de caída de presión alta o estaciones de vapor reduciendo pueden causar serios problemas de vibraciónen la tubería conectada.4.2.16.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) La marca de la firma de un fallo por fatiga es una "concha de almeja" tipo de huella digital que tiene anillos concéntricos llamados"marcas de playa" que emanan del sitio de iniciación de la grieta (Figura 4-29 y Figura 4-30). Esta firmapatrón de los resultados de las "olas" de propagación de las grietas que se producen durante cada ciclo por encima del umbralcarga. Estas grietas concéntricas siguen propagando hasta que el área de la sección transversal se reduce a lapunto en el que se produce un fallo debido a la sobrecarga.b) Las grietas de nucleación de una concentración de tensión superficial o defecto típicamente resultará en una sola "concha de almeja"huella digital (Figura 4-31 Figura 4-32 y la Figura 4-33.).c) Las grietas resultantes de sobrecarga cíclica de un componente sin concentración de esfuerzos significativossuelen resultar en una falla por fatiga con múltiples puntos de nucleación y por tanto múltiples "concha de almeja"huellas dactilares. Estas múltiples sitios de nucleación son el resultado de rendimiento microscópica que se produce cuando elcomponente está momentáneamente cicla por encima de su límite elástico.4.2.16.6 Prevención / Mitigacióna) La mejor defensa contra el agrietamiento por fatiga es un buen diseño que ayuda a minimizar la concentración de esfuerzos decomponentes que están en servicio cíclico.b) Seleccionar un metal con una vida de fatiga diseño suficiente para su servicio cíclico previsto.c) Permitir un radio generoso a lo largo de los bordes y las esquinas.

d) Reducir al mínimo la molienda marcas, rasguños y arañazos en la superficie de los componentes.e) asegurar un buen ajuste y transiciones suaves para las soldaduras. Minimizar defectos de soldadura, ya que pueden aceleraragrietamiento por fatiga.f) Elimine las rebabas o los labios causados por mecanizado.g) Utilizar bajo sellos de estrés y herramientas de marcado.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 8112 2003API Práctica Recomendada 5714-55_______________________________________________________________________________________________4.2.16.7 Inspección y Vigilanciaa) técnicas NDE tales como PT, MT y SWUT se pueden utilizar para detectar grietas de fatiga en áreas conocidas dela concentración de tensión.b) VT de tuberías de pequeño diámetro para detectar la oscilación u otro movimiento cíclico que podría conducir a la rotura.c) La monitorización de vibraciones de equipos rotativos para ayudar a detectar los ejes que pueden estar fuera de balance.d) En fatiga de ciclo alto, inicio de la grieta puede ser una mayoría de la vida de fatiga haciendo que la detección difícil.4.2.16.8Mecanismos relacionadosFatiga inducida por vibraciones (véase 4.2.17).4.2.16.9 Referencias1. "Fractura y Fatiga de control en Estructuras," JM barsom y ST Rolfe, de la Sociedad Americana para Pruebasy Materiales, West Conshohocken, PA.2. ASTM STP1428, T -hermo mecánica Fatiga comportamiento de los materiales , de la Sociedad Americana para Pruebas yMateriales, West Conshohocken, PA.

3. ASTM MNL41, corrosión en la industria petroquímica , ASM International, mateirals Park, OH, 1995.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 824-56API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-29 - Esquema de una superficie de fractura por fatiga mostrando "marcas de playa".Figura 4-30 - superficie de la fractura por fatiga de una tubería de acero al carbono.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 8312 2003API Práctica Recomendada 5714-57_______________________________________________________________________________________________Figura 4-31 - grieta de fatiga en un 16 pulgadas de soldadura-pipe a codo en la línea de llenado de tanque de almacenamiento de petróleo crudodespués de 50 años en servicio.Figura 4-32 - Una sección transversal a través de la soldadura que muestra la ubicación de la grieta.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003


Página 844-58API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-33 - La superficie de las caras de fractura de la grieta que se muestran en la figura 4-31 y la Figura 4-32.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 8512 2003API Práctica Recomendada 5714-59_______________________________________________________________________________________________4.2.17 La fatiga de la vibración inducida4.2.17.1 Descripción del DañoUna forma de fatiga mecánica en la que las grietas se producen como resultado de la carga dinámica debido a la vibración,golpe de ariete, o flujo de fluidos inestables.4.2.17.2 materiales afectadosTodos los materiales de ingeniería.4.2.17.3 Factores Críticosa) La amplitud y frecuencia de vibración así como la resistencia a la fatiga de los componentes son críticosfactores.b) Existe una alta probabilidad de formación de grietas cuando la carga de entrada es síncrono o casi se sincroniza con elfrecuencia natural del componente.

c) La falta de apoyo o excesiva o rigidez permite vibración y posibles problemas de agrietamiento que usualmenteiniciar al aumento de tensión o muescas.4.2.17.4 Las participaciones o equipo afectadoa) soldaduras Socket y pequeña tubería de perforación en o cerca de bombas y compresores que no están suficientemente fuelle.b) las líneas de derivación Pequeño calibre y flujo bucles alrededor de rotación y el equipo alternativo.c) las conexiones de sucursales pequeñas con válvulas no soportadas o controladores.d) Las válvulas de seguridad están sujetos a la charla, prematura pop-off, la preocupación y no operar correctamente.e) las válvulas de control de caída de presión alta y estaciones de vapor reduciendo.f) tubos de intercambiador de calor pueden ser susceptibles de desprendimiento de vórtices.4.2.17.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) El daño es generalmente en forma de una grieta que se inicia en un punto de alto estrés o discontinuidad tal como unahilo o junta de soldadura (Figura 4-34 y la Figura 4-35).b) Una señal de advertencia potencial de daño por vibración para refractarios es el daño visible como resultado de lafracaso de la refractario y / o el sistema de anclaje. Las altas temperaturas de la piel pueden ser el resultado de refractariodaños.4.2.17.6 Prevención / Mitigacióna) la fatiga inducida por vibraciones puede ser eliminado o reducido a través del diseño y el uso de soportes yequipos de amortiguación de las vibraciones. Mejoras materiales no son por lo general una solución.b) Instale refuerzos o refuerzos en las pequeñas conexiones calibre. Eliminar las conexiones innecesarias e inspeccionarinstalaciones de campo.c) derramamiento Vortex puede ser minimizado en la salida de válvulas de control y válvulas de seguridad a través del lado adecuadode tamaño rama y la estabilización del flujo técnicas.d) Efectos de vibración se pueden desplazar cuando está anclada una sección vibrante. Pueden ser necesarios estudios especialesantes se proporcionan anclajes o amortiguadores, a menos que la vibración se elimina mediante la eliminación de la fuente.4.2.17.7 Inspección y Vigilancia

a) Busque señales visibles de vibración, movimiento de la tubería o el golpe de ariete.b) Verifique que los sonidos audibles de vibraciones que emanan de componentes de tuberías tales como válvulas de control yaccesorios.c) Llevar a cabo una inspección visual durante condiciones transitorias (como los arranques, paradas, trastornos, etc.) paracondiciones de vibración intermitente.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 864-60API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________d) las vibraciones de tubería Medida utilizando equipos de vigilancia especial.e) La utilización de métodos de inspección de la superficie (como PT, MT) puede ser eficaz en un plan enfocado.f) Comprobar soportes de tuberías y perchas en un horario regular.g) Los daños a revestimiento aislante puede indicar una vibración excesiva. Esto puede resultar en el aislamiento de humectaciónlo que hará que la corrosión.4.2.17.8 mecanismos relacionadosFatiga mecánica (véase 4.2.16) y la degradación de refractario (ver 4.2.18).4.2.17.9 Referencias1. "Los efectos ambientales en Componentes: Comentario de ASME Sección III," EPRI NP-5775, Project1757-1761, Informe Final, EPRI, CA, 1998.2. La publicación de la API 581, Inspección Basada en Riesgo - Documento de recurso básico , el Instituto Americano del Petróleo,Washington DCDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003


Página 8712 2003API Práctica Recomendada 5714-61_______________________________________________________________________________________________Figura 4-34 - Vibración fatiga inducida de una brida de soldadura a encaje, de 1 pulgada en un sistema de alivio térmicopoco después del inicio.Figura 4-35 - Vista transversal de la grieta en la soldadura a encaje en la figura 4-34.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 884-62API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.2.18 La degradación refractaria4.2.18.1 Descripción del DañoTanto refractarios aislantes y resistentes a la erosión térmica son susceptibles a diversas formas de mecánicadaños (grietas, desprendimientos y la erosión), así como la corrosión debido a la oxidación, sulfuración y otros de altamecanismos de temperatura.4.2.18.2 materiales afectadosMateriales refractarios incluyen fibras aislantes cerámicos, hormigones, ladrillos refractarios y refractarios de plástico.4.2.18.3 Factores Críticos

a) la selección refractario, el diseño y la instalación son las claves para minimizar el daño.b) equipo revestido refractaria debe ser diseñado para la erosión, cambios bruscos de temperatura y la expansión térmica.c) Deshidratar horarios, tiempos de curado y procedimientos de aplicación deben estar de acuerdo con lalas especificaciones del fabricante y los requisitos de ASTM apropiados.d) materiales de anclaje deben ser compatibles con coeficientes térmicos de expansión del metal base.e) Los anclajes deben ser resistentes a la oxidación en los servicios de alta temperatura.f) Los anclajes deben ser resistentes a los ácidos sulfurosos de condensación en los calentadores y entornos de gases de combustión.g) Tipo de refractario y la densidad deben ser seleccionados para resistir la abrasión y la erosión basada en el serviciorequisitos.h) Las agujas y otros materiales de relleno debe ser compatible con la composición entorno de proceso yla temperatura.4.2.18.4 Las participaciones o equipo afectadoa) Refractarios se utilizan ampliamente en la FCC vasos regenerador reactor, tuberías, ciclones, válvulas de corredera yinternos; en coquizadores de fluidos; en reactores catalíticos shell frío reformado; y en calderas de calor residual y térmicareactores en plantas de azufre.b) cajas de fuego de la caldera y las pilas que también utilizan refractario se ven afectados.4.2.18.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) refractaria puede mostrar signos de agrietamiento excesivo, astillado o elevación inicial del sustrato, suavizando odegradación general de la exposición a la humedad.b) los depósitos de coque pueden desarrollar detrás refractario y promover el agrietamiento y deterioro.c) En los servicios erosivos, refractario puede ser lavado o adelgazado, exponiendo el sistema de anclaje.4.2.18.6 Prevención / MitigaciónLa selección adecuada de refractarios, anclajes y rellenos y su diseño e instalación adecuada son las claves paraminimizar el daño refractario.4.2.18.7 Inspección y Vigilanciaa) Llevar a cabo una inspección visual durante las paradas.

b) Estudio de equipos de pared fría OnStream vía IR para controlar los puntos calientes para ayudar a identificar refractariodaños.4.2.18.8 mecanismos relacionadosLa oxidación (véase 4.4.1), sulfuración (ver 4.4.2) y de la chimenea punto de rocío del gas a la corrosión (véase 4.3.7).4.2.18.9 Referencias1. RA Blanca y EF Ehmke, "Selección de Materiales para refinerías y recursos asociados," NACEInternacional, Houston, TX, 1991, pp. 33,57.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 8912 2003API Práctica Recomendada 5714-63_______________________________________________________________________________________________4.2.19 Recalentamiento Cracking4.2.19.1 Descripción del DañoCracking de un metal debido a la relajación de tensiones durante Publicar Tratamiento Térmico Weld (PWHT) o en servicio entemperaturas elevadas. Con mayor frecuencia se observa en secciones de pared pesados.4.2.19.2 materiales afectadosAceros de baja aleación, así como 300 Series SS y la base de níquel aleaciones como aleación 800H.4.2.19.3 Factores CríticosLos parámetros importantes incluyen el tipo de material (composición química, elementos de impurezas), tamaño de grano,tensiones residuales de la fabricación (trabajo en frío, soldadura), espesor de corte (que controla la moderación yestado de estrés), muescas y concentradores de esfuerzos, metal de soldadura y la fuerza metal común, la soldadura y el calorel tratamiento de condiciones.

De las diversas teorías de recalentamiento agrietamiento tanto para la serie 300 SS y aceros de baja aleación, características de craqueoson los siguientes:a) Recalentamiento craqueo requiere la presencia de altas tensiones y es por lo tanto más probable que ocurra en más gruesasecciones y materiales de mayor resistencia.b) Recalentamiento agrietamiento se produce a temperaturas elevadas cuando la ductilidad de fluencia es insuficiente para acomodar lacepas requerido para el alivio de las tensiones aplicadas o residuales.c) En muchos casos, las grietas se limitan a la zona afectada por el calor, iniciar en algún tipo de estrésla concentración, y puede actuar como un sitio de iniciación para la fatiga.d) Recalentamiento de craqueo puede ocurrir ya sea durante PWHT o en el servicio a alta temperatura. En ambos casos, las grietasson intergranular y muestran poca o ninguna evidencia de deformación.e) partículas de precipitado intragranulares Bellas hacen los granos más fuerte que los límites de grano y obligan aldeformación progresiva que se produzca en los límites de grano.f) El alivio de tensión y la estabilización del tratamiento térmico de la serie 300 SS para maximizar SCC cloruro y PTASCCresistencia puede causar grietas de recalentamiento problemas, particularmente en las secciones más gruesas.4.2.19.4 Las participaciones o equipo afectadoa) Recalentamiento agrietamiento es más probable que ocurra en los vasos de paredes pesadas en zonas de alta contención incluyendo boquillasoldaduras y tuberías de pared gruesa.b) los aceros HSLA son muy susceptibles a recalentar agrietamiento.4.2.19.5 Apariencia o Morfología de DañosRecalentamiento de craqueo es intergranular y puede ser de última hora superficie o incrustado en función del estado de estrésy geometría. Se observa con mayor frecuencia en las secciones de grano grueso de una zona afectada por el calor de la soldadura.4.2.19.6 Prevención / Mitigacióna) configuraciones conjuntas en secciones de pared pesados deben estar diseñadas para minimizar la restricción durante la soldadura yPWHT. Precalentamiento adecuado también debe aplicarse.b) El tamaño de grano tiene una influencia importante sobre la ductilidad alta temperatura y en el craqueo de recalentamientosusceptibilidad. A grandes resultados del tamaño de grano en zonas afectadas por el calor menos dúctiles, lo que hace el material mássusceptibles a recalentar agrietamiento.

c) muescas metalúrgicas derivadas de la operación de soldadura son frecuentemente la causa de la zona afectada térmicamentecraqueo (en el límite entre la soldadura y la zona afectada por el calor).d) En el diseño y fabricación, es recomendable evitar cambios bruscos de sección transversal, como la radio cortofiletes o entalladuras que pueden dar lugar a concentraciones de tensión. Soldaduras largo de costura son particularmentesusceptible de desajuste causado por problemas fitup.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 904-64API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.2.19.7 Inspección y Vigilanciaa) grietas de superficie pueden ser detectados con UT y MT examen de aceros al carbono y de baja aleaciónb) UT y el examen PT se pueden utilizar para detectar grietas en la serie 300 SS y aleaciones a base de níquel.c) grietas Embedded sólo se pueden encontrar a través del examen de la UT.4.2.19.8 mecanismos relacionadosAgrietamiento Recalentamiento también ha sido mencionada en la literatura como "alivio agrietamiento por tensión" y "relajación de la tensióncracking ".4.2.19.9 Referencias1. R.Viswanathan, "Mecanismos de Evaluación de Daños y vida de los componentes de alta temperatura", ASMInternacional, Materiales Park, OH.2. DN francés, "Fallos metalúrgicos en Fossil calderas", Segunda Edición, John Wiley and Sons, Nueva York,. 1993, pp 455-458.3. A. "Encuesta sobre Recalentamiento Cracking en austeníticos Aceros Inoxidables y Aleaciones Ni Base," Dhooge, IIW-

Comisión IX, Doc.IX-1876-1897.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 9112 2003API Práctica Recomendada 5714-65_______________________________________________________________________________________________4.3 uniforme o localizado pérdida de espesor4.3.1 Corrosión galvánica4.3.1.1 Descripción de los dañosUna forma de corrosión que puede ocurrir en la unión de metales diferentes cuando se unen entre sí en unaelectrolito adecuado, tal como un ambiente húmedo o acuoso, o suelos que contienen humedad.4.3.1.2 material afectadoTodos los metales, con la excepción de la mayoría de los metales nobles.4.3.1.3 Factores Críticosa) Para la corrosión galvánica, se deben cumplir tres condiciones:yo)La presencia de un electrolito, un fluido que puede conducir una corriente. La humedad o una fase de agua separadapor lo general se requiere para la solución para tener suficiente conductividad.ii) Dos materiales o aleaciones diferentes conocidas como el ánodo y el cátodo, en contacto con unaelectrolito.iii) una conexión eléctrica debe existir entre el ánodo y el cátodo.b) El mateiral más noble (cátodo) está protegido por la corrosión sacrificial del material más activo(Ánodo). El ánodo se corroe a una velocidad mayor de lo que sería si no estuviera conectado al cátodo.c) Una lista típica de la posición relativa de las aleaciones en el agua de mar se muestra en la Tabla 4-4.

d) Cuanto más lejos las aleaciones están separados en la tabla, mayor es la fuerza impulsora para la corrosión.e) Las áreas superficiales expuestas relativas entre material anódico y el material catódico tiene una significativaafectar.yo)Las tasas de corrosión del ánodo puede ser alto, si hay un pequeño ánodo al cátodo relación.ii) las tasas de corrosión del ánodo será menos afectado si hay una gran ánodo al cátodo relación.iii) Si hay un par galvánico, puede necesitar ser revestido el material más noble. Si el material activose recubrieron, una gran área de cátodo a ánodo puede acelerar la corrosión del ánodo en cualquier rotura enel recubrimiento.iv) La misma aleación puede actuar tanto como un ánodo y un cátodo debido a la superficie de películas, la escala y / o localmedio ambiente (por ejemplo, tubos de acero vieja conectada a la nueva tubería de acero).4.3.1.4 Unidades o equipo afectadoa) La corrosión galvánica puede ocurrir en cualquier unidad donde hay un fluido conductor y aleaciones están acoplados. El Calorintercambiadores son susceptibles si el material del tubo es diferente de la placa de tubos y / o deflectores, en particularsi se utiliza la refrigeración por agua salada.b) las tuberías enterradas, torres de soporte de transmisión eléctricas y cascos de los barcos son lugares típicos para galvánicala corrosión.4.3.1.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) El daño se produce cuando dos materiales se unen en las conexiones soldadas o atornilladas.b) El material más activo puede sufrir pérdida generalizada de espesor o puede tener la apariencia de unagrieta, ranura o la corrosión por picaduras, dependiendo de la fuerza motriz, la conductividad y la relativaanódico relación / áreas catódicas.c) La corrosión del ánodo puede ser significativamente mayor inmediatamente adyacente a la conexión con elcátodo, dependiendo de solución de conductividad (Figura 4-36 y la Figura 4-37).Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo


Página 924-66API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.3.1.6 Prevención / Mitigacióna) El mejor método de prevención / mitigación es a través de un buen diseño.b) las aleaciones divergentes no deben estar en contacto íntimo en entornos conductores menos que el ánodo / cátodoproporción de área superficial es favorable.c) Los revestimientos pueden ser útiles, pero el material más noble deben estar recubiertos.d) En el caso de tuberías, camisas de los pernos aislantes eléctricos especialmente diseñados y juntas pueden eliminar la eléctricaconexión.e) La corrosión galvánica es el principio utilizado en acero galvanizado, donde el Zn corroe preferentemente aproteger el acero al carbono subyacente. (Si hay una ruptura en el revestimiento galvanizado, una gran ánodo al pequeñoárea del cátodo evita la corrosión acelerada del acero). Esta relación de ánodo hacia el cátodo inviertea temperaturas del agua por encima de aproximadamente 150oF (66oC).4.3.1.7 Inspección y VigilanciaInspección visual y UT espesor de calibración son métodos muy eficaces para la detección de la corrosión galvánica. Los Lasdaño puede a veces estar oculto debajo de una cabeza del perno o remache.4.3.1.8 Mecanismos RelacionadosLa corrosión del suelo (ver 4.3.9).4.3.1.9 Referencias

1. "Fundamentos de la corrosión - An Introduction," NACE International, Houston, TX, 1984, pp 33-37..Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 9312 2003API Práctica Recomendada 5714-67_______________________________________________________________________________________________Tabla 4.4 - Serie galvánica en agua de mar. (Ref. 1)Corroído Fin anódico-Más ActivoMagnesioLas aleaciones de magnesioZincAluminioLas aleaciones de aluminioAceroHierro fundidoEscriba 410 SS(Estado activo)Ni-ResistTipo 304 SS(Estado activo)Escriba 316SS(Estado activo)PlomoEstañoNíquelLatónEl CobreBronceCobre-NíquelMonelNíquel (estado pasivo)

Escriba 410 SS(Estado pasivo)Tipo 304 SS(Estado pasivo)Tipo 316 SS(Estado pasivo)TitanioGrafitoEl OroPlatinoProtegida End-cátodo - Más NobleDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 944-68API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-36 - corrosión galvánica preferencial del componente más activo de los dos materiales.Figura 4-37 - La corrosión galvánica de un niple de acero de carbono en un recipiente SS en el servicio de agua caliente.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


_______________________________________________________________________________________________4.3.2 Corrosión Atmosférica4.3.2.1 Descripción de los dañosUna forma de corrosión que se produce de la humedad asociada con las condiciones atmosféricas. Los ambientes marinosy entornos industriales contaminadas húmedos con contaminantes en el aire son más graves. Dry ruralambientes causa muy poca corrosión.4.3.2.2 Materiales afectadosAcero al carbono, aceros de baja aleación de aluminio y cobre aleado.4.3.2.3 Factor Crítico sa) Los factores críticos incluyen la ubicación física (industriales, marinas, rural); la humedad (humedad), en particulardiseños que atrapan la humedad o cuando está presente en una niebla torre de enfriamiento; la temperatura; presencia de sales, azufrecompuestos y suciedad.b) Los ambientes marinos pueden ser muy corrosivo (20 mpa) como son los entornos industriales que contienen ácidos ocompuestos de azufre que pueden formar ácidos (5-10 mpy).c) lugares del interior expuestos a una cantidad moderada de precipitación o la humedad se consideran moderadamenteambientes corrosivos (1-3 MPY).d) los entornos rurales secas por lo general tienen muy baja velocidad de corrosión (<1 mpa).e) Los diseños que la trampa de agua o humedad en las grietas son más propensos a los ataques.f) Las tasas de corrosión aumentan con la temperatura de hasta aproximadamente 250oF (121oC). Por encima de 250oF (121oC), superficiesson por lo general demasiado seco se produzca una corrosión excepto bajo aislamiento (ver 4.3.3).g) Cloruros, H2

S, cenizas y otros contaminantes transportados por el aire de refrigeración torre deriva, pilas horno volar yotros equipos de acelerar la corrosión.turds h) de aves también pueden causar corrosión acelerada y manchas antiestéticas.4.3.2.4 Unidades o equipo afectadoa) Las tuberías y equipos con temperaturas de funcionamiento suficientemente bajas para permitir que la humedad esté presente.b) Un sistema de recubrimiento de pintura o en mal estado.c) El equipo puede ser susceptible si ciclado entre las temperaturas ambientales de funcionamiento y superiores o inferiores.d) El equipo apagado o inactivo durante períodos prolongados a menos suspendido su actividad correctamente.e) Los tanques y las tuberías son particularmente susceptibles. Las tuberías que descansa sobre soportes de tubería es muy propenso a ataquespor atrapamiento del agua entre el tubo y el soporte.f) Orientación al viento reinante y la lluvia también puede ser un factor.g) Los embarcaderos y muelles son muy propensos a los ataques.h) las conexiones bimetálicas como el cobre para las conexiones eléctricas de aluminio4.3.2.5 Aparienciaa) El ataque será general o localizada, dependiendo de si o no la humedad queda atrapada.b) Si no hay ningún recubrimiento o si hay un fallo en el recubrimiento, la corrosión o la pérdida de espesor puede ser general.c) fallas de recubrimiento localizadas tenderán a promover la corrosión.d) La pérdida de metal puede no ser visualmente evidentes, aunque normalmente un óxido de hierro distintivo (óxido rojo) escala formas.4.3.2.6 Prevención / MitigaciónPreparación de la superficie y la aplicación del revestimiento adecuado son fundamentales para la protección a largo plazo en corrosivoambientes.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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4-70API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.3.2.7 Inspección y VigilanciaVT y UT son técnicas que se pueden utilizar.4.3.2.8 Mecanismos RelacionadosLa corrosión bajo aislamiento (ver 4.3.3).4.3.2.9 Referencias1. ASM Metals Handbook, Volumen 13, "Corrosión", ASM International, Materiales Park, OH.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 9712 2003API Práctica Recomendada 5714-71_______________________________________________________________________________________________4.3.3 Corrosión Bajo Aislamiento (CUI)4.3.3.1 Descripción de los dañosLa corrosión de las tuberías, recipientes a presión y los componentes estructurales que resultan de agua atrapada bajoel aislamiento o la protección contra el fuego.4.3.3.2 Materiales afectadosAcero al carbono, aceros de baja aleación, Serie 300 SS y aceros inoxidables dúplex.4.3.3.3 Factores Críticosa) Diseño de sistema de aislamiento, tipo de aislamiento, la temperatura, el medio ambiente (humedad, lluvia y clorurosdel medio marino, entornos industriales que contienen alta SO2) Son factores críticos.

b) El diseño deficiente y / o instalaciones que permiten que el agua se quede atrapado aumentará CUI.c) Las tasas de corrosión aumentan con el aumento de la temperatura del metal hasta el punto donde el agua se evaporarápidamente.d) La corrosión se vuelve más severa a temperaturas de metal entre el punto de ebullición 212oF (100oC) y250oF (121oC), donde es menos probable para vaporizar el agua y el aislamiento permanece húmeda más tiempo.e) En los ambientes marinos o zonas donde importantes cantidades de humedad pueden estar presentes, la parte superiorrango de temperatura que puedan producirse CUI se puede ampliar significativamente por encima de 250oF (121oC).f) materiales que retienen humedad (mecha aislante) puede ser más de un problema.g) operación térmica cíclica o servicio intermitente 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 por lo tantoproporcionar un ambiente húmedo y aumentando el riesgo de corrosión.i) El daño se agrava por los contaminantes que puedan lixiviarse fuera del aislamiento, tales como cloruros.j) Las plantas ubicadas en zonas con alta precipitación anual o más caliente, lugares marinos son más propensos a la CUI queplantas ubicadas en el refrigerador, ubicaciones, a mediados de los continentes más secos.k) Los entornos que proporcionan contaminantes del aire tales como cloruros (ambientes marinos, torre de enfriamientoderiva) o SO2

(Emisiones de las chimeneas) pueden acelerar la corrosión.4.3.3.4 Unidades o equipo afectadoa) de carbono y aceros de baja aleación están sujetos a las picaduras y la pérdida de espesor.b) Serie 300 SS, Serie 400 SS y SS dúplex están sujetos a las picaduras y corrosión localizada.c) Serie 300 SS también están sujetos a la corrosión bajo tensión (SCC) si hay cloruros, mientras que elduplex SS son menos susceptibles.4.3.3.5 Unidades o equipo afectadoa) Ubicación CuestionesLas áreas comunes de preocupación en las unidades de proceso son las zonas de humedad más altos, tales como aquellas áreas a favor del vientodesde las torres de refrigeración, ventiladores de vapor, cerca de sistemas de diluvio, vapores ácidos, o cerca de refrigeración suplementaria conagua pulverizada.b) Cuestiones de Diseñoyo)CUI se puede encontrar en los equipos con aislamiento dañado, barreras de vapor, resistencia a la intemperie omasilla, o salientes a través del aislamiento o aislamiento en los puntos de terminación, tales como bridas.ii) Equipo diseñado con anillos de soporte aislante soldada directamente a la pared del vaso (sin empate);particularmente alrededor de la escalera y plataforma clips y cáncamos, boquillas y los anillos de refuerzo.iii) Las tuberías o los equipos con dañados / con fugas trazado vapor.iv) los daños en la pintura y / o sistemas de revestimiento localizada.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


________________________________________________________________________________________________v) Lugares donde la humedad / agua, naturalmente, recoger (drenaje por gravedad) antes de evaporarse(anillos de aislamiento de apoyo en equipos verticales) y prueba de fuego incorrectamente terminado.vi) Los primeros pocos pies de un conducto de tubería horizontal adyacente a la parte inferior de una carrera vertical es una típica un CUIubicación.4.3.3.6 Apariencia o Morfología de Dañosa) Después de aislamiento se retira de aceros al carbono y de baja aleación, daños CUI menudo aparece como flojo, escamosaescala que cubre el componente corroído. Los daños pueden ser muy localizada (Figura 4-38 y la Figura 4-39).b) En algunos casos localizados, la corrosión puede parecer tipo carbunclo picaduras (generalmente se encuentra bajo unapintura fallado / sistema de recubrimiento).c) En el caso de la serie 300 SS, específicamente en mayor aislamiento de silicato de calcio (se sabe que contienen cloruros), localizadapicaduras y cloruro de estrés agrietamiento por corrosión puede ocurrir.d) señales reveladoras de aislamiento y daños en la pintura / revestimiento a menudo acompañan CUI.4.3.3.7 Prevención / Mitigacióna) Dado que la mayoría de los materiales de construcción utilizados en las plantas son susceptibles a la degradación CUI, mitigaciónse logra mejor mediante el uso de pinturas / recubrimientos adecuados y mantener el aislamiento / sellado / vaporbarreras para evitar la entrada de humedad.b) los recubrimientos de alta calidad, correctamente aplicada, pueden proporcionar protección a largo plazo.c) La selección cuidadosa de los materiales de aislamiento es importante. Materiales de vidrio de espuma de célula cerrada sostendrán menos aguacontra el buque / pared de la tubería que la lana mineral y, potencialmente, ser menos corrosivo.d) aislamiento bajo cloruro debe ser usado en la serie 300 SS para minimizar la posibilidad de picaduras y cloruroSCC.e) No suele ser posible modificar las condiciones de funcionamiento. Sin embargo, debe considerarse la posibilidad de

quitar el aislamiento en equipos donde la conservación de calor no es tan importante.f) Un plan de inspección de la corrosión bajo aislamiento debe ser un enfoque estructurado y sistemáticocomenzando con la predicción / análisis, y luego mirar a los procedimientos más invasivos. El plan de inspeccióndebe considerar la temperatura de funcionamiento; tipo y edad / estado del revestimiento; y el tipo y la edad / condición dematerial de aislamiento. Priorización Se puede añadir más de una inspección física de los equipos,en busca de pruebas de aislamiento, masilla y / o daños sellador, los signos de la penetración del agua y el óxido enáreas de drenaje de gravedad de todo el equipo.g) Utilizar múltiples técnicas de inspección para producir el enfoque más rentable, incluyendo:yo)Decapado parcial y / o total de aislamiento para su examen visual.ii) UT para la verificación de espesor.iii) el perfil de rayos x en tiempo real (para la pequeña tubería de perforación).iv) las técnicas de retrodispersión de neutrones para la identificación de aislamiento mojado.v) que penetra en profundidad inspección de Foucault (puede automatizarse con un rastreador robótico).vi) la termografía IR buscando aislamiento húmedo y / o dañados y falta de aislamiento bajo elchaqueta.vii) la onda guiada UT.4.3.3.8 Mecanismos RelacionadosLa corrosión atmosférica (véase 4.3.2), la oxidación (véase 4.4.1) y cloruro de SCC (véase 4.5.1).Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


4-73_______________________________________________________________________________________________4.3.3.9 Referencias1. Publicación API 581, Inspección Basada en Riesgo - Documento de recurso básico , el Instituto Americano del Petróleo,Washington DC2. Norma NACE RP0198, el control de la corrosión bajo aislamiento térmico y ignifugación - AEnfoque de Sistemas , NACE International, Houston, TX.3. WI Pollock y CN Steely, "Corrosión Bajo Aislamiento Térmico Wet," NACE International, Houston,TX, 1990.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1004-74API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-38 - CUI de CS brida nivelFigura 4-39 - Perfil RT de brida nivel en la Figura 4-38.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


_______________________________________________________________________________________________4.3.4 Agua de refrigeración de la corrosión4.3.4.1 Descripción de los dañosLa corrosión general o localizada de aceros al carbono y de otros metales causada por las sales disueltas, gases orgánicoscompuestos o actividad microbiológica.4.3.4.2 Materiales afectadosAcero al carbono, todos los grados de acero inoxidable, cobre, aluminio, titanio y aleaciones a base de níquel.4.3.4.3 Factores Críticosa) Enfriamiento corrosión del agua y la contaminación están estrechamente relacionados y deben considerarse conjuntamente. Fluidola temperatura, el tipo de agua (, salobre, agua salada fresca) y el tipo de sistema de refrigeración (una vez a través,abierto circulante, cerraron circulante), contenido de oxígeno, y velocidades de fluido son factores críticos.b) El aumento de las temperaturas de salida de enfriamiento de agua y o lateral proceso temperaturas de entrada tienden a aumentarlas tasas de corrosión, así como la tendencia de ensuciamiento.c) El aumento del contenido de oxígeno tiende a aumentar las tasas de corrosión de acero al carbono.d) Si la temperatura del lado del proceso es superior a 140oF (60oC), existe un potencial de escalamiento con agua dulce yse hace más probable que las temperaturas de proceso y aumento ya que el agua se elevan las temperaturas de entrada de refrigeración.Temperaturas de salida del agua salobre y salada por encima de unos 115oF (46oC) puede causar descamación grave.e) Las incrustaciones se puede producir a partir de depósitos minerales (dureza), limo, materia orgánica en suspensión, la corrosiónproductos, las escamas de laminación, marinos y de crecimiento microbiológico.f) Las velocidades deben ser lo suficientemente alta para minimizar el ensuciamiento y el abandono de los depósitos, pero no tan elevada como paracausar erosión. Límites de velocidad dependen del material del tubo y de la calidad del agua.

g) Las bajas velocidades puede promover el aumento de la corrosión. Las velocidades por debajo de aproximadamente 3 fps (1 m / s) es probable que resultenen ensuciamiento, la sedimentación y el aumento de la corrosión en los sistemas de agua dulce y salobre. Aceleradocorrosión también puede resultar de puntos muertos o zonas estancadas si el agua de refrigeración se utiliza en el lado de la carcasa decondensadores / enfriadores en lugar de el lado del tubo preferido.h) Serie 300 SS puede sufrir corrosión por picaduras, corrosión de la grieta y SCC en agua dulce, salobre y de agua saladasistemas.i) las aleaciones de cobre / zinc pueden sufrir la pérdida de zinc en sistemas de agua dulce, salobre y. El cobre / zincaleaciones pueden sufrir SCC si cualquier amoníaco o compuestos de amonio están presentes en el agua o en lalado de proceso.acero j) de carbono ERW puede sufrir soldadura severa y / o calentar la zona afectada por la corrosión en fresco y / o salobreagua.k) Cuando se conecta a un material más anódico, titanio puede sufrir severa fragilización hidruración.Generalmente, el problema se produce a temperaturas superiores a 180oF (82oC) pero puede ocurrir a temperaturas más bajas.4.3.4.4 Unidades o equipo afectadoEnfriando la corrosión del agua es una preocupación con intercambiadores de calor refrigerados por agua y torres de refrigeración en todoaplicaciones en todas las industrias.4.3.4.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) Enfriamiento la corrosión del agua puede resultar en muchas formas diferentes de daños, incluyendo la corrosión general, picadurascorrosión (Figura 4-40), MIC, corrosión bajo tensión y la suciedad.b) La corrosión general o uniforme de acero al carbono se produce cuando el oxígeno disuelto está presente.c) La corrosión localizada puede ser consecuencia de la corrosión bajo depósito, corrosión de la grieta o microbiológicala corrosión.d) Los depósitos o grietas pueden conducir a corrosión bajo o grieta de cualquiera de los materiales afectados.


Página 1024-76API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________e) ondulada o corrosión suave a entradas de tobera / salidas y entradas de tubos pueden ser debidas a la corrosión inducida por el flujo,la erosión o abrasión.f) La corrosión en áreas de soldadura ERW aparecerá como ranurado a lo largo de las líneas de fusión de soldadura.g) El análisis metalúrgico de muestras de tubos puede ser necesaria para confirmar el modo de fallo.4.3.4.6 Prevención / Mitigacióna) Enfriamiento la corrosión del agua (y el ensuciamiento) se puede prevenir mediante un diseño adecuado, operación y químicatratamiento de sistemas de refrigeración por agua.b) Diseño para temperaturas de entrada secundarios proceso por debajo de 135oF (57oC).c) Mínimo y velocidades máximas de agua deben mantenerse, sobre todo en los sistemas de agua de sal.d) La metalurgia de los componentes del intercambiador de calor puede necesitar ser actualizado para mejorar la resistencia,especialmente en aguas con alto contenido de cloruro, de baja velocidad, altas temperaturas de proceso, y / o malquímica del agua mantenido.e) la limpieza mecánica periódica de ID de tubo y de OD se debe realizar con el fin de mantener el calor limpiosuperficies de transferencia.

f) Con muy pocas excepciones, el agua de enfriamiento debe estar en el lado del tubo para minimizar las áreas estancadas.4.3.4.7 Inspección y Vigilanciaa) El agua de refrigeración debe ser monitoreado para las variables que afectan a la corrosión y ensuciamiento incluyendo, pH, oxígenocontenido, ciclos de concentración, la actividad residual, biológica biocida, las temperaturas de salida de refrigeración de agua,contaminación por hidrocarburos y de proceso fugas.b) el cálculo periódico de factores U (medición del rendimiento del intercambiador de calor) proporcionará información sobreraspado y ensuciamiento.c) medidores de flujo ultrasónicos se pueden utilizar para comprobar la velocidad del agua en los tubos.d) CE o IRIS inspección de tubos.e) La división de tubos representativos.4.3.4.8 Mecanismos RelacionadosLa corrosión inducida microbiológicamente (véase 4.3.8), cloruro de agrietamiento por corrosión bajo tensión (véase 4.5.1) y galvánicala corrosión (véase 4.3.1).4.3.4.9 Referencias1. TJ Tvedt, Jr., "Sistemas de enfriamiento de agua," NACE Curso Libro de Control de la Corrosión en la RefinaciónIndustria, NACE International, Houston, TX, 1999.2. HM Herro y RD Puerto, "Guía NALCO para refrigeración Análisis de Fallas del Sistema de Agua", McGraw-Hill, Inc.,NY, 1991, pp. 259-263.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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Figura 4-40 - refrigeración corrosión del agua en el ID de un tubo intercambiador de calor CS operando a 86oF(30oC).Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1044-78API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.3.5 Caldera de condensación a la corrosión4.3.5.1 Descripción de los dañosLa corrosión general y picaduras en las tuberías del sistema de calderas y de retorno de condensado.4.3.5.2 Materiales afectadosPrincipalmente acero al carbono, un poco de acero de baja aleación, unos 300 aleaciones basadas Serie SS y cobre.4.3.5.3 Factores Críticosa) La corrosión en los sistemas de retorno de condensado de agua de alimentación de calderas y es generalmente el resultado de los gases disueltos,oxígeno y dióxido de carbono.b) Los factores críticos son la concentración de gas disuelto (oxígeno y dióxido de carbono), pH, temperatura,la calidad del agua de alimentación y el sistema de tratamiento de agua de alimentación específica.c) Protección contra la corrosión en la caldera se lleva a cabo mediante el establecimiento y mantenimiento de forma continua una capa deprotección Fe3O

4(Magnetita).d) El tratamiento químico para la escala y control de los depósitos debe ser ajustado para coordinar con el oxígenodel tesoro para el sistema de servicio de agua y de agua de alimentación de calderas el tratamiento específico.e) El amoníaco SCC de las aleaciones de Cu-Zn puede ocurrir debido a la hidracina, aminas neutralizantes o amoniacalcompuestos.4.3.5.4 Unidades o equipo afectadoLa corrosión puede ocurrir en el sistema de tratamiento externa, el equipo de desaireación, las líneas de agua de alimentación, bombas, etapacalentadores y economizadores, así como el sistema de generación de vapor en ambos lados agua y fuego y lasistema de retorno de condensado.4.3.5.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) La corrosión de oxígeno tiende a ser un daño de tipo picaduras y puede aparecer en cualquier parte del sistema, inclusosi sólo cantidades muy pequeñas se rompen a través del tratamiento de barrido. El oxígeno es particularmente agresivoen equipos tales como calentadores cerrados y economizadores donde hay un aumento de la temperatura del agua rápida.b) La corrosión en el sistema de retorno de condensado tiende a ser debido al dióxido de carbono, aunque un poco de oxígenoproblemas picaduras pueden ocurrir si el tratamiento de eliminación de oxígeno no está funcionando correctamente. Dióxido de carbonola corrosión tiende a ser un suave ranurado de la pared de la tubería.4.3.5.6 Prevención / Mitigacióna) los tratamientos de eliminación de oxígeno típicamente incluyen sulfito de sodio catalizado o hidrazina en función de lanivel de presión del sistema junto con la operación desaireador mecánica adecuada. A residual del oxígenoscavenger se realiza en el sistema de generación de vapor para manejar cualquier entrada de oxígeno más allá de la desaireador.b) Si el esquema de tratamiento de mantenimiento / magnetita control de escala / depósito no minimiza el dióxido de carbonoen el sistema de retorno de condensado, puede ser necesario un tratamiento inhibidor de amina.4.3.5.7 Inspección y Vigilanciaa) Análisis del agua es la herramienta de monitorización común usado para asegurar que los diversos sistemas de tratamiento son

realizar de una manera satisfactoria. Los parámetros que pueden ser monitoreados para detectar signos de malestar incluyen lapH, conductividad, cloro o biocida residual y sólidos disueltos totales para comprobar que no haya fugas en la forma decompuestos orgánicos.b) No existen métodos de inspección proactivas distintos de desarrollar un programa apropiado cuandoproblemas como un tubo de la caldera o condensado rotos fugas se reconocen en las diversas partes delcomplejos sistemas de agua de la caldera y de condensado.c) desaireador problemas de craqueo pueden ser evaluados fuera de línea en paros Al utilizar correctamente aplicado mojadofluorescencia inspección de partículas magnéticas.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 10512 2003API Práctica Recomendada 5714-79_______________________________________________________________________________________________4.3.5.8 Mecanismos RelacionadosColorado2corrosión (véase 4.3.6), la fatiga por corrosión (véase 4.5.2), y la erosión / erosión-corrosión (véase 4.2.14).4.3.5.9 Referencias1. "Betz Manual de Agua Industrial Acondicionado," Octava edición, Betz Laboratories, Inc., PA, 1980.2. RD Puerto y HM Herro, "El Análisis de Fallas Guía de Nalco a Caldera", McGraw-Hill, Inc., Nueva York, 1991.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDT


Página 1064-80API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.3.6 CO2Corrosión4.3.6.1Descripción del DañoEl dióxido de carbono (CO2) Resultados de la corrosión cuando CO2se disuelve en agua para formar ácido carbónico (H2Colorado3). El ácidopuede disminuir el pH y las cantidades suficientes pueden promover la corrosión general y / o la corrosión por picaduras de carbonode acero.4.3.6.2 Materiales afectadosAcero al carbono y aceros de baja aleación.4.3.6.3 Factores Críticosa) La presión parcial de CO2, El pH y la temperatura son factores críticos.b) El aumento de las presiones parciales de CO2 resultar en una menor concentración de pH que produce mayores tasas de corrosión.c) La corrosión se produce en la fase líquida, a menudo en lugares donde CO2 secondensa en la fase de vapor.d) El aumento de las temperaturas aumentan la velocidad de corrosión hasta el punto en el CO2 se vaporiza.

e) Aumentar el nivel de cromo en los aceros no ofrece ninguna mejora importante en la resistencia hasta un mínimo de 12% se alcanza.

4.3.6.4 Unidades o equipo afectadoa) los sistemas de agua de alimentación de calderas y condensado en todas las unidades se ven afectados.b) las corrientes de gases efluentes de los convertidores de turno en plantas de hidrógeno pueden ser afectados. La corrosión ocurre generalmentecuando la corriente efluente cae por debajo del punto de rocío, de aproximadamente 300oF (149oC). Las tasas de corrosión como

alto como 1000 mpa se han observado.c) los sistemas de arriba de los regeneradores en CO2Plantas de eliminación se ven afectados.4.3.6.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) adelgazamiento localizado y / o la corrosión por picadura de acero al carbono (Figura 4-41, Figura 4-42 y la Figura 4-43).b) de acero al carbono puede sufrir picaduras profundas y ranurado en zonas de turbulencia (Figura 4-44).c) La corrosión se produce generalmente en zonas de turbulencia y de choque y, a veces en la raíz de la tuberíasoldaduras.4.3.6.6 Prevención / Mitigacióna) Los inhibidores de corrosión pueden reducir la corrosión en sistemas de condensado de vapor. Inhibidores de la fase de vapor pueden serrequerido para proteger contra los vapores de condensación.b) El aumento de pH por encima de 6 condensado puede reducir la corrosión en sistemas de condensado de vapor.c) La Serie 300 SS son altamente resistentes a la corrosión en la mayoría de aplicaciones. La mejora selectiva de aceroaceros se requiere generalmente en unidades operativas diseñadas para producir y / o eliminar el CO2(Tal como hidrógenoplantas y CO2las unidades de absorción).d) Los sistemas de condensación de vapor que experimentan CO2problemas suelen ser el resultado de problemas de funcionamiento.e) Serie 400 SS y SS duplex también son resistentes.4.3.6.7 Inspección y Vigilanciaa) las técnicas de inspección VT, UT y RT deben centrarse en la pérdida general y local de espesor donde el aguaSe prevé humectante.b) Preferential la corrosión de los cordones de soldadura puede requerir sonda ángulo UT o RT.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDT


Página 10712 2003API Práctica Recomendada 5714-81_______________________________________________________________________________________________c) La corrosión puede ocurrir a lo largo de la superficie inferior de la tubería si hay una fase de agua separada, en la parte superiorsuperficie de la tubería si se prevé la condensación en los sistemas de gas húmedo, y en las áreas de flujo turbulento encodo y tees.d) Supervisar los análisis de agua (pH, Fe, etc.) para determinar los cambios en las condiciones de funcionamiento.4.3.6.8 Mecanismos RelacionadosCaldera corrosión condensado de agua (véase 4.3.5) y carbonato de craqueo (véase 5.1.2.5).4.3.6.9 Referencias1. "NACE Curso Libro de Control de corrosión en la industria de refinación," NACE International, Houston, TX,1999.2. L. Garverick "corrosión en la industria petroquímica", ASM International, Materiales Park, OH, 1994.3. HM Herro y RD Puerto, "Guía NALCO para refrigeración Análisis de Fallas del Sistema de Agua", McGraw-Hill, Inc.,NY, 1991, pp. 259-263.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


________________________________________________________________________________________________Figura 4-41 - CO2la corrosión de una línea de flujo de la producción de petróleo y gas de acero al carbono.Figura 4-42 - Superior de ver la ampliación de los puntos de corrosión en la Figura 4-41.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 10912 2003API Práctica Recomendada 5714-83_______________________________________________________________________________________________Figura 4-43 - CO2corrosión de CS niple en CO2agua contaminada.Figura 4-44 - Una vista interior del pezón en la Figura 4-43.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


4.3.7 gases de combustión del punto de rocío a la corrosión4.3.7.1 Descripción de los dañosa) especies de azufre y cloro en el combustible se forma dióxido de azufre, trióxido de azufre y cloruro de hidrógeno dentro de laproductos de la combustión.b) A temperaturas suficientemente bajas, estos gases y el vapor de agua en el gas de combustión se condensará para formarácido sulfuroso, ácido sulfúrico y ácido clorhídrico que puede conducir a una severa corrosión.4.3.7.2 Materiales afectadosAcero al carbono, aceros de baja aleación y Serie 300 SS.4.3.7.3 Factores Críticosa) La concentración de los contaminantes (azufre y cloruros) en el combustible y la temperatura de funcionamiento de combustiónsuperficies metálicas gas determinan la probabilidad y severidad de la corrosión.b) Puesto que todos los combustibles contienen una cierta cantidad de azufre, sulfúrico y la corrosión del punto de rocío ácido sulfuroso puede ocurrir silas temperaturas del metal están por debajo del punto de rocío.c) El punto de rocío de ácido sulfúrico depende de la concentración de trióxido de azufre en el gas de combustión, pero estípicamente alrededor de 280 ° F (138oC).d) De manera similar, el punto de rocío de ácido clorhídrico depende de la concentración de cloruro de hidrógeno. Estípicamente alrededor de 130 ° F (54oC).4.3.7.4 Unidades o equipo afectadoa) Todos los calentadores de proceso disparados y calderas que queman combustibles que contienen azufre tienen el potencial para el ácido sulfúricola corrosión del punto de rocío en las secciones de economizador y en las pilas.b) Los generadores de calor de recuperación de vapor (de HRSG) que tiene 300 Series SS calentadores de agua de alimentación puede sufrirla corrosión inducida por el estrés de cloruro de craqueo desde el lado del gas (OD) cuando la temperatura de la entrada deagua está por debajo del punto de rocío de ácido clorhídrico.c) 300 Series SS calentadores de agua de alimentación en HRSG de están potencialmente en riesgo si la atmósfera de la combustiónturbina incluye cloro. Torre de enfriamiento de deriva de las torres de refrigeración que utilizan biocidas a base de cloro puede

soplar en la turbina de combustión y provocar un daño potencial en los calentadores de agua de alimentación.4.3.7.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) la corrosión El ácido sulfúrico en economizadores o de otros de acero al carbono o componentes de acero de baja aleación tendrádesperdicio en general, a menudo con pozos poco profundos amplios, dependiendo de la forma en que el ácido sulfúrico condensa.b) Para la serie SS calentadores de agua de alimentación en 300 HRSG de, la corrosión bajo tensión tendrá superficieromper las grietas y el aspecto general será algo enloquecido.4.3.7.6 Prevención / Mitigacióna) Mantener las superficies metálicas en el extremo posterior de las calderas y calentadores a fuego por encima de la temperatura dela corrosión del punto de rocío del ácido sulfúrico.b) En el caso del HRSG, evitar el uso de la serie 300 de SS en los calentadores de agua de alimentación si el ambiente es probable quecontener cloruros.c) Un daño similar se produce en calderas de petróleo cuando las unidades son para quitar la ceniza si el último lavado con aguaenjuague no neutraliza las sales de ácido. El carbonato de sodio se debe añadir al aclarado final como un básicasolución para neutralizar los componentes de cenizas ácidas.4.3.7.7 Inspección y Vigilanciaa) mediciones de espesor de pared por métodos UT supervisarán el desperdicio en los tubos del economizador.b) el agrietamiento por corrosión bajo tensión de la serie 300 SS se puede encontrar utilizando VT y PT inspección.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 11112 2003API Práctica Recomendada 5714-85_______________________________________________________________________________________________

4.3.7.8 Mecanismos RelacionadosA temperaturas más bajas, el ácido clorhídrico se puede condensar y promover HCL corrosión de aceros al carbono (ver5.1.1.4) y por corrosión bajo tensión cloruro de agrietamiento de la serie 300 de SS (ver 4.5.1).4.3.7.9 Referencias1. "Steam - Su generación y uso", 40ºEdición, Babcock y Wilcox, 1992.2. "Power Systems fósiles de combustión", tercera edición, Combustion Engineering, CT, 1981.3. H. Thielsch, "defectos y fallos en recipientes a presión y tuberías," Krieger Publishing Co., Nueva York, 1977.4. RD Puerto y HM Herro, "El Análisis de Fallas Guía NALCO a Caldera", McGraw Hill, Nueva York, 1991.5. DN francés, "Fallos metalúrgicos en fósiles calderas", John Wiley and Sons, Publishers, Inc., Nueva York.1993.6. B. Dooley y W. McNaughton, "Fallos tubo de caldera: Teoría y Práctica", EPRI, CA, 1995.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1124-86API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.3.8 Corrosión inducida microbiológicamente (MIC)4.3.8.1 Descripción de los dañosUna forma de corrosión causada por los organismos vivos tales como bacterias, algas u hongos. A menudo se asocia con elpresencia de tubérculos o sustancias orgánicas viscosas.4.3.8.2 Materiales afectados

Mayoría de los materiales comunes de construcción incluyendo aceros al carbono y de baja aleación, Serie 300 SS y de la serie 400SS, aluminio, cobre y algunas aleaciones a base de níquel.4.3.8.3 Factores Críticosa) MIC se encuentra generalmente en ambientes acuosos o servicios donde el agua es siempre o algunas veces presente,especialmente donde las condiciones de estancamiento o de bajo flujo permiten y / o promueven el crecimiento de microorganismos.b) Debido a que existen varios tipos, los organismos pueden sobrevivir y crecer bajo condiciones severas, incluyendo la faltade oxígeno, la luz o la oscuridad, la alta salinidad, rango de pH de 0 a 12, y temperaturas de 0oF a 235oF (-17oCa 113oC).c) Los sistemas pueden convertirse en "inoculado" por la introducción de organismos que multiplicaron y se extendieron a menoscontrolada.d) Los diferentes organismos prosperan en diferentes nutrientes, incluyendo sustancias inorgánicas (por ejemplo, azufre, amoniaco,H2S) y sustancias inorgánicas (por ejemplo, hidrocarburos, ácidos orgánicos). Además, todos los organismos requieren unafuente de carbono, nitrógeno y fósforo para el crecimiento.e) Dentro de la fuga de contaminantes del proceso, tales como hidrocarburos o H2S puede conducir a un aumento masivo decontaminación biológica y la corrosión.4.3.8.4 Unidades o equipo afectadoa) MIC se encuentra más frecuentemente en los intercambiadores de calor, agua del fondo de los tanques de almacenamiento, tuberías con el estancamiento o bajaflujo, y tuberías en contacto con algunos suelos.b) MIC también se encuentra en el equipo donde el agua hidrostática no ha sido removido o equipo ha sido

la izquierda fuera y sin protección.c) los tanques de almacenamiento del producto y refrigerado por agua intercambiadores de calor en cualquier unidad donde el agua de refrigeración no es adecuadatratada puede verse afectada.d) los sistemas de agua contra incendios pueden ser afectados.4.3.8.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) la corrosión MIC se suele observar como picaduras localizadas bajo depósitos o tubérculos que protegen laorganismos.b) Los daños a menudo se caracteriza por hoyos en forma de copa dentro de fosas en las cavidades de acero al carbono o del subsuelo enacero inoxidable (Figura 4-45 a la Figura 4-50).4.3.8.6 Prevención / Mitigacióna) Los microbios necesitan agua para crecer. Los sistemas que contienen agua (agua de enfriamiento, tanques de almacenamiento, etc.) debeser tratado con biocidas tales como cloro, bromo, ozono, luz ultravioleta o compuestos patentados.b) La correcta aplicación de biocidas controlará pero no eliminar los microbios para que el tratamiento continuado eslo necesario.c) Mantener las velocidades de flujo por encima de los niveles mínimos. Minimizar bajo flujo o zonas de estancamiento.d) Los sistemas que no esté destinado para la contención de agua deben mantenerse limpias y secas.e) agua hidrostática vacío tan pronto como sea posible. Golpe seco y evitar la entrada de humedad.f) En los envases y la protección catódica estructuras subterráneas han sido eficaces en la prevención de MIC.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


_______________________________________________________________________________________________g) la mitigación efectiva de los organismos establecidos requiere la eliminación completa de los depósitos y los organismos que utilizanuna combinación de rascado, chorro de arena, limpieza química y tratamiento biocida.h) Añadir biocidas para la fase de agua en los tanques de almacenamiento.i) Mantener revestimientos en el interior de tanques de almacenamiento.4.3.8.7 Inspección y Vigilanciaa) En los sistemas de refrigeración de agua, la eficacia del tratamiento se controla mediante la medición de biocida residual, microbiocondes y apariencia visual.b) sondas especiales se han diseñado para monitorear la evidencia de ensuciamiento que puede preceder o coincidircon daños MIC.c) Un incremento en la pérdida de deber de un intercambiador de calor puede ser indicativo de ensuciamiento y el potencial MICdaños.d) Falta oler el agua puede ser una señal de problemas.4.3.8.8 Mecanismos RelacionadosEnfriamiento corrosión del agua (véase 4.3.4).4.3.8.9 Referencias1. DH Papa y JG Stoecker , "Industrias de Proceso de Corrosión - La teoría y la práctica," NACEInternacional, Houston, TX, 1986, pp 227-235.2. TJ Tvedt, Jr., "Sistemas de enfriamiento de agua," NACE Curso Libro de Control de la Corrosión en la RefinaciónIndustria , NACE International, Houston, TX, 1999.3. SC Dexter, "Biológicamente corrosión inducida," NACE Procedimiento s de la Conferencia Internacional sobreBiológicamente corrosión inducida 10 de junio -12, 1985, NACE International, Houston, TX, 1986.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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4-88API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-45 - La corrosión en el identificador de una línea de crudo ácido CS 6 pulgadas después de 2,5 años de servicio.Pits son aproximadamente 1 pulgada a 2 pulgadas de ancho. Tenga en cuenta el efecto de halo en la Figura 4-46.Figura 4-46 - La misma tubería como la figura 4-45. Tenga en cuenta el efecto de halo.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 11512 2003API Práctica Recomendada 5714-89_______________________________________________________________________________________________Figura 4-47 línea -Petróleo con daños MIC debajo de los tubérculos.Figura 4-48 - línea de aceite Igual que la Figura 4-47. Picaduras Hemisférico típico de MIC se puede ver después de gravillavoladura para eliminar la escala.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


________________________________________________________________________________________________Figura 4-49 - Tipo tubos del intercambiador 304 de acero inoxidable fallaron de corrosión por picadura en el lado de la carcasaen el servicio de agua de enfriamiento después de 2,5 años sin tratamiento biocida.Figura 4-50 - Una sección transversal del tubo (Figura 4-49) revelando severa túnel subsuelo, típicode MIC.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 11712 2003API Práctica Recomendada 5714-91_______________________________________________________________________________________________4.3.9 Suelo Corrosión4.3.9.1 Descripción de los dañosEl deterioro de los metales expuestos a los suelos se conoce como la corrosión del suelo.4.3.9.2 Materiales afectadosAcero al carbono, hierro fundido y hierro dúctil.4.3.9.3 Factores Críticosa) La gravedad de la corrosión del suelo está determinada por muchos factores, incluyendo temperatura de funcionamiento, la humedady la disponibilidad de oxígeno, la resistividad del suelo (la condición del suelo y características), el tipo de suelo (drenaje de agua), yhomogeneidad (variación en el tipo de suelo), la protección catódica, el drenaje de corriente parásita, el tipo de recubrimiento, la edad, ycondición.b) No hay ningún parámetro único que se puede utilizar para determinar la corrosividad del suelo. En cambio, un número decaracterísticas deben combinarse para estimar la corrosión, en particular del suelo como se describe en ASTM STP

741, así como API RP 580 y 581 Publ.c) la resistividad del suelo se utiliza con frecuencia para estimar la corrosividad del suelo, sobre todo porque es fácil de medir. Sueloresistividad está relacionado con el contenido de humedad del suelo y los electrolitos disueltos en el agua del suelo.d) Los suelos que tienen alto contenido de humedad, concentración de sales disueltas altas y alta acidez suelen ser elmás corrosivo.e)-Suelo-aire zonas de interfaz son a menudo mucho más susceptible a la corrosión que el resto de la estructuradebido a la humedad y el oxígeno disponibilidad (figura 4-51).f) Las tasas de corrosión aumentan con el aumento de la temperatura del metal.g) Otros factores que afectan a la corrosión del suelo incluir la corrosión galvánica, suelos disímiles, corrientes parásitas,células diferenciales de aireación de la corrosión y la corrosión inducida microbiológicamente.4.3.9.4 Unidades o equipo afectadoa) las tuberías subterráneas y equipos, así como tanques enterrados y las partes inferiores de almacenamiento por encima del suelodepósitos (Figura 4-52).b) Planta apoyado estructuras metálicas (Figura 4-53).4.3.9.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) la corrosión del suelo aparece como adelgazamiento externo con pérdidas localizadas debidas a la picadura. La severidad de la corrosióndepende de las condiciones locales del suelo y los cambios en el entorno inmediato a lo largo del equiposuperficie de metal.b) Mal estado de una capa protectora es un signo revelador de daño potencial de corrosión.4.3.9.6 Prevención / MitigaciónLa corrosión del acero al carbono del suelo puede ser minimizado mediante el uso de relleno especiales, revestimientos y catódicaprotección. La protección más eficaz es una combinación de un recubrimiento resistente a la corrosión y una corriente catódicasistema de protección.4.3.9.7 Inspección y Vigilanciaa) El método más común utilizado para el monitoreo de las estructuras subterráneas es la medición de la estructura depotencial del suelo utilizando electrodos de referencia dedicados cerca de la estructura (corregida para el error caída IR).

La protección catódica debe ser realizada y supervisada de acuerdo con NACE RP 0169.b) Hay muchas técnicas para la inspección OMPONENTES metálicas enterradas o en grado. La tubería puede serinspeccionado por los dispositivos de inspección en línea, herramientas de espesor por ultrasonido guiadas, indirectamente por las pruebas de presión, ovisualmente por evaluación. Las mismas o similares técnicas se pueden utilizar en otras estructuras.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1184-92API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.3.9.8 Mecanismos RelacionadosLa corrosión galvánica (ver 4.3.1).4.3.9.9 Referencias1. Publicación API 581, Inspección Basada en Riesgo - Documento de recurso básico , Segunda Edición, AmericanPetroleum Institute, Washington, DC2. Peabody, AW, "Control de la corrosión de tuberías," NACE International, Houston, TX, 1967.3. Morgan, John, "La protección catódica," NACE International, Houston, TX, 1987.4. O'Day, D. Kelly, "La corrosión externa en los sistemas de distribución," AWWA Diario , de octubre de 1989.5. Parker, Marshall E., "Pipe Line Corrosión y Protección catódica," Publishing Company Golfo, TX, 1954.6. Romanoff, M., "Underground corrosión," NACE International, Houston, TX, 1997.7. Jones, Denny A., "Principios y Prevención de la corrosión," McMillan Publishing Co., Nueva York, 1992.8. Herbert H. Uhlig, "Corrosión Handbook," John Wilkey and Sons, Inc., 1948.

9. EDM Services, Inc., "Evaluación de Riesgo Pipeline Líquidos Peligrosos," California Bomberos del Estado,División de Seguridad de Tuberías, CA, 1993.10. NACE RP 0169, Norma Práctica recomendada: Control de la corrosión externa en metro oSumergido metálicos sistemas de tubería , NACE International, Houston, TX.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 11912 2003API Práctica Recomendada 5714-93_______________________________________________________________________________________________Figura 4-51 - corrosión de la tubería de acero al carbono en la interfase aire del suelo donde el tubo emerge debajo tierra.Figura 4-52 - Cupones retirados de la parte inferior de un tanque de almacenamiento de condensado de acero sin proteccióndespués de 3 años de servicio. Se muestra la superficie externa.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1204-94API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-53 - Sección transversal de ubicación (A) que muestra una fuerte corrosión. Las flechas apuntan a una

ubicación que estaba en el espesor original.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 12112 2003API Práctica Recomendada 5714-95_______________________________________________________________________________________________4.3.10 cáustica Corrosión4.3.10.1 Descripción del DañoLocalizada a la corrosión debido a la concentración de sales alcalinas cáusticas o que por lo general se produce en virtud de evaporacióno las condiciones de transferencia de calor. Sin embargo, la corrosión general también puede ocurrir dependiendo de alcalino o cáusticaconcentración de la solución.4.3.10.2 materiales afectadosPrincipalmente acero al carbono, aceros de baja aleación y de la serie 300 SS.4.3.10.3 Factores CríticosPrincipales factores que contribuyen son la presencia de sosa cáustica (NaOH o KOH). Los siguientes son fuentes de cáustica:a) cáustica se añade a veces para procesar corrientes de neutralización o como un reactivo.b) A veces se añaden intencionadamente a los de agua de alimentación de calderas en bajas concentraciones o puede entrar inadvertidamentedurante la regeneración de desmineralizadores.c) las sales alcalinas también pueden entrar en proceso de arroyos a través de fugas en condensadores o equipos de proceso.d) Algunas unidades de proceso utilizan soluciones cáusticas de neutralización o eliminación de compuestos de azufre.e) Un mecanismo de concentración debe existir para construir la fuerza cáustica.f) cáustica puede concentrarse por salida de DNB, la evaporación y la deposición.4.3.10.4 Las participaciones o equipo afectadoa) la corrosión cáustica se asocia más con calderas y equipos de producción de vapor como el calor

intercambiadores.b) se pueden producir efectos similares de concentración de sosa cáustica que se añade cáustica a cargo unidad de crudo.c) corrosión localizada acelerada puede ocurrir en los intercambiadores de precalentamiento, tubos de los hornos y líneas de transferencia,a menos que el cáustica es efectivamente mixta en la corriente de aceite.d) Las unidades que utilizan cáustica para la eliminación de compuestos de azufre de corrientes de producto.4.3.10.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) Por lo general se caracteriza por la pérdida de metal localizada que puede aparecer como ranuras en un tubo de caldera o localmenteáreas adelgazadas menores depósitos aislantes (Figura 4-54 y Figura 4-55).b) Los depósitos pueden llenar depresiones corroídas y daños máscara continuación. Sondeo zonas sospechosas con un agudoinstrumento puede ser requerida.c) la especulación localizada puede resultar lo largo de una línea de flotación, donde se concentran los corrosivos. En tubos verticales, esto puedeaparecer como una ranura circunferencial.d) En los tubos horizontales o inclinadas, ranurado puede aparecer en la parte superior del tubo o como ranuras longitudinales enlados opuestos del tubo.e) La exposición a la fuerza cáustica alta solución puede dar lugar a la corrosión general de acero al carbono por encima de 175oF(79oC) y muy alta corrosión tasas superiores al 200oF (93oC).4.3.10.6 Prevención / Mitigacióna) En el equipo de producción de vapor, la corrosión cáustica se puede prevenir mediante un diseño adecuado. El daño puedeminimizarse mediante la reducción de la cantidad de producto cáustico libre, asegurando las inundaciones de agua adecuada y aguaflujo, garantizando una gestión adecuada del quemador para minimizar los puntos calientes en tubos de calor, y reduciendo al mínimola entrada de sales alcalinas en la producción de condensadores.

b) En los equipos de proceso, instalaciones de inyección cáusticos deben estar diseñados para permitir la mezcla y dilución adecuadade sosa cáustica con el fin de evitar la concentración de cáustico en superficies metálicas calientes.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1224-96API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________c) de acero al carbono y de la serie 300 SS tienen graves problemas de corrosión en soluciones cáusticas de alta resistenciapor encima de aproximadamente 150oF (66oC). Aleación 400 y algunas otras aleaciones a base de níquel presentan mucho menor a la corrosióntasas.4.3.10.7 Inspección y Vigilanciaa) Para los equipos de proceso, UT espesor aforo es útil para detectar y controlar la corrosión en general debido acáustica. Sin embargo, las pérdidas localizadas debidas a la corrosión cáustica pueden ser difíciles de localizar.b) los puntos de inyección deben ser inspeccionados de acuerdo con API 570.c) exploraciones de UT y la radiografía se pueden utilizar.d) equipos de generación de vapor puede requerir la inspección visual con el uso de un boroscopio.4.3.10.8 mecanismos relacionadosCorrosión cáustica también se conoce como especulación cáustica o desbaste dúctil. Un mecanismo correspondiente se conoce comoSalida desde la ebullición nucleada (DNB) como se discutió en la inertización de vapor (Ver 4.2.11).

4.3.10.9 Referencias1. ASM Metals Handbook , "Análisis de Falla y Prevención", Volumen 11, ASM International, MaterialesPark, OH.2. RD Puerto y HM Herro, "El Análisis de Fallas Guía NALCO a Caldera", McGraw-Hill, Inc., Nueva York, 1991,pp. 58 -70.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 12312 2003API Práctica Recomendada 5714-97_______________________________________________________________________________________________Figura 4-54 - depósitos de ID en tubo de caldera CS con el daño debido a la corrosión cáustica.Figura 4-55 - Sección del tubo en la figura 4-53 que muestra localizada ataque debido a la corrosión cáustica.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1244-98API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.3.11 Dealloying4.3.11.1 Descripción del Daño

a) Dealloying es un mecanismo de corrosión selectiva en la que uno o más constituyentes de una aleación sonpreferentemente atacado dejando una menor densidad (dealloyed) a menudo estructura porosa.b) la falta de componentes puede ocurrir de repente y de forma inesperada ya que las propiedades mecánicas de lamaterial de dealloyed se degradan significativamente.4.3.11.2 materiales afectadosPrincipalmente aleaciones de cobre (latón, bronce, estaño), así como la aleación 400 y hierro fundido.4.3.11.3 Factores Críticosa) los factores que influyen en dealloying incluyen la composición de la aleación y las condiciones de exposición, incluidotemperatura, grado de aireación, pH y tiempo de exposición.b) Dealloying ocurre con varias aleaciones diferentes, pero por lo general se limita a aleación entorno muy específicocombinaciones.c) Las condiciones exactas en que se produce dealloying menudo son difíciles de definir y puede producir dañosprogresivamente a lo largo de muchos años en servicio.d) Los ejemplos más comunes de los que se ha encontrado dealloying a ocurrir se enumeran en la Tabla 4-5.4.3.11.4 Las participaciones o equipo afectadoa) Underground echado tuberías de hierro cuando se expone a ciertos suelos.b) En las aplicaciones de agua de refrigeración, tubos del intercambiador de calor (latón, Al latón) es susceptible de dealloying enalgunas aplicaciones salobres y de agua de mar, pero a menudo las placas de tubos sufren daños significativos. Los Problemastambién pueden ocurrir en algunos sistemas de agua dulce o domésticos.c) los sistemas de tuberías de agua de alimentación de calderas y componentes afterboiler pueden sufrir dealloying incluyendo broncebombas, filtros Monel y accesorios manómetro de presión de latón.4.3.11.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) A menudo hay un cambio significativo de color o una corroído) apariencia (profundo grabado como uno de los elementos seretirado de la aleación. Sin embargo, dependiendo de la aleación, la apariencia exterior de los afectadosEl contenido puede no ser evidente en la inspección visual, incluso cuando se degrada el espesor de la pared completa.b) Ataque puede ser uniforme a través de la sección transversal (de tipo capa) o puede ser localizada (de tipo enchufe) (Figura 4-

56 y la Figura 4-57).c) En algunos casos, el material original es completamente dealloyed aún las exposiciones de componentes prácticamente ningunacambios visibles dimensionales o de otra índole.4.3.11.6 Prevención / Mitigacióna) A menudo es difícil predecir si las condiciones serán conducentes a dealloying en un entorno particularo servicio, por lo que uno debe ser consciente de la susceptibilidad de ciertas aleaciones, y la posible resultanteconsecuencias.b) Resistencia a la dealloying veces se puede mejorar mediante la adición de ciertos elementos de aleación para queuna aleación similar con una composición diferente puede ser resistente. Por ejemplo, el estaño tiende a inhibir dealloyingde aleaciones de cobre; latón estañado es inhibida por la adición de una cantidad muy pequeña de fósforo,de antimonio o arsénico; y dealuminification de aluminio-bronce se puede prevenir mediante tratamiento térmico paraproducir una α y β microestructura.c) la degradación continua de un componente dealloyed sólo se puede evitar mediante la alteración de la exposicióncondiciones o reemplazarlo con un material resistente.d) En función de la combinación de aleación de medio ambiente, revestimientos de protección o barrera catódica pueden serefectiva.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 12512 2003API Práctica Recomendada 5714-99_______________________________________________________________________________________________4.3.11.7 Inspección y Vigilancia

a) Muchas aleaciones cambian de color en la zona afectada, sin embargo, la eliminación de la escala puede ser necesaria para determinar laprofundidad del ataque.b) Dealloying en latones es visualmente evidente por un color rojizo, color cobre en lugar del color amarillo latón.c) corrosión grafítica vuelve gris de carbón de hierro fundido y el material se puede cortar o le sacaron con un cuchillo.d) el examen metalográfico puede ser necesaria para confirmar la extensión del daño.e) Una reducción significativa de la dureza puede acompañar dealloying, aunque las áreas afectadas pueden serlocalizada.f) las técnicas acústicas (pérdida de "anillo metálico") y la atenuación ultrasónica son aplicables, pero espesor UTmedidas no son.g) la aptitud por Servicio (FFS) el análisis de componentes dealloyed debe considerar que la parte dealloyedpueden ser frágiles y contribuir poco o nada de fuerza o capacidad de carga mecánica.4.3.11.8 mecanismos relacionadosa) Dealloying se refiere a menudo por el elemento eliminado, como en la pérdida de zinc, destannification,denickelification, dealuminification y la corrosión de grafito. Dealloying también se ha referido comolixiviación selectiva.b) la corrosión grafítica afecta hierros fundidos y se describe adicionalmente en 4.3.12.4.3.11.9 Referencias1. ASM Metals Handbook , "Corrosión", Volumen 13, ASM International, Materiales Park, OH.2. A. Cohen, "Cobre y aleaciones a base de" Industrias de Proceso de Corrosión - La teoría y la práctica,NACE International, Houston, TX, 1986.3. RD Puerto y HM Herro, "El Análisis de Fallas Guía NALCO a Caldera", McGraw-Hill, Inc., Nueva York, 1991,pp. 259-263.4. ASM Metals Handbook , "Análisis de Falla y Prevención", Volumen 11, ASM International, MaterialesPark, OH.Tabla 4-5 - Las combinaciones de Aleaciones y Medio Ambiente Sujeto a Dealloying. (Ref. 1)

AleaciónMedio ambienteElemento EliminadoLatones (> 15% Zn) *Las muchas aguas, especialmente conds estancadas.Zinc (descincación)Fundición grisSuelos, muchas aguasHierro (corrosión grafito)Bronce aluminio(Principalmente w /> 8% Al)Ácido HF, ácidos w / iones cloruro,agua de marAluminio (dealuminification)Silicio broncesVapor de alta temperatura y especies ácidasSilicio (desiliconification)Estaño broncesSalmuera caliente o vaporEstaño (destannification)Monedas de cinco centavos de cobre (70-30)Alto flujo de calor y velocidad bajo el aguaNíquel (denickelification)MonelFluorhídrico y otros ácidosNíquel (denickelification)* El grado de dezinification aumenta con el aumento de contenido de zinc.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


Figura 4-56 - Sección transversal de un impulsor de silicio-latón aleación C87500 bomba de agua de fuego estancadaservicio. De tipo Capa descincación agota el zinc y dejó este color rojo porosa del cobre.Mag. 50xFigura 4-57 - Una zona de denickelification en un tapón de la válvula Monel (en el puerto), debido al oxígenocontaminación en ácido fluorhídrico caliente.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 12712 2003API Práctica Recomendada 5714-101_______________________________________________________________________________________________4.3.12 grafítica Corrosión4.3.12.1 Descripción del Dañoa) Hierro fundido se componen de partículas de grafito embebidos en una matriz de hierro. Corrosión de grafito es una formade dealloying en el que se corroe la matriz de hierro, dejando los productos de corrosión y grafito poroso.b) los resultados de ataque en una estructura porosa con una pérdida de resistencia, ductilidad y densidad. Por lo general, se produce bajobajo pH y condiciones de estancamiento, especialmente en contacto con suelos o aguas con alto contenido de sulfatos.4.3.12.2 materiales afectadosPrincipalmente fundición gris, pero también fundición nodular y maleable experimentan corrosión grafito. No Obstante,fundición nodular y maleable tienden a desmoronarse cuando es atacado. El hierro blanco no está sujeto a este dañoporque no hay grafito libre.4.3.12.3 Factores Críticosa) la corrosión grafítica ocurre con varios diferentes aleaciones de hierro fundido, pero por lo general se limita a muy específico

combinaciones microestructura y medio ambiente. Factores que influyen en la corrosión incluyen el grafitocomposición de las condiciones de aleación y de exposición incluyendo la temperatura, grado de aireación, pH ytiempo de exposición.b) Los daños se produce en presencia de humedad o de una fase acuosa, habitualmente por debajo de 200oF (93oC).c) Los daños pueden tardar muchos meses o años para el progreso, pero puede agravarse si el pH baja. Gran Partedel daño ocurre durante condiciones de estancamiento cuando las altas concentraciones de sulfatos están presentes.d) El grafito es catódica a la matriz de hierro. La matriz de hierro preferentemente corroe y protege catódicamenteel grafito en determinadas aguas conductoras o suelos.e) la corrosión grafítica puede afectar a componentes adyacentes al causar la corrosión galvánica.4.3.12.4 Las participaciones o equipo afectadoGrafítico la corrosión puede ocurrir en agua blanda, agua salada, aguas de mina, ácidos diluidos y en la tubería subterránea segúnasí como en equipos de agua de alimentación de calderas. Los ejemplos típicos incluyen las tuberías de agua de alimentación, bombas (incluyendo la bombaimpulsores), válvulas y tubería de hierro fundido subterráneo. Sistemas de agua contra incendios son especialmente vulnerables.4.3.12.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) daño puede ser generalizada o también puede ocurrir en áreas localizadas en las que la mayoría de lacomponente no se ve afectada.b) El daño no puede ser apreciable en la inspección visual, incluso cuando el espesor de la pared esdegradado.c) Las áreas dañadas serán suaves y fácilmente arrancado con una herramienta cuchillo o la mano.d) el examen metalográfico puede ser necesaria para confirmar la extensión del daño (Figura 4-58 a travésLa figura 4-61).4.3.12.6 Inspección y Vigilanciaa) UT no es un buen método para detectar daños.

b) las técnicas acústicas (pérdida de "anillo metálico") y la atenuación ultrasónica son aplicables.c) Una reducción significativa de la dureza puede acompañar dealloying, aunque las áreas afectadas pueden serlocalizada.4.3.12.7 Prevención / Mitigacióna) A menudo es difícil predecir si las condiciones de exposición hará que esta forma de dealloying en una determinadamedio ambiente o servicio. Uno debe ser consciente de la susceptibilidad potencial de hierros fundidos.b) la corrosión grafítico interna se puede evitar mediante recubrimientos y / o revestimientos de cemento.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1284-102API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________c) la corrosión externa de grafito se puede prevenir mediante recubrimientos externos o protección catódica en severamentesuelos corrosivos.4.3.12.8 mecanismos relacionadosTambién conocido como lixiviación selectiva, la corrosión de grafito es una forma de dealloying (ver 4.3.11) de hierro fundido. Ellano debe confundirse con la grafitización, la descomposición de carburos a altas temperaturas (ver 4.2.1).4.3.12.9 Referencias1. RD Puerto y HM Herro, "El Análisis de Fallas Guía NALCO a Caldera", McGraw-Hill, Inc., Nueva York, 1991,pp. 259-263.2. ASM Metals Handbook , "Análisis de Falla y Prevención", Volumen 11, ASM International, MaterialesPark, OH.

3. ASM Metals Handbook , "Corrosión", Volumen 13, ASM International, Materiales Park, OH.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 12912 2003API Práctica Recomendada 5714-103_______________________________________________________________________________________________Figura 4-58 Corte transversal de una tubería de fundición gris que muestra de carbón de color a través de la pared de grafitocorrosión usurpación de ambos lados. Nota de la grieta de la pared a través de la parte inferior.Figura 4-59 - Sección transversal de una tubería de fundición gris con grafito corrosión procedentes de OD(Punto B).Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1304-104API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-60 - Superior de ver la ampliación de la zona no afectada "A" que se muestra en la Figura 4-59.Figura 4-61 - Superior de ver la ampliación de los daños de muestra en 4-59 (área "B").Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo


Página 13112 2003API Práctica Recomendada 5714-105________________________________________________________________________________________________4.4 de alta temperatura a la corrosión [400oF (204oC)]4.4.1 Oxidación4.4.1.1 Descripción de los dañosa) El oxígeno reacciona con el acero al carbono y otras aleaciones a alta temperatura convertir el metal en óxidoescala.b) Es más a menudo presentes como oxígeno en el aire circundante (aproximadamente 20%) que se utiliza para la combustión endespedido calentadores y calderas.4.4.1.2 Materiales afectadosa) Todos los materiales a base de hierro, incluyendo acero al carbono y aceros de baja aleación, tanto fundido y forjado.b) Toda la serie 300 SS, Serie 400 SS y aleaciones a base de níquel también se oxidan en diversos grados, dependiendo decomposición y temperatura.4.4.1.3 Factores Críticosa) Los factores primarios que afectan a la oxidación a alta temperatura son la temperatura del metal y la composición de la aleación.b) Oxidación de acero al carbono comienza a ser significativa por encima de aproximadamente 1000oF (538oC). Las tasas de pérdida de metal

aumentar al aumentar la temperatura.c) En general, la resistencia del acero al carbono y otras aleaciones se determina por el contenido de cromo de lamaterial. El aumento de los niveles de cromo producen una escala más óxido protectora. La Serie 300 SS sonresistente a escalar hasta aproximadamente 1500oF (816oC). Ver Tabla 4-6.4.4.1.4 Unidades o equipo afectadoLa oxidación se produce en calentadores y calderas, así como otros equipos de combustión, tuberías y equiposque opera en entornos de alta temperatura cuando las temperaturas superan metálicas alrededor de 1000oF (538oC).4.4.1.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) La mayoría de las aleaciones, incluyendo aceros al carbono y aceros de baja aleación, sufren adelgazamiento general debido a la oxidación.Por lo general, el componente será cubierta en la superficie exterior, de una cascarilla de óxido, dependiendo de latemperatura y tiempo de exposición (Figura 4-62, Figura 4-63 y la Figura 4-64).b) 300 Series SS y aleaciones de níquel en general, tienen una escala muy fina oscura a menos expuesta a temperaturas extremadamente altastemperaturas en las tasas de pérdida de metal son excesivas.4.4.1.6 Prevención / Mitigacióna) La resistencia a la oxidación se logra mejor mediante la actualización a una aleación más resistente.b) El cromo es el elemento de aleación principal que afecta la resistencia a la oxidación. Otros elementos de aleación,incluyendo silicio y aluminio, son eficaces, pero sus concentraciones son limitadas debido a efectos adversosen las propiedades mecánicas. Se utilizan a menudo en aleaciones especiales para aplicaciones tales como calentador apoya,consejos y componentes de los quemadores para equipos de combustión.4.4.1.7 Inspección y Vigilanciaa) Las condiciones del proceso deben ser controlados para establecer tendencias de equipos de alta temperatura donde

puede producirse la oxidación.b) Las temperaturas pueden ser monitoreados mediante el uso de termopares y / o infrarroja tubeskintermografía.c) La pérdida de espesor debido a la oxidación se mide normalmente utilizando espesores por ultrasonido externomediciones.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1324-106API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.4.1.8 Mecanismos RelacionadosDaño de la oxidación que se refiere este apartado se debe al escalado superficie. Algunos mecanismos de daño como resultadooxidación interna que está fuera del alcance de este documento.4.4.1.9 Referencias1. Publicación API 581, Inspección Basada en Riesgo - Documento de recurso básico , Segunda Edición, AmericanPetroleum Institute, Washington, DC2. J. Gutzeit et al., "La corrosión en las Operaciones Petroleras de refinación y petroquímica" ASM MetalesManual, Volumen 13, ASM International, OH, 1987, pp 1262 -. 1288.3. "Fundamentos de la corrosión - Una introducción," NACE International, Houston, TX, 1984, pp 276 -. 288.Tabla 4-6 corrosión tasas estimadas para la oxidación. (Ref. 1)Tasa de Corrosión (mpa)Temperatura máxima de Metal ° F (oC)Material de losConstrucción

900 -950(482-570oC)951 -1000(511-538oC)1001 -1050(538-566oC)1051 -1100(566-593oC)1101 -1150(594-621oC)1151 -Mil doscientos(622-649oC)1201 -1250(649-677oC)

1251 -1300(677-704oC)1301 -1350(705-732oC)1351 -1400(733-760oC)1401 -1450(761-788oC)1451 -1500(788-816oC)CS246914223348--

--1¼ Cr234712183046----2 ¼11249142441----5Cr111246153565---

7CR11111236173760-9Cr11111112511234012 Cr11111111381530304SS1

11111111234309SS111111111123310 SS / HK111111111112800H / HP111

111111112Tasa de Corrosión (mpa)Temperatura máxima de Metal ° F (oC)Material de losConstrucción1501 -1550(816-843oC)1551 -1600(844-871oC)1601 -1650(872-899oC)1651 -1700(899-927oC)1701 -1750

(927-954oC)1751 -1800(955-982oC)1801 -1850(983-1010oC)1851 -1900(1011-1038oC)1901 -1950(1038-1066oC)1951 -2000(1067-1093oC)2001 -2050(1094-1121oC)2051 -

2100(1122-1149oC)2101 -2150(1149-1177oC)CS-------------1¼ Cr-------------2 ¼-

------------5Cr-------------7CR-------------9Cr

60------------12 Cr50------------304SS691318253548309SS4681013

1620304050---310 SS / HK345781013151923273137800H / HP3468101317212733415060Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDT


Página 13312 2003API Práctica Recomendada 5714-107________________________________________________________________________________________________Figura 4-62 - La oxidación de una tuerca de acero al carbono en un montante de acero inoxidable en 1300oF (704oC).Figura 4-63 - La oxidación de una rejilla de acero al carbono de un reactor de azufre.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1344-108API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-64 - La oxidación de la DO de una línea de transferencia horno de acero al carbono.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

2003API Práctica Recomendada 5714-109________________________________________________________________________________________________4.4.2 sulfuración4.4.2.1 Descripción de los dañosLa corrosión de acero al carbono y otras aleaciones como resultado de su reacción con compuestos de azufre en altoentornos de temperatura. La presencia de hidrógeno acelera la corrosión.4.4.2.2 Materiales afectadosa) Todos los materiales a base de hierro, incluyendo acero al carbono y aceros de baja aleación, Serie 300 SS y 400 de la serie SS.b) aleaciones a base de níquel también se ven afectados en mayor o menor grado dependiendo de la composición, especialmente cromocontenido.c) las aleaciones a base de cobre forma de sulfuro a temperaturas más bajas que el acero de carbono.4.4.2.3 Factores Críticosa) Los principales factores que afectan a sulfuración son de aleación de composición, temperatura y concentración de sustancias corrosivascompuestos de azufre.b) La susceptibilidad de una aleación de sulfuración se determina por su capacidad para formar escamas de protección de sulfuro.c) sulfuración de aleaciones a base de hierro por lo general comienza a temperaturas por encima de metal 500oF (260oC). El típicoefectos del aumento de la temperatura, contenido de cromo y el contenido de azufre en la pérdida de metal se muestran en laFigura 4-65 y la Figura 4-66.d) En general, la resistencia de hierro y aleaciones de base de níquel se determina por el contenido de cromo de lamaterial. Aumentar el contenido de cromo aumenta significativamente la resistencia a la sulfuración. 300 SeriesSS, tales como los tipos 304, 316, 321 y 347, son altamente resistentes en la mayoría de entornos de proceso de refinación.

Aleaciones a base de níquel son similares a los aceros inoxidables en que los niveles similares de cromo proporcionar similaresresistencia a la sulfuración.e) Aceites crudos de petróleo, carbón y otras corrientes de hidrocarburos contienen azufre en varias concentraciones. Azufre totalcontenido se compone de muchos diferentes compuestos que contienen azufre.f) sulfuración es causada principalmente por H2S y otras especies reactivas de azufre como resultado de la térmicadescomposición de compuestos de azufre a altas temperaturas. Algunos compuestos de azufre reaccionan más fácilmente aforma H2S. Por lo tanto, puede ser engañosa para predecir las tasas de corrosión sobre la base de por ciento en peso de azufrea solas.g) Una escala de sulfuro en la superficie del componente ofrece grados de protección en función de la variación dealeación y la gravedad de la corriente de proceso.4.4.2.4 Unidades o equipo afectadoa) sulfuración se produce en tuberías y equipos en entornos de alta temperatura donde contienen azufrese procesan los arroyos.b) Las áreas comunes de preocupación son las unidades de crudo, FCC, coker, vacío, visbreaker y de hidrotratamiento.c) Calentadores disparó con petróleo, gas, coque y la mayoría de otras fuentes de combustible puede verse afectada dependiendo de azufrelos niveles en el combustible.d) Las calderas y equipos de alta temperatura expuestos a los gases que contienen azufre pueden ser afectados.4.4.2.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) En función de las condiciones de servicio, la corrosión es más a menudo en forma de adelgazamiento uniforme, pero puede tambiénocurrir como la corrosión localizada o de alta velocidad de daños por erosión-corrosión.b) Una escala de sulfuro de cubrirá por lo general la superficie de los componentes. Los depósitos pueden ser gruesa o fina dependiendola aleación, corrosividad de la corriente, la velocidad del fluido y la presencia de contaminantes (Figura 4-67).Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con API


Página 1364-110API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.4.2.6 Prevención / Mitigacióna) La resistencia a la sulfuración se consigue generalmente mediante la actualización a una aleación de cromo superior.b) Las tuberías y equipos construidos a partir de sólidos o revestidos Serie 300 SS o Serie 400 SS puede proporcionaruna resistencia significativa a la corrosión.c) tratamiento de difusión de aluminio de componentes de acero de baja aleación a veces se usa para reducir sulfuracióntarifas y minimizar la formación de incrustaciones, sin embargo, no pueden ofrecer una protección completa. Serie 300 SSpantallas de soporte del catalizador en los reactores de hidroprocesamiento también se pueden tratar para prolongar la vida.4.4.2.7 Inspección y Vigilanciaa) Las condiciones del proceso deben ser monitorizados por aumento de la temperatura y / o el cambio de los niveles de azufre.b) Las temperaturas pueden ser monitoreados mediante el uso de termopares y / o infrarroja tubeskintermografía.c) Evidencia de adelgazamiento puede detectarse utilizando mediciones de espesor ultrasónicos externos y el perfilla radiografía.d) Los programas de PMI proactivas y retroactivos se utilizan para la verificación de la aleación y para comprobar aleación desencuentros enservicios donde se anticipa sulfuración.4.4.2.8 Mecanismos RelacionadosSulfuración también se conoce como corrosión sulfidic. Sulfuración de alta temperatura en la presencia de hidrógeno escubierto en 5.1.1.5.4.4.2.9 Referencias

1. HF McConomy, "Alta Temperatura sulfídico corrosión en ambientes libres de hidrógeno," APIActas, vol. 43, (III), pp. 78-96, 1963.2. J. Gutzeit, "Alta Temperatura sulfídico corrosión de los aceros", Proceso Industrias Corrosión - La Teoríay Práctica, "NACE International, Houston, TX, 1986, pp. 171-189.3. ASM Metals Handbook , "Corrosión en la refinación del petróleo y operaciones petroquímicas", Volumen 13,ASM International, Materiales Park, OH.4. E. B Backenstow y otros, "Alta Temperatura sulfuro de hidrógeno a la corrosión", CORROSIÓN , Vol. 12, No. 1,1956, pp 6t-16t.5. NACE Grupo de Tareas 176 Proyecto de Informe, "Visión general de sulfídico Corrosión en la refinación del petróleo", NACEInternacional, Houston, TX, 2003.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 13712 2003API Práctica Recomendada 5714-111________________________________________________________________________________________________Figura 4-65 - Modificado curvas McConomy muestran típico efecto de la temperatura sobre la temperatura altasulfuración de aceros y aceros inoxidables. (Ref. 3)Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-66 - Multiplicador para las tasas de corrosión en la Figura 4-65 basado en diferente contenido de azufre del procesofluido. (Ref. 3)Figura 4-67 - fracaso sulfuración de codo de tubería.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 13912 2003API Práctica Recomendada 5714-113________________________________________________________________________________________________4.4.3 La carburación4.4.3.1 Descripción de los dañosCarbono es absorbido en un material a temperatura elevada mientras está en contacto con un material carbonáceo oentorno de carburación.4.4.3.2 Materiales afectadosAceros de acero al carbono y de baja aleación, Serie 300 SS y 400 de la serie SS, aceros inoxidables, aleaciones emitidos con base de níquelcon contenido de hierro importante (por ejemplo, Aleaciones 600 y 800) y aleaciones de HK / HP.4.4.3.3 Factores Críticosa) Tres condiciones deben cumplirse:yo)La exposición a un ambiente de carburación o material carbonoso.ii) temperatura lo suficientemente alta para permitir la difusión del carbono en el metal [típicamente por encima de 1100oF(593

oC)].iii) el material susceptible.b) Las condiciones que favorecen la carburación incluyen una actividad de carbono fase alta de gas (hidrocarburos, coque, gasesrica en CO, CO2, Metano, etano) y bajo potencial de oxígeno (O mínimo2o vapor).c) Inicialmente, el carbono se difunde en el componente a una velocidad alta y luego decae a medida que la profundidad deaumentos de carburación.d) En aceros al carbono y aceros de baja aleación, carbono reacciona para formar una estructura dura, frágil a la superficie que sepuede agrietarse o astillarse al enfriarse.e) Serie 300 SS son más resistentes que el acero al carbono y los aceros de baja aleación debido a una mayor cromo ycontenido de níquel.f) La carburación puede resultar en la pérdida de ductilidad de fluencia a alta temperatura, la pérdida de temperatura ambientepropiedades mecánicas (tenacidad específicamente / ductilidad), pérdida de la capacidad de soldadura y resistencia a la corrosión.4.4.3.4 Unidades o equipo afectadoa) tubos del calentador Fired son el tipo más común de equipos susceptibles a la carburación en elentornos mencionados anteriormente.b) los depósitos de coque son una fuente de carbono que pueden promover la carburación, sobre todo durante los ciclos decokedonde las temperaturas superan las temperaturas normales de funcionamiento, la aceleración de la carburación.c) La carburación se encuentra a veces en tubos de calentador en reformadores catalíticos y unidades de coquización u otros calentadoresdonde se realiza descoquización vapor / aire.d) La carburación también se encuentra en la pirólisis de etileno y reformador de vapor hornos. Significativocarburación se produce durante los ciclos de eliminación de coque.4.4.3.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) La profundidad de carburación se puede confirmar mediante metalografía.b) La carburación puede ser confirmada por los aumentos sustanciales en la dureza y la pérdida de la ductilidad.

c) En una etapa más avanzada, puede haber un aumento volumétrica en el componente afectado.d) Un cambio (aumento) en el nivel de ferromagnetismo se puede producir en algunas aleaciones.e) La carburación se traduce en la formación de carburos metálicos agotan la matriz circundante del carburoque forma el elemento.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1404-114API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.4.3.6 Prevención / Mitigacióna) Selección de aleaciones con una resistencia adecuada a la carburación incluidas las aleaciones con un óxido superficial fuerte oformadores de película (sulfuro de silicio y aluminio).b) Reducir la actividad de carbono del medio ambiente a través de las temperaturas más bajas y mayor oxígeno / azufrepresiones parciales. El azufre inhibe la carburación y, a menudo se añade en la corriente de proceso en pequeñas cantidadesen vapor / gas en unidades de craqueo hidrodesalquilación olefinas y térmicas.4.4.3.7 Inspección y Vigilanciaa) Inspección de carburación en las etapas iniciales de ataque es difícil. Si las superficies laterales proceso sonaccesible, el ensayo de dureza y el campo metalografía pueden ser utilizados. Muestreo destructivo y magnéticoTambién se han utilizado técnicas basadas (Eddy Current).b) Las técnicas de inspección basado en la determinación de niveles crecientes de ferromagnetismo (permeabilidad magnética)También son útiles para las aleaciones que son paramagnéticos cuando se instala inicialmente (aleaciones austeníticos). No Obstante,óxidos superficiales pueden interferir con los resultados.

c) En las etapas avanzadas de la carburación donde agrietamiento ha iniciado, RT, UT y algunos magnéticosSe pueden utilizar técnicas.4.4.3.8 Mecanismos RelacionadosUna forma grave de la carburación conocido como formación de polvo metálico se discute en 4.4.5.4.4.3.9 Referencias1. ASM Metals Handbook , "Corrosión", Volumen 13, ASM International, Materiales Park, OH.2. Dr. Hans J. Grabke "carburación", Parte 1: Estado-of-the-Art Review; Parte 2: Mejores Prácticas para las pruebasAleaciones , MTI Publicación No. 52.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 14112 2003API Práctica Recomendada 5714-115________________________________________________________________________________________________Figura 4-68 - La carburación (zonas oscuras) de un tubo modificado por HP desde un horno de etileno después de 3año en 1900oF (1,038oC).Figura 4-69 - una fotomicrografía de una sección transversal de un ciclón 304H de un coquizador fluidificado mostrandocarburación superficie después de 24 años. Mag. 35xDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDT


Página 1424-116API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.4.4 Decarburación4.4.4.1 Descripción de los dañosUna condición en la que el acero pierde fuerza debido la eliminación de carbono y carburos dejando sólo una matriz de hierro.Descarburación se produce durante la exposición a altas temperaturas, durante el tratamiento térmico, de la exposición a incendios,o desde un servicio de alta temperatura en un entorno de gas.4.4.4.2 Materiales afectadosLos aceros al carbono y aceros de baja aleación.4.4.4.3 Factores Críticosa) Tiempo, temperatura y actividad de carbono de la corriente de proceso son los factores críticos.b) El material debe ser expuesto a una fase de gas que tiene una baja actividad de carbono de modo que el carbono en el acerose difundirá a la superficie para reaccionar con constituyentes de la fase gas.c) El alcance y la profundidad de descarburación es una función de la temperatura y tiempo de exposición.d) Típicamente, descarburación superficial puede disminuir la resistencia del material, pero no tiene perjudicialefecto sobre el rendimiento general del componente. Sin embargo, es indicativo de que el acero puede tenerha sobrecalentado y sugiere otros efectos pueden estar presentes (por ejemplo descarburación asocia con HTHAen los servicios de hidrógeno).puede ocurrir e) La pérdida potencial de la fuerza de tracción a temperatura ambiente y resistencia a la fluencia.4.4.4.4 Unidades o equipo afectadoa) Decarburación puede ocurrir en casi cualquier equipo que se expone a temperaturas elevadas, el calortratados o expuestos a un incendio.

b) Las tuberías y equipos de servicio de hidrógeno caliente en unidades de hidrotratamiento o unidades de reformado catalítico comoasí como tubos del calentador disparados pueden ser afectados. Componentes de vasija de presión que se forman durante calientefabricación puede verse afectada.4.4.4.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) El daño puede ser verificada mediante metalografía.b) El daño ocurre en la superficie expuesta al medio ambiente de gas, pero en casos extremos puede ser a travéspared.c) La capa descarburada estará libre de las fases de carburo. Acero al carbono será de hierro puro.4.4.4.6 Prevención / Mitigacióna) descarburación se puede controlar mediante el control de la química de la fase gaseosa y selección de la aleación (APIRP 941).b) aleación de aceros con cromo y molibdeno forman carburos más estables y son más resistentes a ladescarburación.c) Aceros que operan en entornos de hidrógeno a alta temperatura deben seleccionarse de acuerdo con APIRP 941.4.4.4.7 Inspección y Vigilanciaa) El campo Metalografía y replicación (FMR) pueden confirmar descarburación.b) los resultados de descarburación en un ablandamiento que se puede confirmar mediante pruebas de dureza.4.4.4.8 Mecanismos RelacionadosAtaque de alta temperatura de hidrógeno (HTHA) (véase 5.1.3.1).Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


________________________________________________________________________________________________4.4.4.9 Referencias1. ASM Metals Handbook, "Corrosión", Volumen 13, ASM International, Parque Materiales, OH.2. Práctica Recomendada API 941, Aceros para servicio de hidrógeno a temperaturas elevadas en PetróleoRefinerías y plantas petroquímicas , Instituto Americano del Petróleo, Washington, DCDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1444-118API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Quitar el polvo 4.4.5 metal4.4.5.1 Descripción de los dañosFormación de polvo metálico es forma de carburación que resulta en picaduras localizadas acelerado que se produce en la cementacióngases y / o corrientes de proceso que contienen carbono e hidrógeno. Pits suele formar en la superficie y mayocontener hollín o grafito polvo.4.4.5.2 Materiales afectadosAceros de baja aleación, Serie 300 SS, aleaciones con base de níquel y aleaciones de resistencia al calor. Actualmente no existe una conocidaaleación de metal que es inmune a la formación de polvo metálico en todas las condiciones.4.4.5.3 Factores Críticosa) composición de la corriente de proceso, la temperatura de funcionamiento y la composición de la aleación son factores críticos.b) formación de polvo metálico es precedida por la carburación y se caracteriza por el desperdicio de metal rápida.

c) formación de polvo metálico implica una compleja serie de reacciones que implican un gas reductor tal como hidrógeno,metano, propano o CO.d) Por lo general ocurre en el rango de temperatura de funcionamiento de 900oF a 1500oF (482oC a 816oC). Dañoaumenta al aumentar la temperatura.e) El mecanismo de la formación de polvo metálico se considera que es:yo)La saturación de la matriz de metal mediante la carburación;ii) La precipitación de carburos metálicos en los límites de superficie de metales y granos;iii) Deposición de grafito de la atmósfera en los carburos metálicos en la superficie;iv) La descomposición de los carburos metálicos bajo las partículas de grafito y metal; y sev) Además deposición de grafito catalizada por las partículas de metal en la superficie.f) En las aleaciones de alto contenido de níquel, se piensa que la formación de polvo metálico se produce sin la formación de carburos metálicos.polvo g) El metal también puede ocurrir bajo condiciones oxidantes alterna reducir y.4.4.5.4 Unidades o equipo afectadoa) En primer despedido tubos del calentador, vainas y componentes de hornos que operan en entornos de cementaciónse ven afectados.b) la formación de polvo de metal se ha informado en los tubos de reformado catalítico calentador unidad, calentadores coker, turbinas de gas,reformado de metanol tubería de salida de la unidad y hornos de hidrodesalquilación térmicos y reactores.4.4.5.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) En los aceros de baja aleación, el desperdicio puede ser uniforme, pero generalmente es en forma de pequeños hoyos lleno de un desmenuzableresiduos de óxidos de metal y carburos.

b) El producto de la corrosión es un polvo de carbón voluminosa que contiene partículas metálicas y a veces de metalóxidos y carburos. Con frecuencia, este polvo se deja llevar por la corriente de proceso que fluye, dejandosólo por detrás del metal adelgazado o sin hueso.c) En las aleaciones de acero inoxidable y altas, el ataque es a menudo locales, apareciendo como pozos profundos, redondos (Figura 4-70).d) Metalografía mostrará que el metal está fuertemente carburado debajo de la superficie atacada.4.4.5.6 Prevención / Mitigacióna) de azufre en la atmósfera de cementación (generalmente como H2S), forma un sulfuro de protección que minimizala carburación y formación de polvo metálico. Se cree que el azufre retarda la transferencia de carbono desde la atmósferaal metal y suprime la nucleación y el crecimiento de grafito. Para la protección, suficiente H2S debe siempreDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 14512 2003API Práctica Recomendada 5714-119________________________________________________________________________________________________estar en el entorno del proceso. Si el H2S nivel baja demasiado, aunque sea por un corto período de tiempo, el dañopuede ocurrir. El azufre es un veneno catalizador en algunas unidades de procesamiento de modo que la introducción de H2S en una

corriente de proceso no siempre puede ser práctico.b) Existe una aleación metálica Actualmente no sabe que es inmune a la formación de polvo metálico en todas las condiciones. Materialesselección debe hacerse con base en la aplicación y el entorno específico.c) Un tratamiento de difusión de aluminio para el sustrato de metal base puede ser beneficioso en algunas aplicaciones.4.4.5.7 Inspección y Vigilanciaa) Para los tubos del calentador con sospecha de daños, las pruebas de ultrasonidos onda de compresión es probablemente el másmétodo eficaz de inspección, ya que las áreas grandes se puede inspeccionar con relativa rapidez.b) técnicas de RT se pueden emplear para buscar picaduras y adelgazamiento de la pared.c) Si las superficies internas son accesibles, la inspección visual es eficaz.d) Filtrar el horno o reactor efluente enfriado puede producir partículas metálicas que son un indicio revelador de unproblema de formación de polvo metálico aguas arriba.4.4.5.8 Mecanismos RelacionadosFormación de polvo metálico es también conocida como la carburación catastrófico. La carburación se discute en 4.4.3.4.4.5.9 Referencias1. HJ Grabke, "Metal Quitar el polvo de baja y alta aleación Aceros," CORROSIÓN / 51 , 1995, p. 711.2. HJ Grabke, R. Krajak, y JC Nava Paz ", en el mecanismo de la catastrófica carburación: MetalQuitar el polvo, " Corrosión Ciencia , Vol. 35, Nos. 5-8, 1993, p. 1141.3. BA Baker y GD Smith, "Metal Quitar el polvo de níquel que contienen aleaciones," / 98 CORROSIÓN , Paper No.445, NACE International, Houston, TX, 1998.4. "Control de corrosión en la industria de refinación," NACE Curso libro , NACE International, Houston, TX,1999.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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4-120API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-70 - Metal quitar el polvo de un tubo de acero inoxidable 304H.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 14712 2003API Práctica Recomendada 5714-121________________________________________________________________________________________________4.4.6 Combustible Ceniza Corrosión4.4.6.1 Descripción de los dañosa) la corrosión ceniza de combustible se acelera el desperdicio de materiales de alta temperatura que se produce cuando los contaminantesen los depósitos de combustible de formulario y se funden en las superficies metálicas de los calentadores disparados, calderas y turbinas de gas.b) La corrosión se produce normalmente con aceite combustible o carbón que está contaminado con una combinación de azufre, sodio,de potasio y / o vanadio.c) Las sales fundidas resultantes (escorias) disolver el óxido de la superficie y mejoran el transporte de oxígeno a lasuperficie para volver a formar el óxido de hierro a expensas de la pared del tubo o componente.4.4.6.2 Materiales afectadosa) Todas las aleaciones convencionales utilizados para el calentador de proceso y construcción de calderas son susceptibles.b) las aleaciones de la 50CR-50Ni espectáculo familiar mejor resistencia.4.4.6.3 Factores Críticosa) La concentración de los contaminantes que forman sales fundidas, la temperatura del metal y la composición de la aleación son elfactores críticos.

b) La gravedad del daño depende del tipo de combustible (es decir, las concentraciones de contaminantes en el combustible),contenido de azufre y la temperatura del metal.c) La corrosión se produce por este mecanismo sólo si la temperatura del metal es superior a la temperatura del líquidoespecies formadas, y es más severa donde las temperaturas son las más altas.d) Las tasas de corrosión difieren dependiendo de la aleación y la ubicación dentro del calentador.e) Las especies líquidos (escorias) son diferentes para la ceniza de aceite y carbón, y también son diferentes para waterwall tubola corrosión.yo)Para cenizas de petróleo, la especie líquidos son mezclas de pentóxido de vanadio y óxido de sodio, o vanadiopentóxido y sulfato de sodio. Dependiendo de la composición exacta, puntos de fusión por debajo1000 ° F (538 ° C) son posibles.ii) Para la corrosión waterwall, la especie líquidos son mezclas de pirosulfatos de sodio y potasio quetienen puntos de fusión tan bajas como (371 ° C) a 700 ° F.iii) Por las cenizas de carbón, sobrecalentador y recalentador corrosión es causada por el hierro de sodio y potasiotrisulfates que se funden entre 1030 ° C y 1130 ° F (544oC y 610 ° C), dependiendo de la relación decondiciones de sodio y potassium.Reducing, es decir, un gas de combustión rico en monóxido de carbono, hidrógenosulfuro de hidrógeno y agravarán las velocidades de corrosión.f) las partículas de carbón sin quemar también añadir carbono a los depósitos de ceniza volante y proporcionan un ambiente reductor enla superficie del tubo en donde se produce la corrosión. La carburación de la superficie del tubo, especialmente en austeníticoaleaciones disminuirán resistencia a la corrosión y aumentar las tasas de desperdicio de tubo.tasas g) la corrosión bajo condiciones de reducción pueden ser de 2 a 5 veces más rápido que en condiciones oxidantes.4.4.6.4 Unidades o equipo afectadoa) la corrosión ceniza de combustible puede ocurrir en cualquier turbina calentador a gas o la utilización de combustibles con el mencionadocontaminantes.

b) la corrosión ceniza de combustible se asocia más con los calentadores encendidos en llamas vanadio y sodiocontaminada aceites de combustible o de residuos.c) los tubos del calentador en ocasiones no se ven afectados porque sus temperaturas de la piel son más frías que el umbralpunto de fusión de las escorias en la mayoría de los calentadores. Perchas de tubo y apoyos, sin embargo, operar más caliente y puedesufrir severa corrosión ceniza de combustible.d) Algunas turbinas de gas sufren corrosión cuchilla cuando cambiado a la quema de aceite combustible.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1484-122API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________e) En algunos casos, la coquización de los tubos del calentador puede causar operadores para aumentar el flujo de calor que pueden empujaralgunos componentes por encima de la temperatura umbral en el que es posible corrosión ceniza de combustible.f) Dado que los puntos de fusión de estas especies líquidos son alrededor de 1000 ° F (538 ° C) y más alto en elsobrecalentadores y recalentadores, cualquier unidad que tiene temperaturas del metal por encima del punto de fusión de los sulfatospuede tener el problema.g) Para las calderas de fuel-oil, aceites combustibles que no contienen vanadio son menos propensos a la corrosión ceniza líquido.h) Para pantallas de agua, si la temperatura se puede mantener por debajo del punto de fusión de los pirosulfatos [es decirpor debajo de 700 ° F (371oC)], se reducirá al mínimo los daños. Así, las presiones de generación de vapor por debajo de aproximadamente 1800

psi son casi inmunes.4.4.6.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) la corrosión ceniza de aceite se manifiesta como pérdida de metal grave asociada con la formación de escoria. En algunos casos, la corrosióntasas de 100 a 1000 mpa pueden ser experimentados.b) las técnicas de examen metalográfico y depósito de análisis pueden ser usados para verificar la presencia de combustiblela corrosión ceniza.c) Para la corrosión ceniza aceite de sobrecalentadores y recalentadores, la aparición del depósito de cenizas estará en al menosdos capas distintas. El depósito importante es adyacente al componente, lo que tendrá un color gris oscuro oaspecto negro a temperatura ambiente. Como los sulfatos líquidos sinterizar el escombros la corrosión a la superficie,se forma una capa dura, vidriosa tenaz. Cuando se retira, la superficie del acero tendrá un "alligator-ocultar "apariencia (Figura 4-71 y la Figura 4-72) como ranuras poco profundas se han penetrado en el acero en unapatrón de líneas cruzadas.d) Para pantallas de agua, las grietas son predominantemente circunferencial y, en menor medida, axial. El generalaparición en las pantallas de agua es uno de ranurado circunferencial.yo)Después se desarrolla la capa de ceniza líquido, la "aguanieve" sólo puede contener un cierto peso de la ceniza. Cuando elel peso es excesivo, la escoria se desprende, dejando al descubierto un tubo desnudo, sin aislar para el flujo de calor de lacámara de combustión. Las temperaturas pico en pantallas de agua, por tal vez 100 ° (38 ° C) F y el agrietamiento esa continuación, similar a la fatiga térmica.ii) el mecanismo para los tubos de vapor refrigerado es similar, excepto que el pico de temperatura es probablementemenos y, por lo tanto, el daño a la fatiga térmica es menos grave.iii) El caimán de piel de la morfología de sobrecalentadores y recalentadores y el agrietamiento en circunferencialpantallas de agua en las calderas de carbón es causada por un mecanismo similar.e) Para la ceniza de carbón, el aspecto será una interfaz suave entre una capa de escoria vítrea y el metal.4.4.6.6 Prevención / Mitigacióna) la corrosión ceniza de combustible se puede prevenir mediante la mezcla o el cambio de fuentes de combustible (la minimización de los contaminantes)

y por equipos en funcionamiento para que los componentes calientes están por debajo de la temperatura donde los depósitos fundidasse forman.b) diseño del quemador y el manejo adecuados quemador pueden ayudar a reducir la incidencia de la llama y localizada calientemanchas.c) En algunos casos, las características y los puntos de fusión de las escorias pueden ser cambiados por el disparo con bajaexceso de oxígeno o mediante la inyección de aditivos especiales en el combustible. Estos cambios pueden aumentar el derretimientopunto de las escorias y reducir la tendencia de los depósitos se adhieran a las superficies metálicas o disolver elcascarilla de óxido protectora. Incluso con los cambios para reducir la formación de escoria, la corrosión puede continuar si el metalsuperficies no se limpian para eliminar la escoria y productos de corrosión.d) La corrosión de algunos componentes, como colgadores de tubos y soportes, se puede minimizar el cambio a un50% Cr-50% de aleación de Ni, tal como aleación puede necesitar ser modificado 657. Diseños de perchas de tubo para tener en cuentala fuerza de rotura por fatiga inferior de las aleaciones 50CR-50Ni.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 14912 2003API Práctica Recomendada 5714-123________________________________________________________________________________________________4.4.6.7 Inspección y Vigilanciaa) La inspección visual suele ser suficiente para detectar la corrosión ceniza caliente.b) es probable que sea severa pérdida de metal y la presencia de una escoria será evidente.c) Los tubos tienen que ser granallado con el fin de eliminar el depósito de ceniza similar al vidrio tenaz. Examen UT

pueden ser útiles para medir la pérdida de espesor.4.4.6.8 Mecanismos Relacionadosa) la corrosión caliente, corrosión ceniza caliente, corrosión de la sal fundida, la corrosión cenizas de petróleo y carbón corrosión cenizas son todotérminos utilizados para describir este mecanismo.b) el craqueo circunferencial en tubos de pared de agua es similar a la fatiga térmica agravada por un corrosivomedio ambiente (Figura 4-73).4.4.6.9 Referencias1. "Steam - Su generación y uso", 40ºEdición, Babcock y Wilcox, 1992.2. "Power Systems fósiles de combustión", tercera edición, Combustion Engineering, Windsor, CT, 1981.3. H. Thielsch, "Defectos y fallas en recipientes a presión y tuberías," Krieger Publishing Co., Nueva York, 1977.4. RD Puerto y HM Herro, "El Análisis de Fallas Guía NALCO a Caldera", McGraw Hill, Nueva York, 1991.5. DN francés, "Las fallas metalúrgicas en fósiles calderas", John Wiley and Sons, Publishers, Inc., Nueva York,1993.6. B. Dooley y W. Mcnaughton, "Fallos tubo de caldera: Teoría y Práctica - 3 volúmenes", EPRI, CA,1995.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1504-124API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-71 - La morfología "cocodrilo ocultar" de la corrosión carbón ceniza líquido es evidente cuando la densa,depósito vítreo se retira. Mag. 2.4x

Figura 4-72 - En sección transversal, el ranurado de la superficie es, en realidad, amplio, fatiga por corrosión en forma de V-grietas. Mag. 100x, grabado al agua fuerte.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 15112 2003API Práctica Recomendada 5714-125________________________________________________________________________________________________Figura 4-73 - En tubos de pared de agua, incluso con un resistente a la corrosión de soldadura excesivamente, circunferencialcraqueo se desarrollará. Mag. 37½x, grabado al agua fuerte.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1524-126API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.4.7 La nitruración4.4.7.1 Descripción de los dañosUna capa de superficie dura, frágil desarrollará en algunas aleaciones debido a la exposición al proceso de alta temperaturacorrientes que contienen altos niveles de compuestos de nitrógeno tales amoníaco o cianuros, en particular bajocondiciones reductoras.4.4.7.2 Materiales afectados

a) Los aceros al carbono, aceros de baja aleación, Serie 300 SS y 400 de la serie SS.b) Aleaciones a base de níquel son más resistentes.4.4.7.3 Factores Críticosa) La nitruración es dependiente de un proceso controlado de difusión de la temperatura, tiempo, presión parcial de nitrógenoy la composición de metal.b) Las temperaturas deben ser lo suficientemente alta para permitir la descomposición térmica / disociación de nitrógeno a partir deamoniaco u otros compuestos y para la difusión de nitrógeno en el metal.c) La nitruración comienza por encima de 600oF (316oC) y se convierte en grave por encima de 900oF (482oC).d) la actividad fase de nitrógeno de alta de gas (altas presiones parciales de nitrógeno) promueve nitruración.e) Resistencia a la corrosión puede ser afectada adversamente por nitruración.f) Las aleaciones que contienen 30% a 80% de níquel son más resistentes.g) Una pérdida de resistencia a la fluencia a alta temperatura, propiedades mecánicas de temperatura ambiente (específicamentedureza / ductilidad), puede resultar soldabilidad y resistencia a la corrosión.4.4.7.4 Unidades o equipo afectadoLa nitruración puede ocurrir en cualquier lugar en el que se cumplen las condiciones ambientales y de temperatura apropiadas, perose considera que es bastante raro. La nitruración se ha observado en vapor de metano-reformadores, de fraccionamiento de gas de vapor(plantas de olefinas) y plantas de síntesis de amoníaco.4.4.7.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) La nitruración se limita generalmente a la superficie de la mayoría de los componentes y tendrá una opaco, de color gris oscuroapariencia. Sin embargo, durante las etapas iniciales de nitruración, el daño sólo puede ser visto con metalografía comose muestra en la figura 4-74, la Figura 4-75 y la Figura 4-76.b) En una etapa más avanzada, el material exhibirá muy alta dureza superficial. En la mayoría de los casos, un poco

capa de superficie más dura de un buque o componente no afectará a la integridad mecánica de los equipos.Sin embargo, la preocupación es por el desarrollo potencial de las grietas en la capa nitrurada que podrían propagaren el metal base.c) La nitruración de los aceros de baja aleación que contienen hasta 12% de cromo está acompañado por un aumento en el volumen.La capa nitrurada tiende a agrietarse y escamas.d) Por encima de 770oF (410oC), preferencial límite de grano nitruración puede conducir a la microfisuración y fragilidad.e) Los aceros inoxidables tienden a formar capas delgadas y quebradizas que pueden agrietarse y esquirlas de ciclos térmicos o aplicadasel estres.f) El nitrógeno se difunde en la superficie y forma partículas en forma de aguja de nitruros de hierro (Fe3N o Fe4N) que puedesólo ser confirmadas por metalografía.4.4.7.6 Prevención / MitigaciónCambio a las aleaciones más resistentes con 30% a 80% de níquel normalmente se requiere. Por lo general, no es prácticomodificar las condiciones del proceso para reducir la presión parcial de nitrógeno o a temperaturas más bajas.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


________________________________________________________________________________________________4.4.7.7 Inspección y Vigilanciaa) Un cambio en el color de la superficie de un gris apagado puede indicar nitruración.b) Los materiales expuestos a condiciones de nitruración se deben inspeccionar a fondo porque la buena apariencia puedeenmascarar daños.c) la prueba de la dureza de las superficies afectadas (400 a 500 BHN o superior) puede ayudar a indicar nitruración.d) capas nitrurados son magnéticas. Por lo tanto, la serie 300 SS debe ser revisado por el magnetismo como inicialcribado.e) Metalografía generalmente se requiere para confirmar la nitruración.f) Pruebas de CE puede utilizarse en algunos casos para detectar la nitruración.g) En las etapas avanzadas de la nitruración, donde agrietamiento puede haber iniciado, técnicas de inspección adecuadasincluir PT, RT y UT.4.4.7.8 Mecanismos RelacionadosReacciones superficiales de gas de metal similares ocurren en otros ambientes, incluyendo la carburación (ver 4.4.3) y metalquitar el polvo (ver 4.4.5).4.4.7.9 Referencias1. ASM Metals Handbook, "Corrosión", Volumen 13, ASM International, Parque Materiales, OH.2. "Fundamentos de la corrosión - An Introduction," NACE International, Houston, TX, 1984, pp 93-94..3. J. Scherzer y DP McArthur, "Prueba Mostrar efectos de compuestos nitrogenados en Cat Fluid ComercialCatalizadores de craqueo ", Oil and Gas Journal , Vol. 84, 1986, p 76-82.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1544-128API Práctica Recomendada 571

12 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-74 - Un nitrurado vaina 5Cr-0,5Mo de una planta de síntesis de amoníaco con la superficieagrietamiento.Figura 4-75 -A fotomicrografía de una sección transversal a través del tubo que muestra la interfaz entrela capa superficial nitrurada en la superficie (gris) y el metal de base no afectado (blanco). Grietas iniciande la superficie de OD en la parte superior. Mag. 50x.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 15512 2003API Práctica Recomendada 5714-129________________________________________________________________________________________________Figura 4-76 - Una microfotografía mayor aumento que muestra la dureza en forma de diamantehendiduras en la capa nitrurada dura (540 BHN) frente a la base de metal suave (210 BHN). Mag. 150xDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


________________________________________________________________________________________________4.5 Medio ambiente - Asistida Cracking4.5.1 Estrés Cloruro Corrosión Cracking (Cl-SCC)4.5.1.1 Descripción de los dañosSuperficie iniciado grietas causadas por el agrietamiento ambiental de la serie 300 SS y algunas aleaciones a base de níquelbajo la acción combinada de tensión de tracción, temperatura y un ambiente de cloruro acuoso. Los Laspresencia de oxígeno disuelto aumenta la propensión a la formación de grietas.4.5.1.2 Materiales afectadosa) Todos los de la serie 300 SS son altamente susceptibles.b) Los aceros inoxidables dúplex son más resistentes.c) Aleaciones a base de níquel son altamente resistentes.4.5.1.3 Factores Críticosa) el contenido en cloruro, el pH, la temperatura, el estrés, la presencia de oxígeno y composición de la aleación son factores críticos.b) El aumento de las temperaturas aumentan la susceptibilidad al agrietamiento.c) El aumento de los niveles de cloruro aumentan la probabilidad de agrietamiento.d) No existe un límite práctico inferior para cloruros, porque siempre hay un potencial de cloruros aconcentrarse.e) condiciones de transferencia de calor aumentan significativamente la susceptibilidad de craqueo, ya que permiten a los clorurosconcentrarse. Exposiciones alternas mojado-seco las condiciones o de vapor y agua también son propicias paraagrietamiento.f) SCC por lo general ocurre a valores de pH por encima de 2. A valores de pH más bajos, la corrosión uniforme generalpredomina. SCC tendencia disminuye hacia la región de pH alcalino.g) el craqueo por lo general se produce a temperaturas de metal por encima de aproximadamente 140oF (60oC), aunque pueden ser excepcionesencontrado a temperaturas más bajas.

h) El estrés se puede aplicar o residual. Componentes trabajados, como la expansión altamente estresado o fríofuelle, son altamente susceptibles al agrietamiento.i) El oxígeno disuelto en el agua normalmente acelera SCC pero no es claro si existe un oxígenoumbral de concentración por debajo del cual se produce cloruro SCC es imposible.contenido j) El níquel de la aleación tiene un importante efecto en la resistencia. El mayor susceptibilidad está en un níquelcontenido de 8% a 12%. Las aleaciones con contenido de níquel por encima del 35% son altamente resistentes y aleaciones superiores al 45%son casi inmunes.k) los aceros inoxidables de bajo de níquel, tales como el dúplex () aceros inoxidables de ferrita-austenita, han mejoradoresistencia sobre la Serie 300 SS, pero no son inmunes.l) Los aceros al carbono, aceros de baja aleación y Serie 400 SS no son susceptibles de Cl-SCC.4.5.1.4 Unidades o equipo afectadoa) Todas las Series SS 300 componentes de tuberías y recipientes a presión en las unidades de proceso son susceptibles a Cl-SCC.b) el craqueo se ha producido en los condensadores enfriados por agua y en el lado del proceso de crudo torre de sobrecargacondensadores.c) Los drenajes en unidades de hidrotratamiento son susceptibles al agrietamiento durante el inicio / apagado si no están adecuadamentepurgado.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


4-131________________________________________________________________________________________________d) Bellows y el tubo de instrumento, en particular aquellos asociados con corrientes de reciclo de hidrógenocontaminado con cloruros, pueden verse afectados.e) Cl externa-SCC también ha sido un problema en las superficies aisladas cuando el aislamiento se moja.f) el craqueo se ha producido en las líneas de drenaje de la caldera.4.5.1.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) grietas de ruptura superficial pueden ocurrir por el lado del proceso o externamente bajo aislamiento (Figura 4-77).b) El material generalmente no muestra signos visibles de corrosión.c) grietas de corrosión bajo tensión Característica tienen muchas ramas y pueden ser detectables visualmente por un craze-apariencia agrietada de la superficie (Figura 4-78, Figura 4-79 y la Figura 4-80).d) Metalografía de muestras agrietadas típicamente muestra grietas transgranulares ramificados (Figura 4-81 yFigura 4-82). A veces intergranular agrietamiento de sensibilizado Serie 300 SS también puede ser visto.e) Las soldaduras en 300 Series SS generalmente contener algo de ferrita, produciendo una estructura dúplex que es generalmente másresistente a Cl-SCC.f) Las superficies de fractura a menudo tienen una apariencia frágil.4.5.1.6 Prevención / Mitigacióna) uso de materiales resistentes de la construcción.b) Cuando pruebas hidráulicas, bajo consumo de agua contenido en cloruros y secarse a fondo y rápidamente.c) aplicado correctamente recubrimientos bajo aislamiento.d) Evitar diseños que permiten regiones estancadas donde cloruros pueden concentrar o de depósito.e) Un alto estrés de alivio de temperatura de la serie 300 SS después de la fabricación puede reducir las tensiones residuales.Sin embargo, se debe considerar a los posibles efectos de la sensibilización que se puedan producir,el aumento de la susceptibilidad a la SCC polythionic, posibles problemas de distorsión y el potencial de recalentamiento de craqueo.

4.5.1.7 Inspección y Vigilanciaa) Cracking es conectado superficie y puede ser detectado visualmente en algunos casos.b) las técnicas de PT o fase de análisis de la CE son los métodos preferidos.c) Eddy métodos de inspección actual también se han utilizado en los tubos del condensador, así como las tuberías yrecipientes a presión.d) grietas extremadamente finas pueden ser difíciles de encontrar con PT. Métodos de preparación de superficies especiales, incluyendopulido o explosión de agua a alta presión, puede ser necesaria en algunos casos, especialmente en alta presiónlos servicios.e) UT.f) A menudo, RT no es suficientemente sensible para detectar grietas excepto en etapas avanzadas donde un significativola red de grietas ha desarrollado.4.5.1.8 Mecanismos RelacionadosSCC cáustica (ver 4.5.3) y SCC ácido polythionic (véase 5.1.2.1).4.5.1.9 Referencias1. CP Dillon, "Control de la corrosión en las industrias de proceso químico", Instituto de Tecnología de Materiales, MO,. 1994, pp 88-90.2. "Fundamentos de la corrosión - An Introduction," NACE International, Houston, TX, 1984, pp 111-123..Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1584-132API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-77 - agrietamiento externa de tipo tubo instrumento 304SS bajo aislamiento.

Figura 4-78 - Cracking en el lado de la carcasa de tipo tubos de acero inoxidable 316L en servicio de vapor a 450 ° F (232oC),mostrando tubos después de la inspección PT. Las grietas se pueden ver en el tubo central (flecha).Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 15912 2003API Práctica Recomendada 5714-133________________________________________________________________________________________________Figura 4-79 - Primer plano del tubo en la Figura 4-78 muestra grietas estrechas con un aspecto de tela de araña.Figura 4-80 - Otras grietas ramificaciones finas en la superficie de las SS que aparecen con mayor claridad después de PTinspección.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1604-134API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-81 - Fotomicrografía de una sección transversal de la muestra en la figura 4-79 muestra fina ramificacióngrietas. (Sin grabar, Mag. 50x)

Figura 4-82 - otra fotomicrografía de una sección transversal de un tubo que ilustra el agrietadomodo transgranular de agrietamiento iniciar en la superficie. (Grabado)Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 16112 2003API Práctica Recomendada 5714-135________________________________________________________________________________________________4.5.2 fatiga por corrosión4.5.2.1 Descripción de los dañosUna forma de agrietamiento por fatiga en el que las grietas se desarrollan bajo el combinado afecta de carga cíclica yla corrosión. Cracking inicia a menudo a una concentración de estrés tales como un pozo en la superficie. Cracking pueden iniciaren múltiples sitios.4.5.2.2 Materiales afectadosTodos los metales y aleaciones.4.5.2.3 Factores Críticosa) Los factores críticos son el material, ambiente corrosivo, tensiones cíclicas y de aumento de tensión.b) es más probable que ocurra en ambientes que promueven picaduras o corrosión localizada bajo cíclico Crackingestrés debido a la tensión térmica, la vibración o la expansión diferencial.c) Contrariamente a una fatiga mecánica pura, no hay carga límite de fatiga en la fatiga por corrosión asistida.Corrosión promueve el fracaso en un menor estrés y el número de ciclos de resistencia normal de los materiales "limitar en ausencia de corrosión y a menudo resulta en la propagación de múltiples grietas paralelas.d) los sitios de iniciación de la grieta incluyen concentradores, tales como pozos, muescas, defectos superficiales, cambios de sección osoldaduras de filete.

4.5.2.4 Unidades o equipo afectadoEquipos rotativos, desaireadores y calderas de ciclismo, así como cualquier equipo sujeto a esfuerzos cíclicos enun ambiente corrosivo. Algunos ejemplos incluyen:a) Equipo de RotaciónParejas galvánica entre el impulsor y el eje de la bomba u otros mecanismos de corrosión puede resultar enun problema picaduras en el eje. La picadura puede actuar como un concentrador de tensiones o elevador de tensión para promoveragrietamiento. La mayoría de craqueo es transgranular con poca ramificación.b) DeaeradoresA finales de 1980, desaireadores en la pulpa y el papel, refinación y petroquímica y de combustible fósil utilidadindustrias tenían grandes problemas de desaireación agrietamiento. Fracasos barcos completos en la pulpa y papelindustria dio lugar a un programa de inspección diligente que encontró grandes problemas de agrietamiento en los distintosindustrias. Se concluyó que la soldadura y fabricación tensiones residuales, elevadores de tensión (adjuntosy el refuerzo de soldadura) y el medio ambiente normal de desaireador podrían producir fatiga por corrosión múltiplecraqueo problemas.c) Ciclismo CalderasUna caldera de ciclismo puede ver varios cientos de arranque en frío durante su vida útil, que por diferencialexpansión, grietas continuamente la escala protectora de magnetita, lo que permite a la corrosión para continuar.4.5.2.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) La fractura por fatiga es frágil y las grietas son más a menudo transgranular, como en el agrietamiento por tensión de corrosión,pero no ramificado, y a menudo resulta en la propagación de múltiples grietas paralelas.b) grietas de fatiga se demuestra muy poca deformación plástica a excepción de que la fractura final puede ocurrirpor sobrecarga mecánica acompañado por la deformación plástica.c) En las calderas de ciclismo, el daño generalmente aparece primero en el lado del agua de los archivos adjuntos buckstay (Figura 4-83). El patrón de agrietamiento puede ser fisuras circulares que rodean la soldadura entre el accesorio buckstayy el tubo de pared de agua. En sección transversal, las grietas tienden a ser bulbosa con numerosos lóbulos (Figura 4-

84). Los consejos de crack sí mismos pueden ser algo romos pero están llenos de óxido y transgranular.d) En entornos sulfidizing, grietas tendrán una apariencia similar, pero se llena con una escala de sulfuro.e) En los equipos rotativos, más agrietamiento es transgranular con ramificación mínima.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1624-136API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.5.2.6 Prevención / Mitigacióna) Equipo de Rotaciónyo)Modificar el ambiente corrosivo mediante el uso de revestimientos y / o inhibidores.ii) Minimizar los efectos par galvánico.iii) utilizar más materiales resistentes a la corrosión.b) Deaeradoresyo)Agua de alimentación adecuada y el control químico de condensado.ii) Reducir al mínimo la soldadura residual y fabricación subraya través PWHT.iii) Reducir al mínimo el refuerzo de soldadura por molienda contornos de soldadura suave.c) Ciclismo Calderasyo)Comience lentamente para minimizar las tensiones de expansión diferencial.ii) Comience siempre con la química del agua de la caldera bajo un control adecuado.4.5.2.7 Inspección y Vigilanciaa) Equipo de Rotaciónyo)

Técnicas de UT y MT se pueden utilizar para la detección de grietas.b) Deaeradoresyo)Cracking generalmente se detecta con la inspección WFMT.ii) Muchas de las grietas son muy apretado y difícil de detectar.c) Ciclismo Calderasyo)El primer signo de daño es por lo general una fuga agujero de alfiler en el lado frío de un tubo de pared de agua en una buckstayadjunto archivo.ii) Inspeccione las regiones sometidas a grandes esfuerzos en la caldera mediante técnicas UT o EMATS.iii) el craqueo puede ocurrir en las membranas en las regiones sometidas a grandes esfuerzos, en particular en esquinasbuckstays.4.5.2.8 Mecanismos RelacionadosFatiga mecánica (véase 4.2.16) y la fatiga inducida por la vibración (véase 4.2.17).4.5.2.9 Referencias1. "Steam - Su generación y uso", 40ºEdición, Babcock y Wilcox, 1992.2. "Power Systems fósiles de combustión", tercera edición, Combustion Engineering, CT, 1981.3. H. Thielsch, "Defectos y fallas en recipientes a presión y tuberías," Krieger Publishing Co., Nueva York, 1977.4. RD Puerto y HM Herro, "La Guía NALCO Para Caldera Failure Analysis", McGraw Hill, Nueva York, 1991.5. DN francés, "Fallos metalúrgicos en fósiles calderas", John Wiley and Sons, Publishers, Inc., Nueva York,1993.6. B. Dooley y W. McNaughton, "Fallos tubo de caldera: Teoría y Práctica - 3 volúmenes", EPRI, 1995.7. ASM Metals Handbook , "Caracterización de Materiales", Volumen 10, ASM International, Materiales Park,OH.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDT


Página 16312 2003API Práctica Recomendada 5714-137________________________________________________________________________________________________Figura 4-83 - Fotografía de un tubo de caldera de acero al carbono reducido a la mitad a lo largo. La fatiga por corrosióngrietas inician en el ID de un tubo, frente a un accesorio de buckstay en la OD (Mag. 1x)Figura 4-84 - Microfotografía que muestra la morfología de grieta que se redondea con varios lóbulos,y pueden pasar a formar "orejas de conejo". (Mag. 25x, grabado al agua fuerte.)Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1644-138API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.5.3 Estrés cáustica Corrosion Cracking (cáustica Fragilización)4.5.3.1Descripción del DañoFragilización cáustica es una forma de corrosión bajo tensión caracteriza por las grietas iniciadas en la superficie queocurrir en tuberías y equipos expuestos a las soldaduras no PWHT'd cáusticos, principalmente junto a.4.5.3.2Materiales afectados

Acero al carbono, aceros de baja aleación y Serie 300 SS son susceptibles. Aleaciones a base de níquel son más resistentes.4.5.3.3 Factores Críticosa) La susceptibilidad a la fragilización cáustica en sosa cáustica (NaOH) y potasa cáustica (KOH soluciones) es unfunción de la fuerza cáustica, la temperatura del metal y los niveles de estrés.b) El aumento de la concentración de sosa cáustica y el aumento de las temperaturas aumentará la probabilidad y severidad deagrietamiento. Condiciones que podrían resultar en el agrietamiento se han establecido a través de la experiencia de la planta y sonpresentado en la figura 4-85.c) el craqueo puede ocurrir a bajos niveles cáusticos si un mecanismo de concentración está presente. En tales casos, cáusticaconcentraciones de 50 a 100 ppm son suficientes para causar grietas.d) Subraya que promueven la fisuración ser residual que resultan de soldadura o del trabajo en frío (por ejemplo,curvado y conformado), así como las tensiones aplicadas (Figura 4-86 y Figura 4-87).e) En general se acepta que las tensiones se acerca rendimiento son necesarios para SCC para que el alivio del estrés térmico(PWHT) es eficaz en la prevención de SCC cáustica. Aunque los fallos se han producido en las tensiones que son bajosrelativa a ceder, que se consideran más rara (Figura 4-88 a la Figura 4-91).f) Las tasas de propagación de grietas aumentan dramáticamente con la temperatura y, a veces pueden crecer a través de la pared enuna cuestión de horas o días durante las excursiones de temperatura, especialmente si las condiciones promueven cáusticala concentración. La concentración puede ocurrir como resultado de condiciones húmedas y secas alterna, localizada calientemanchas o alta temperatura steamout.g) Especial cuidado debe tenerse con vapor de diseño y steamout de PWHT'd no tuberías de acero al carbono de rastreoy equipo.4.5.3.4 Unidades o equipo afectadoa) la fragilidad cáustica se encuentra a menudo en las tuberías y equipos que maneja cáustica, incluyendo H2S ylas unidades de absorción de mercaptano, así como el equipo que utiliza cáustica para la neutralización en ácido sulfúrico

unidades de alquilación y unidades de alquilación de HF. Cáustica a veces se inyecta en la alimentación a la torre de crudopara el control de cloruro.b) Los fallos se han producido en las tuberías incorrectamente calor de trazado o equipos, así como las bobinas de calefacción y otrosequipos de transferencia de calor.c) fragilización cáustica puede producirse en equipos como resultado de la limpieza a vapor después de estar en cáusticaservicio.d) Las huellas de cáustica pueden concentrarse en BFW y pueden resultar en la fragilización cáustica de la calderatubos que se alternan entre las condiciones húmedas y secas debido a overfiring.4.5.3.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) estrés cáustica agrietamiento por corrosión bajo normalmente se propaga paralelamente a la soldadura en el metal base adyacente pero puedetambién se producen en el depósito de soldadura o zonas afectadas por el calor.b) El patrón de agrietamiento observado en la superficie de acero se describe a veces como una tela de araña de la pequeñagrietas que a menudo inician en o interconectar con defectos relacionados con la soldadura-que sirven como elevadores de esfuerzo locales.c) Las grietas se pueden confirmar mediante un examen metalográfico como fallas de ruptura superficial que sonpredominantemente intergranular. El agrietamiento ocurre típicamente en como soldados por dos planchas de acero de carbono comola red de grietas muy finas, de óxido de lleno.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 16512 2003API Práctica Recomendada 5714-139________________________________________________________________________________________________d) Crujidos en la serie 300 SS es típicamente transgranular y es muy difícil de distinguir de estrés cloruro

agrietamiento por corrosión (Figura 4-92).4.5.3.6 Prevención / Mitigacióna) Cracking se puede prevenir con eficacia por medio de un tratamiento de calor para aliviar el estrés (por ejemplo PWHT). Latratamiento térmico a 1150 ° F (621 ° C) se considera un esfuerzo efectivo tratamiento para el alivio de calor para el carbonode acero. El mismo requisito se aplica a las soldaduras de reparación y para soldaduras de unión interna y externa.b) Serie 300 SS ofrecen poca ventaja en la resistencia al agrietamiento sobre CS.c) aleaciones a base de níquel son más resistentes al agrietamiento y pueden ser requeridos a temperaturas más altas y / oconcentraciones cáusticas.d) Steamout de PWHT'd no tuberías de acero al carbono y el equipo debe ser evitado. El equipo debe seragua lava antes steamout. Cuando se requiera steamout, sólo vapor de baja presión se debe utilizarpor períodos cortos de tiempo para minimizar la exposición.se requiere e) El diseño y operación del sistema de inyección para asegurar que cáustica es adecuadamentedispersado antes de entrar en el sistema de precalentamiento crudo a alta temperatura.4.5.3.7 Inspección y Vigilanciaa) A pesar de las grietas se pueden ver visualmente, de detección de grietas se realiza mejor con WFMT, EC, RT o ACFMtécnicas. Preparación de la superficie por chorro de arena, chorro de agua a alta presión u otros métodos espor lo general se requiere.b) PT no es eficaz para la búsqueda de grietas estrechas, llenas de escala y no debe utilizarse para la detección.c) profundidades de fisuras se pueden medir con una técnica UT adecuado incluyendo SWUT externo.d) AET se puede utilizar para el control de crecimiento de la grieta y localización de grietas en crecimiento.4.5.3.8 Mecanismos RelacionadosAmine agrietamiento (véase 5.1.2.2) y carbonato de craqueo (ver 5.1.2.5) son otras dos formas similares de alcalinoSCC.4.5.3.9 Referencias1. NACE 37.519, NACE Datos de la encuesta a la corrosión - Metales Sección , quinta edición, NACE International,Houston, TX.

2. "Procedimientos de Evaluación Servicio de Aptitud para los aparatos de presión de funcionamiento, tanques y tuberías enRefinería y Servicio Químico ", MPC Informe FS-26 , Proyecto nº 5, Consultores de informe, Materiales PropiedadesConsejo, Nueva York, 1995.3. JK Nelson, "Materiales de construcción para Álcalis y Hipocloritos," Industrias de Proceso de Corrosión -La teoría y la práctica, NACE International, Houston, TX, 1986, pp. 297-310.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1664-140API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-85 - Recomendado límites de funcionamiento de acero al carbono en el servicio cáustica. (Ref. 1)Figura 4-86 - Cracking iniciar en la superficie interior de un no-estrés alivia intercambiador de calor CSdoblada después de 8 años de 15% a 20% servicio cáustica en 140oF a 240oF (60oC a 115oC).Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS

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Página 16712 2003API Práctica Recomendada 5714-141________________________________________________________________________________________________Figura 4-87 - Microfotografía de una grieta en el tubo de muestra en la Figura 4-86.Figura 4-88 - Cracking en una placa de tubos de la caldera debido a la concentración cáustica entre el tubo y laplaca de tubos.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1684-142API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-89 - Microfotografía de una grieta en la placa de tubos se muestra en la Figura 4-88.Figura 4-90 - Microfotografía de craqueo cáustica iniciar en el ID de un zócalo de acero al carbonode soldadura en una tubería no PWHT'd en un tambor de succión aguas abajo de un lavador cáustico. Sin grabar.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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12 2003API Práctica Recomendada 5714-143________________________________________________________________________________________________Figura 4-91 - Figura 4-90, grabado al agua fuerte.Figura 4-92 - expansión fuelle de acero inoxidable de una turbina a vapor previamente sometido aun remanente cáustica molesta condición.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1704-144API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.5.4 Amoníaco corrosión bajo tensión4.5.4.1 Descripción de los dañosa) las corrientes acuosas que contienen amoníaco puede causar la corrosión bajo tensión (SCC) en algo de cobrealeaciones.b) de acero al carbono es susceptible a SCC en amoniaco anhidro.4.5.4.2 Materiales afectadosa) Algunas aleaciones de cobre en ambientes con amoniaco acuoso y / o compuestos de amonio.b) de acero al carbono en amoniaco anhidro.4.5.4.3 Factores Críticosa) Para las aleaciones de cobreyo)Aleaciones susceptibles pueden sufrir agrietamiento bajo la combinación de tensiones residuales y químicacompuestos.ii) las aleaciones de cobre-cinc (latón), incluyendo latón almirantazgo y aluminio, latones son susceptibles.

iii) un contenido de zinc latones afecta a la susceptibilidad, especialmente a medida que aumenta cinc por encima de 15%.iv) una fase de agua con amoníaco o compuestos amoniacales debe estar presente.v) El oxígeno es necesario, pero pequeñas cantidades son suficientes.vi) pH por encima de 8,5.vii) Se produce a cualquier temperatura.viii) Las tensiones residuales de la fabricación o tubo de arrollamiento son suficientes para promover la formación de grietas.b) Para el aceroyo)El amoníaco anhidro con <0,2% de agua provocará grietas en acero al carbono.ii)PWHT elimina la susceptibilidad de la mayoría de aceros comunes (<70 ksi resistencia a la tracción).iii) La contaminación con aire u oxígeno aumenta tendencia a la formación de grietas.4.5.4.4 Unidades o equipo afectadoa) tubos de aleación de cobre y zinc en los intercambiadores de calor.b) El amoníaco está presente como un contaminante proceso en algunos servicios o puede ser añadida intencionalmente como un ácidoneutralizador.c) de acero de carbono se utiliza para los tanques de almacenamiento de amoniaco, tuberías y equipos en las unidades de refrigeración de amoníaco comoasí como algunos procesos de refinado de aceite de lubricación.4.5.4.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) Las aleaciones de cobreyo)Superficie grietas que rompen pueden mostrar los productos de corrosión azulados.ii) tubos del intercambiador muestran grietas individuales o altamente ramificados en la superficie.iii) el craqueo puede ser transgranular (Figura 4-93 y la Figura 4-94) o intergranular (Figura 4-95),dependiendo del nivel medio ambiente y el estrés.b) Para el acero de carbonoyo)Cracking ocurrirá en soldaduras no PWHT expuestos y las zonas afectadas por el calor.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con API


Página 17112 2003API Práctica Recomendada 5714-145________________________________________________________________________________________________4.5.4.6 Prevención / Mitigacióna) Las aleaciones de cobreyo)Aleaciones de cobre-cinc muestran resistencia mejorada como de zinc disminuyen por debajo del 15%.ii) Las aleaciones 90-10CuNi y 70-30CuNi son casi inmunes.iii) SCC en servicio de vapor a veces puede ser controlado mediante la prevención de la entrada de aire.iv) Serie 300 SS y aleaciones a base de níquel son inmunes.b) de acero al carbonoyo)SCC del acero se puede prevenir mediante PWHT o por medio de la adición de pequeñas cantidades de agua a laamoníaco (0,2%). Hay que prestar atención a los espacios de vapor podría tener menos del 0,2% de aguapresente debido a la compartimentación de amoníaco en fase acuosa.ii) la dureza de soldadura no debe exceder de 225 BHN.iii) evitar la entrada de oxígeno en las instalaciones de almacenamiento.4.5.4.7 Inspección y Vigilanciaa) Para las aleaciones de cobreyo)Monitor de pH y amoníaco de las muestras de sacar agua para evaluar la susceptibilidad de las aleaciones de cobre.ii) Inspeccione los tubos de intercambiador de calor para el craqueo utilizando CE o la inspección visual. Área de laminado es altamentesusceptible.b) Para los tanques y las tuberías o de almacenamiento de acero en amoníaco anhidroyo)

WFMT suelda tanques dentro.ii) la onda externa UT Shear.iii) AET.4.5.4.8 Mecanismos RelacionadosNo aplica.4.5.4.9 Referencias1. "Fundamentos de la corrosión - An Introduction," NACE International, Houston, TX, 1984, pp 117..2. ASM Metals Handbook , "Corrosión", Volumen 13, ASM International, Materiales Park, OH.3. Cohen, "Cobre y aleaciones a base de" Industrias de Proceso de Corrosión - La teoría y la práctica ,NACE International, Houston, TX, 1986.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1724-146API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-93 - Alta vista de ampliación de una sección transversal de una muestra de tubo intercambiador de latóntransgranular agrietamiento.Figura 4-94 - Alta vista ampliación de una sección transversal de una muestra de tubo intercambiador de latónagrietamiento intergranular.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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12 2003API Práctica Recomendada 5714-147________________________________________________________________________________________________Figura 4-95 - agrietamiento por corrosión bajo tensión externa de tubos intercambiadores de calor de cobre en una torre de crudola sobrecarga del sistema.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1744-148API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.5.5 Liquid Metal Fragilización (LME)4.5.5.1 Descripción de los dañosLiquid Metal fragilización (LME) es una forma de agrietamiento que los resultados cuando ciertos metales fundidos vienen enen contacto con aleaciones específicas. Cracking puede ser muy repentina y frágil en la naturaleza.4.5.5.2 Materiales afectadosMuchos de los materiales de uso común, incluyendo acero al carbono, aceros de baja aleación, aceros de alta resistencia, de la serie 300 SS,aleaciones de níquel de base y las aleaciones de cobre, aleaciones de aluminio y aleaciones de titanio.4.5.5.3 Factores Críticosa) LME se produce en combinaciones muy específicas de los metales en contacto con metales de bajo punto de fusión tal como el zinc,mercurio, cadmio, plomo, cobre y estaño. Combinaciones típicas de importancia industrial se muestran enTabla 4-7.b) la tensión de alta resistencia promueve grietas, sin embargo, el agrietamiento puede iniciar simplemente a través de contacto con el

metal fundido con la aleación susceptible. Muy pequeñas cantidades del punto de fusión del metal de baja son suficientespara causar LME.c) Esfuerzo de tracción contribuye a romper las tasas de propagación. Cracking bajo carga puede ser extremadamente rápido comoque las grietas pueden pasar a través de la pared en cuestión de segundos de contacto con el metal fundido.d) el craqueo puede ocurrir después de largos períodos de tiempo cuando las superficies contaminadas están expuestos a metales líquidos.e) Un metal susceptible en contacto con un metal de bajo punto de fusión a bajas temperaturas puede agrietarse después, cuando ella temperatura se eleva por encima de la Temperatura de empleo de fusión de la aleación de bajo punto de fusión.4.5.5.4 Unidades o equipo afectadoa) Durante un incendio, metales fundidos pueden gotear sobre o contanct un metal susceptible. Los ejemplos incluyen fundierongalvanizado de zinc, cadmio eléctrica carcasas, estaño o el plomo de las soldaduras y componentes de cobre fundido.b) LME puede ocurrir en cualquier lugar donde se encuentran las parejas de la LME. Un ejemplo común es la serie 300 SStuberías o buques en contacto con (o previamente frotado contra) de acero galvanizado (Figura 4-96 y Figura4-97).c) En las refinerías, el mercurio se encuentra en algunos aceites crudos y puede condensarse en la torre atmosférica overheadsistema de ese modo latón fragilización, Alloy 400, componentes de titanio o de intercambiadores de aluminio.d) La falta de instrumentos de proceso que utilizan mercurio puede introducir el metal líquido en corrientes de refinería(Figura 4-98).e) LME de componentes de aluminio se ha producido en los componentes criogénicos planta de gas debido a la condensación demercurio líquido.4.5.5.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) Los daños resultantes de LME aparecerá grietas tan frágiles en un material de otra manera dúctil. LME sólo puedeser confirmada a través de metalografía por la presencia de grietas intergranulares, por lo general lleno de la bajafusión de metal.b) Las técnicas tales como el análisis espectrográfico pueden ser necesarios para confirmar la presencia del fundido

especies metálicas.4.5.5.6 Prevención / Mitigacióna) LME sólo se puede evitar mediante la protección de sustratos metálicos entren en contacto con el bajo punto de fusiónmetal. Por ejemplo, los componentes de acero galvanizado no deben ser soldadas a la serie 300 de SS. 300 SeriesSS debe ser protegida para evitar el contacto con los componentes galvanizados y exceso de rociado de zinc yrecubrimientos inorgánicos de zinc.b) Una vez que el agrietamiento de la LME ha iniciado, moler la zona afectada no es una solución aceptable.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 17512 2003API Práctica Recomendada 5714-149________________________________________________________________________________________________4.5.5.7 Inspección y Vigilanciac) Las grietas se pueden detectar con un examen MT de acero ferrítico y el examen PT de la serie 300 y SSaleaciones a base de níquel.d) Debido a la alta densidad del mercurio, la radiografía se ha utilizado para localizar depósitos en el interior de calortubos del intercambiador.4.5.5.8 Mecanismos Relacionadosa) LME también se conoce como Liquid Metal Cracking (LMC).b) Las aleaciones de níquel son susceptibles a un mecanismo similar causada por el sulfuro de níquel-eutéctica de níquel queformularios en 1157oF (625oC).

4.5.5.9 Referencias1. ASM Metals Handbook , "Análisis de Falla y Prevención", Volumen 11, ASM International, MaterialesPark, OH.2. CP Dillon, "Control de la corrosión en las industrias de proceso químico", Instituto de Tecnología de Materiales, MO,1994, pp. 84 -85.Tabla 4-7 - Algunas parejas LME se debilitan a causa. (Ref. 1)Aleación SusceptibleMetal FundidoSerie 300 SSZincLas aleaciones de cobreMercurioAleación 400MercurioAleaciones de AluminioMercurioAceros de alta resistenciaCadmio, PlomoDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1764-150API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________Figura 4-96 - Boceto de un codo de acero inoxidable que sufrió fragilización metal líquido como resultado degoteo zinc fundido durante un incendio.Figura 4-97 - Fotomicrografía de una sección del codo en la figura 4-96, que ilustra la intergranularnaturaleza de las grietas de zinc lleno en acero inoxidable.Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo


Página 17712 2003API Práctica Recomendada 5714-151________________________________________________________________________________________________Figura 4-98 - fragilización Metal líquido de Monel causada por el mercurio en una planta de gas por encima de la FCCtambor.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1784-152API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.5.6 fragilización por hidrógeno (HE)4.5.6.1 Descripción de los dañosUna pérdida en ductilidad de aceros de alta resistencia debido a la penetración de hidrógeno atómico puede conducir a frágilagrietamiento. Fragilización por hidrógeno (HE) puede ocurrir durante la fabricación, soldadura, o de servicios que puedencargar de hidrógeno en el acero en una corrosivo, o en un entorno acuoso, gaseoso.4.5.6.2 Materiales afectadosAceros de acero al carbono y de baja aleación, Serie 400 SS, endurecibles por precipitación (PH) SS y algunos de alta resistenciaaleaciones a base de níquel.

4.5.6.3 Factores Críticosa) Tres condiciones deben cumplirse:yo)El hidrógeno debe estar presente en una concentración crítica dentro del acero / aleación.ii) El nivel de la fuerza y la microestructura del acero / aleación deben ser susceptible a la fragilización.iii) A la tensión por encima del umbral para él debe estar presente de las tensiones y / o aplicada residualestensiones.b) El hidrógeno puede provenir de:yo)Soldadura - si se utilizan electrodos mojados o de alta humedad electrodos de soldadura contenido de flujo, el hidrógeno puedese cargará en el acero (en diferido agrietamiento).ii) limpieza y decapado en soluciones ácidas.iii) El servicio en atmósferas de gas hidrógeno a alta temperatura, el hidrógeno molecular se disocia para formarhidrógeno atómico que puede difundirse en el acero.iv) H Wet2Servicios S o servicios ácido HF en el que el hidrógeno atómico se difunde en el acero. (Cianuros,arsénico y FeS pueden actuar como venenos de recombinación de hidrógeno que disminuyen el gas de hidrógenoreacción y permite mayores tasas de carga.)v) Fabricación - prácticas de fusión o procesos de fabricación particularmente para los componentes sonchapado (descamación de hidrógeno).vi) La protección catódica.c) El efecto se manifiesta a temperaturas desde la temperatura ambiente hasta aproximadamente 300 ° F (149 ° C). Efectos disminuyen conaumento de la temperatura y no es probable que se produzca por encima de 160oF a 180oF (71oC a 82oC).

d) HE afecta a las propiedades estáticas a un grado mucho mayor que las propiedades de impacto. Si el hidrógeno está presentey una tensión suficiente se aplica, el fracaso puede ocurrir rápidamente.e) El Monto de hidrógeno atrapado depende del medio ambiente, reacciones de superficie y la presencia detrampas de hidrógeno en el metal, tales como imperfecciones, inclusiones y defectos o grietas preexistentes.f) La cantidad de hidrógeno necesaria para tener un efecto mensurable sobre las propiedades mecánicas varía conel nivel de la fuerza, la microestructura y el tratamiento térmico de la aleación. En algunos casos, los umbrales de críticoconcentraciones de hidrógeno han sido establecidas.g) Subraya incluyen enfriamiento durante la fabricación, las tensiones residuales de soldadura o cargas aplicadas.h) componentes de la pared gruesos son más vulnerables debido a un aumento del estrés térmico y alta moderación y tomarya para el hidrógeno de difundirse fuera.i) En general, a medida que aumenta la fuerza, la susceptibilidad a SE aumenta. Ciertos microestructuras, tales comomartensita sin templar y perlita, son más susceptibles al mismo nivel de intensidad de templadomartensita. Acero al carbono que está severamente hidrógeno acusado tendrá dureza menor que sinhidrógeno.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 17912 2003API Práctica Recomendada 5714-153________________________________________________________________________________________________4.5.6.4 Unidades o equipo afectadoa) Servicios de donde es una preocupación incluyen cabon tuberías de acero y los vasos en mojado H

2Servicios S en FCC,hidrotratamiento, amina, los servicios de agua agria y unidades de alquilación de HF. Sin embargo, el acero dulce usado parabuques y tuberías en la mayoría de aplicaciones de refinación, de utilidad fósiles y de proceso tienen una baja dureza y sonpor lo general no son susceptibles a HE excepto en piezas soldadas, particularmente la ZAC, si PWHT conveniente no estélleva a cabo.b) esferas de almacenamiento suelen estar hechas de aceros ligeramente más altos y son más susceptibles que los másotro equipo de la refinería.c) Los pernos y resortes de acero de alta resistencia son muy propensos a ÉL. (Aleaciones que tienen una resistencia a la tracciónpor encima de 150 ksi pueden absorber hidrógeno durante la galvanoplastia y el crack.)d) los reactores de Cr-Mo, tambores y conchas de intercambiadores en unidades de hidrotratamiento y unidades de reformado catalítico sonsusceptible si el calor de la soldadura afectada dureza zona supera 235 BHN (Figura 4-99).4.5.6.5 Apariencia o Morfología de Dañosa) agrietamiento debido a que él puede iniciar bajo la superficie, pero en la mayoría de los casos es de ruptura superficial.b) HE ocurre en lugares de altas tensiones residuales o triaxiales (muescas, restricción) y donde elmicroestructura es favorable, tal como en ZAC de soldadura.c) En una escala macro, a menudo hay poca evidencia, aunque aparecerán algunos materiales a tener quebradizosuperficies de fractura. En una microescala, el material contendrá menos superficie de fractura dúctil, pero a menudo debenser en comparación con una fractura sin la presencia de hidrógeno.d) En los aceros de mayor resistencia, grietas es a menudo intergranular.4.5.6.6 Prevención / Mitigacióna) depende de la fuente del hidrógeno, composición de la aleación y el historial de tratamiento de fabricación / calor.b) Utilice aceros bajos y PWHT para atemperar la microestructura, mejorar la ductilidad y reducir residualtensiones y dureza.c) Durante la soldadura, utilizar bajo hidrógeno, electrodos secos y métodos de precalentamiento. Si se espera hidrógeno parahan difundido en el metal, una temperatura elevada hornear a cabo [400

oF o más (204oC o superior)] puede queser requerida para impulsar el hidrógeno a cabo antes de la soldadura.d) el equipo de pared gruesa en el servicio de hidrógeno caliente requiere apagado controlado y los procedimientos para la instalación decontrolar la secuencia de presurización como una función de la temperatura.e) En los servicios acuosas corrosivos, aplicar un revestimiento protector, SS revestimiento o recubrimiento de soldadura para evitar lareacciones de hidrógeno de superficie.4.5.6.7 Inspección y Vigilanciaa) Para las grietas superficiales uso inspección PT, MT o WFMT.b) UT también puede ser útil en la búsqueda de HE grietas.c) RT menudo no es lo suficientemente sensible para detectar grietas HE.d) Si la fuente de hidrógeno es un medio acuoso a baja temperatura, flujo de hidrógeno se puede controlarutilizando instrumentos especializados.4.5.6.8 Mecanismos RelacionadosTambién conocida como la descamación de hidrógeno, agrietamiento underbead Retrasada grietas, hidrógeno asistida agrietamiento,hidrógeno agrietamiento inducido. Esfuerzos de sulfuro de craqueo (véase 5.1.2.3) y el hidrógeno corrosión bajo tensión enHF (véase 5.1.2.4) son formas de fragilización por hidrógeno estrechamente relacionado.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1804-154API Práctica Recomendada 57112 2003________________________________________________________________________________________________4.5.6.9 Referencias

1. Erwin y JG Kerr, "El uso de templado y revenido 2-1 / 4Cr-1Mo acero para pared gruesaVasijas de los reactores en Procesos Petróleo Refinería: Una Revisión de Interpretación de 25 años de investigación yAplicación ", WRC Bulletin No.275 , Soldadura Consejo de Investigación, NY.2. RS Treseder, "Protección contra la fragilización por hidrógeno," Química Engineering Magazine , junio1981, Química Semana Publishing, Nueva York, 1981.3. ASM Metals Handbook , "Corrosión", Volumen 13, ASM International, Materiales Park, OH.4. "Fundamentos de la corrosión - An Introduction," NACE International, Houston, TX, 1984, pp 120-121..Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 18112 2003API Práctica Recomendada 5714-155________________________________________________________________________________________________Figura 4-99 - Hidrógeno fragilidad grieta en una pared gruesa 2.25Cr - canal intercambiador 1Mosoldadura circunferencial. Dureza = 235 BHNDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 182Esta página fue dejada en blanco intencionalmente.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003


Página 183SECCIÓN 5.0Mecanismos de daño industria de refinación5.1 Generalidades .....................................................................................................................................15.1.1Uniforme o pérdida localizada en Grosor Fenómenos ........................................... ..... 15.1.1.1 Amina Corrosion.........................................................................................................15.1.1.2 Amonio bisulfuro de Corrosión (agua alcalina Sour) ....................................... ..45.1.1.3 Cloruro de Amonio corrosión ............................................ .................................... 85.1.1.4 Ácido clorhídrico (HCl) Corrosión ......................................... ................................ 105.1.1.5 alta temperatura H2/ H2S Corrosión ................................................ ................................... 135.1.1.6 fluorhídrico (HF) Ácido corrosión ......................................... .................................. 165.1.1.7 Nafténico Ácido Corrosión (NAC) ......................................... ................................. 195.1.1.8 El fenol (ácido carbólico) ......................................... Corrosión .................................. 235.1.1.9 Ácido fosfórico corrosión ............................................ ......................................... 245.1.1.10 Corrosión Agua Amarga (ácida) ......................................... ...................................... 255.1.1.11Sulfuric Ácido corrosión ............................................ ............................................... 275.1.2

Medio Ambiente Asistida Cracking .............................................. ................................... 315.1.2.1 Ácido Polythionic corrosión bajo tensión (PASCC) ....................................... ..315.1.2.2 Estrés Amina Corrosion Cracking ........................................... ............................... 375.1.2.3 Wet H2S Daños (Ampollas / HIC / SOHIC / SSC) ....................................... ................ 415.1.2.4 El estrés agrietamiento por hidrógeno - HF .......................................... .................................... 505.1.2.5 Estrés Carbonato Corrosión Cracking ........................................... ........................ 525.1.3Otro Mechanisms........................................................................................................565.1.3.1 Ataque de hidrógeno a alta temperatura (HTHA) ........................................ .................. 565.1.3.2 Titanio Hydriding...................................................................................................61Unidad 5.2 Proceso PFD's................................................................................................................655.2.1Unidad de Crudo / Vacuum.....................................................................................................655.2.2Delayed Coker ...............................................................................................................655.2.3Fluid Catalytic Cracking ............................................... ................................................ 655.2.4FCC Extremos Ligeros Recovery............................................................................................655.2.5Reformación Catalítica - CCR .............................................. ............................................ 655.2.6Reformación Catalítica - Lecho Fijo ............................................. .................................... 65

5.2.7Unidades de hidrotratamiento - hidrotratamiento, hidrocraqueo ......................................... 655.2.8Ácido Sulfúrico Alkylation................................................................................................655.2.9HF Alquilación .................................................................................................................655.2.10 Amina Treating..............................................................................................................655.2.11 El azufre Recovery.............................................................................................................655.2.12 Sour Stripper Agua ......................................................................................................655.2.13 Isomerization.................................................................................................................655.2.14 El hidrógeno Reformar ....................................................................................................65Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---



5-1_______________________________________________________________________________________________5.1 GeneralidadesMecanismos de daño que se encuentran en el medio ambiente de refinación se discuten en las siguientes secciones. Sección 5.2incluye unidad de proceso PFD. El show de estos PFD la ubicación de la unidad, donde todo dañomecanismos tienen más probabilidades de ser encontrado.5.1.1 Uniforme o pérdida localizada en Grosor Fenómenos5.1.1.1 Amina Corrosión5.1.1.1.1Descripción del Dañoa) Amina la corrosión se refiere a la corrosión general y / o localizada que se produce principalmente en acero al carbonoen el tratamiento de los procesos de amina. La corrosión no es causada por la propia amina, pero los resultados a partir de ácido disueltoinvernadero (CO2y H2S), productos de degradación de aminas, termoestable sales de amina (HSA) y otracontaminantes.b) el agrietamiento por corrosión bajo tensión de acero al carbono en los servicios de amina se trata en 5.1.2.2.5.1.1.1.2Materiales afectadosPrincipalmente acero al carbono. Serie 300 SS son altamente resistentes.5.1.1.1.3Factores Críticosa) La corrosión depende de las prácticas de diseño y operación, el tipo de amina, concentración de amina,contaminantes, temperatura y velocidad.b) Amina la corrosión está muy estrechamente relacionado con el funcionamiento de la unidad. Con algunas excepciones, acero al carbono esadecuado para la mayoría de los componentes de una unidad bien diseñado y operado. La mayoría de los problemas se pueden remontarde defectos de diseño, métodos de conducción deficientes o contaminación solución.

c) La corrosión también es dependiente del tipo de amina utilizada. En general, alcanolamina sistemas pueden ser clasificadoscon el fin de agresividad de más a menos de la siguiente manera: monoetanolamina (MEA), diglicolamina(DGA), diisopropilamina (DIPA), dietanolamina (DEA), y metildietanolamina (MDEA).d) Las soluciones de amina pobre generalmente no son corrosivos, porque tienen ya sea una baja conductividad y alta opH. Sin embargo, una acumulación excesiva de sales de amina estable al calor (HSA) por encima de aproximadamente 2%,dependiendo de la amina, puede aumentar significativamente las tasas de corrosión.e) amoníaco, H2S y HCN acelerar la corrosión en el condensador de cabeza del regenerador y la tubería de salidaasí como tuberías de reflujo, válvulas y bombas.f) Las tasas de corrosión aumentan al aumentar la temperatura, sobre todo en ricos servicio amina. Temperaturaspor encima de aproximadamente 220oF (104oC) puede resultar en intermitente de gas ácido y la corrosión localizada grave si la presióngota es lo suficientemente alta.g) velocidad de la corriente de proceso influirá en la velocidad de corrosión de amina y la naturaleza del ataque. La corrosión esvelocidades y turbulencias sin embargo altos generalmente uniformes causarán pérdidas localizadas de espesor. Por Unacero al carbono, los límites de velocidad común se limita generalmente a 3-6 fps para amina rica y cerca de 20 fpsde amina pobre.5.1.1.1.4Las participaciones o equipo afectadoa) unidades de aminas se utilizan en las refinerías para eliminar H2S, CO2y mercaptanos de corrientes de proceso

originarios de muchas unidades, incluyendo el crudo, coker, FCC, la reforma de hidrógeno, hidrotratamiento, y la colaunidades de gas.b) El intercambiador de calor regenerador y el regenerador son áreas donde la temperatura y turbulencia de lacorriente de amina son los más altos y puede causar problemas de corrosión significativos.c) Los ricos lateral de amina de los intercambiadores magras / ricos, muy caliente amina pobre, rico tuberías amina caliente, la aminabombas de soluciones y los recicladores son también áreas donde ocurren los problemas de corrosión.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1865-2API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________5.1.1.1.5Apariencia o Morfología de Dañosa) acero al carbono y aceros de baja aleación sufren adelgazamiento uniforme en general, la corrosión localizada o localizadaataque bajo depósito (Figura 5-1).b) Adelgazamiento será uniforme en la naturaleza cuando la velocidad de flujo de proceso es bajo, mientras que será localizadoaltas velocidades asociadas con turbulencia.5.1.1.1.6Prevención / Mitigacióna) El funcionamiento apropiado del sistema de amina es la forma más eficaz para controlar la corrosión, con especialatención a los niveles de carga de gas ácido. Además, evitar los productos corrosivos degradación amina, lostemperatura de proceso no debe exceder los límites recomendados. El control apropiado de la tasa de intercambiador de calor y

temperatura es necesario para mantener una temperatura de la parte superior del regenerador.b) se debe dar una atención adecuada para evitar la acumulación de HSAS a niveles inaceptables.c) El diseño del sistema debe incorporar medidas para controlar la caída de presión local para minimizar parpadear. Enáreas en las que es inevitable, la actualización a la serie 300 SS u otras aleaciones resistentes a la corrosión pueden serrequerido. SS410 bandejas internas y también se utilizan en torres de absorción y de separación.d) infiltración de oxígeno causa altas velocidades de corrosión y contribuye a calentar la formación de sal estable. Almacenamientotanques y recipientes de sobretensiones deben cubrieron con gas inerte.e) Los sólidos y los hidrocarburos deben ser retirados de la solución de amina por filtración y a través del procesocontrol. La filtración de soluciones de aminas ricos tiene el potencial de ser más eficaz que la filtración de amina pobrepara la eliminación de sólidos.f) Los inhibidores de corrosión pueden ser necesarios para controlar la corrosión de amina dentro de niveles aceptables.5.1.1.1.7Inspección y Vigilanciaa) El examen visual y medición de espesores UT son los métodos utilizados para el equipo internoinspección. Exploraciones UT o perfil radiografía se utilizan para la inspección externa.b) control de la corrosión también se puede lograr con los cupones de corrosión y / o sondas de corrosión.c) La vigilancia debe centrarse en las zonas calientes de la unidad, tales como la alimentación del calderín y la línea de retorno, el calientemagra / rica tuberías amina, y la tubería de condensador de cabeza stripper.5.1.1.1.8Mecanismos relacionadosAmina agrietamiento por corrosión bajo tensión también se puede encontrar en 5.1.2.2.5.1.1.1.9Referencias1. J. Gutzeit "Refinería La corrosión general," Industrias de Proceso de Corrosión - La teoría y la práctica ,NACE International, Houston, TX, 1986, pp. 171-189.

2. LR White y DE Street, "Control de la Corrosión en Amina El tratamiento de unidades," Actas de la especialSimposio sobre la corrosión en la industria de la refinación de petróleo, NACE International, Houston, TX, 1996.3. RB Nielsen et al, "La corrosión en la refinería de Sistemas de amina," CORROSIÓN / 95 , Documento No. 571, NACEInternacional, Houston, TX, 1995.4. Práctica recomendada API 945, Evitar Cracking Ambiental Amine Unidades , Americano del PetróleoInstitute, Washington, DCDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 18712 2003API Práctica Recomendada 5715-3_______________________________________________________________________________________________Figura 5.1 - localizada corrosión amina en la soldadura que se encuentra en la tubería del evaporador a la torre regeneradoren una unidad de MEA. Muchos otros casos similares encontrados, algunos van tan profundo como medio de espesor. Ellos fueronoriginalmente encontrado y confundido como grietas con ondas de corte inspección UT.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


_______________________________________________________________________________________________5.1.1.2 Amonio bisulfuro de Corrosión (agua alcalina Sour)5.1.1.2.1Descripción del Dañoa) la corrosión agresivas que tienen lugar en las corrientes efluentes de reactores de hidrotratamiento y en unidades de tratamientoagua alcalina agria.b) Varios fallos importantes se han producido en los desagües reactor de hidrotratamiento debido a la localizadala corrosión.5.1.1.2.2Materiales afectadosa) acero al carbono es menos resistente.b) Serie 300 SS, SS dúplex, aleaciones de aluminio y aleaciones de base níquel son más resistentes, dependiendo debisulfuro de amonio (NH4HS) la concentración y la velocidad.5.1.1.2.3Factores Críticosa) NH4HS concentración, la velocidad y / o turbulencia, pH, temperatura, composición de la aleación localizada y el flujo dedistribución son factores críticos a considerar.b) aumenta la corrosión con el aumento de NH4Concentración HS y el aumento de la velocidad. Por debajo de 2% en peso,soluciones no son generalmente corrosivo. Por encima de 2% en peso, las soluciones son cada vez más corrosivo.c) En los reactores de hidroprocesamiento, reactores de FCC y hornos de coquización, nitrógeno en la alimentación se convierte aamoníaco y reacciona con H2S para formar NH4HS. NH4HS precipita de la fase gaseosa en el reactorcorriente efluente a temperaturas por debajo de aproximadamente 150

oF (66oC), dependiendo de la concentración de NH3y seH2S, y puede causar incrustaciones y obstrucciones a menos enrojecida con agua de lavado.d) NH4Depósitos de sal del SA conducen a la corrosión bajo depósito y ensuciamiento.e) El oxígeno y el hierro en el agua de lavado se inyecta en el efluente del reactor de hidrotratamiento puede dar lugar a una mayorla corrosión y ensuciamiento.f) La presencia de cianuros aumenta la severidad de la corrosión en plantas de gas de la FCC, plantas de gas de coquización y agriacabeza del extractor de agua mediante la destrucción de la película, que normalmente protectora de sulfuro.5.1.1.2.4Las participaciones o equipo afectadoa) Unidades hidroprocesamientoyo)NH4Sales SA precipitan en las corrientes de efluentes del reactor cuando las temperaturas caen dentro del rangode 120oF a 150oF (49oC a 66oC).ii) Las incrustaciones y / o velocidad acelerada corrosión se pueden encontrar en:iii) las cajas de distribución enfriador de aire.iv) de entrada y salida de la tubería de enfriadores de aire, así como tubos del intercambiador.

v) Las tuberías de entrada y salida de los separadores efluente del reactor.vi) las tuberías de extracción de agua agria de los separadores de efluentes del reactor; parpadeo puede causar graves erosión-la corrosión aguas abajo de las válvulas de control (Figura 5-2).vii) la línea de vapor de los separadores de alta presión.viii) las líneas de Hidrocarburos de separadores de efluentes del reactor debido al agua agria arrastrado.ix) La columna Stripper sobrecarga de aguas ácidas.b) Unidades de la FCCNH4Concentraciones del SA son generalmente menos de 2% en peso pero altas velocidades y / o la presencia decianuros pueden eliminar escamas protectoras de sulfuro de hierro.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 18912 2003API Práctica Recomendada 5715-5_______________________________________________________________________________________________c)Strippers de aguas ácidas (SWS)Las altas concentraciones de NH4HS en tuberías en altura stripper, condensadores, acumulador y reflujotuberías, y la posible presencia de cianuros.d) Unidades de aminaLas altas concentraciones de NH4HS se puede encontrar en los gastos generales de regenerador y tuberías de reflujo dependiendoen funcionamiento de la unidad.e) Delayed Coker

Las altas concentraciones de NH4HS se puede encontrar en la planta de concentración de gas aguas abajo de latorre fraccionadora.5.1.1.2.5Apariencia o Morfología de Dañosa) Pérdida general de espesor de acero al carbono, con el potencial de tasas extremadamente altas localizadas de perdida de paredpuede ocurrir en los cambios de dirección o de flujo turbulento áreas antes mencionadas% de concentración 2 en peso.b) Bajas velocidades pueden dar lugar a extremadamente localizada la corrosión debajo de los depósitos si el agua disponible es insuficientepara disolver el NH4Sales de HS que precipitaron.c) Los intercambiadores de calor pueden mostrar obstrucción y pérdida del deber debido al ensuciamiento.d) NH4HS corroe rápidamente tubos de latón estañado y otras aleaciones de cobre.5.1.1.2.6Prevención / Mitigacióna) buena práctica de diseño debe consistir en flujo simétrico y equilibrado hidráulicamente dentro y fuera de aireintercambiadores de enfriado.b) Revise cuidadosamente el diseño y las velocidades localizadas como las condiciones del proceso de cambio, especialmente en lo que NH4HSconcentraciones superiores al 2% en peso y comienzan a acercarse a 8% en peso o superior.c) Mantener velocidades dentro directrices de la industria de 10 a 20 fps para el acero al carbono. Acero al carbono puede sersusceptibles a las altas tasas de corrosión por encima de aproximadamente 8% en peso de NH4Concentración HSd) Utilizar materiales resistentes de la construcción (por ejemplo, la aleación 825, duplex SS) a velocidades por encima de 20 fps, dependiendoen NH4

Concentración HS.e) diseñar correctamente y mantener la inyección de lavado de agua con bajo contenido de oxígeno; proporcionar suficiente excesoagua para asegurarse de que una cantidad adecuada de agua permanece como líquido para diluir el NH4Sales del SA. Usoboquillas de inyección adecuadas y la metalurgia.f) titanio y aleación de C276 se han utilizado en los condensadores de arriba en unidades de SWS.g) tubos del intercambiador de aluminio son extremadamente susceptibles a daños por erosión-corrosión.5.1.1.2.7Inspección y Vigilanciaa) Un plan cuidadosamente diseñado debería incluir la participación de los ingenieros y los materiales de proceso / Corrosióningenieros determinar áreas específicas de vulnerabilidad. Determinar amonio bisulfuro contenido a través demuestreo y cálculo.b) la exploración UT frecuente y / o RT espesor del perfil de las zonas de alta y baja velocidad.c) UT aguas abajo de las válvulas de control a alta NH4Concentraciones del SA.d) IRIS, RFEC y la inspección por pérdida de flujo de tubos del enfriador de aire de acero.e) CE inspeccionar tubos de aire no magnético más fresco.f) Supervisar las instalaciones de inyección de agua y medidores de flujo para garantizar un funcionamiento adecuado.5.1.1.2.8Mecanismos relacionadosLa erosión corrosión / erosión (ver 4.2.14).Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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5-6API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________5.1.1.2.9Referencias1. RL Piehl, "Estudio de la corrosión en Hydrocracker efluentes Air Coolers," Protección de los Materiales, NACEInternacional, Houston, TX, 1976.2. EF "Correlación corrosión con amoníaco y sulfuro de hidrógeno en el aire Refrigeradores," Materiales Ehmke,Protección, NACE International, Houston, TX, 1975.3. J. Turner, "Control de corrosión en agua de lavado Systems," Procesamiento de hidrocarburos, junio 1997, pp. 87- 95.4. C. Harvey y A. Singh, "Mitigar Fallas de efluente del reactor Air Coolers," Procesamiento de hidrocarburos,Octubre de 1999, pp. 59-72.5. "La sal de amonio a la corrosión en Hidrotratamiento Unidad Stripper Proyectores Columna," CORROSIÓN / 99 ,Abril de 1999, NACE International, Houston, TX, 1999.6. "Sistemas de Inyección de Refinería," Informe del Comité Técnico de la NACE, abril de 1998, el proyecto de informe, no publicado,NACE International, Houston,TX.7. API RP 932-B, Instrucciones de diseño, materiales, fabricación, operación e inspección para el control de la corrosiónen Hidroprocesamiento Reactor de Efluentes del refrigerador de aire (REAC) Sistemas , Instituto Americano del Petróleo,Washington DCDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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API Práctica Recomendada 5717.5_______________________________________________________________________________________________Figura 5-2 - 2 pulgadas codo CS y la sección recta en una línea de aguas ácidas de las HPS frías en una HDTla unidad.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1925-8API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________5.1.1.3 cloruro de amonio a la corrosión5.1.1.3.1Descripción del DañoLa corrosión general o localizada, a menudo picaduras, normalmente se producen en virtud de cloruro de amonio o sal de aminadepósitos, a menudo en ausencia de una fase de agua libre.5.1.1.3.2Materiales afectadosTodos los materiales utilizados son susceptibles, con el fin de aumentar la resistencia: acero al carbono, aceros de baja aleación,300 Series SS, aleaciones 400, duplex SS, 800, y 825, aleaciones 625 y C276 y titanio.5.1.1.3.3Factores Críticosa) Concentración (NH3, HCl, H20 o sales de amina), la temperatura y la disponibilidad de agua son los factores críticos.

b) sales de cloruro de amonio pueden precipitar a partir de corrientes de alta temperatura, ya que se enfrían, dependiendode la concentración de NH3y HCl, y puede corroer tuberías y equipos a temperaturas muy porpor encima de la del punto de rocío de agua [> 300oF (149oC)]c) las sales de cloruro amónico son higroscópicos y absorben fácilmente el agua. Una pequeña cantidad de agua puede conducira la corrosión muy agresiva [> 100 mpa (> 2,5 mm / año].d) cloruro de amonio y sales de clorhidrato de amina son altamente solubles en agua, altamente corrosivo y la formauna solución ácida cuando se mezcla con agua. Algunas aminas neutralizantes reaccionan con cloruros para formar aminaclorhidratos que pueden actuar de una manera similar.e) Las tasas de corrosión aumentan al aumentar la temperatura.f) Cuando se depositan encima del punto de rocío del agua, una inyección de lavado con agua puede ser necesaria para disolver elsales.5.1.1.3.4Las participaciones o equipo afectadoa) Los gastos generales de la torre de crudoyo)Torre superior, bandejas superiores, tuberías en altura e intercambiadores puede estar sujeto a la suciedad y la corrosión.Los depósitos pueden ocurrir en zonas de bajo flujo debido a amoníaco y / o amina sales de cloruro de condensaciónde la fase de vapor.ii) las corrientes de reflujo circulante Top pueden verse afectados si sales de amonio o cloruro de amina están presentes.b) HidroprocesamientoCorrientes de efluente del reactor están sujetas a ensuciamiento sal de cloruro de amonio y la corrosión. El lavado con aguapuede ser necesaria si se produce el ensuciamiento del intercambiador o pérdida en el deber.c)Reformación CatalíticaCorrientes de efluentes del reactor y la H

2sistema de reciclaje están sujetos a cloruro de amonio y salazónla corrosión.d) FCCU y fraccionador coker gastos generales y superiores pumparounds están sujetos a cloruro de amoniola corrosión y el salado.5.1.1.3.5Apariencia o Morfología de Dañosa) Las sales tienen un aspecto blanquecino, verdoso o marrón. Lavado y / o steamout Agua voluntadeliminar los depósitos para que las pruebas de ensuciamiento puede no ser evidente durante una inspección visual interna.b) Corrosión por debajo de las sales es típicamente muy localizada y resultados en picaduras.c) Las tasas de corrosión pueden ser extremadamente alta.5.1.1.3.6Prevención / MitigaciónLas aleaciones más resistentes picaduras habrán mejorado la resistencia a las sales de cloruro de amonio, sino incluso lamás de corrosión aleaciones a base de níquel resistentes y aleaciones de titanio pueden sufrir corrosión por picaduras.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 19312 2003API Práctica Recomendada 5715-9_______________________________________________________________________________________________a) Unidad de Crudoyo)Limite sales mediante la limitación de cloruros en la alimentación de la torre a través de la desalinización y / o la adición de cáustico parael crudo desalado.

ii) un lavado con agua puede ser necesaria en la línea aérea torre de crudo para eliminar los depósitos de sal.iii) inhibidores de la amina rodaje se agregan a menudo para controlar la corrosión.b) Hidroprocesamientoyo)Cloruros de limitar, en el suministro de hidrocarburo al reactor.ii) Limitar cloruros en el suministro de hidrógeno maquillaje.iii) un lavado con agua continua o intermitente puede ser necesaria en el efluente del reactor para eliminar la sal dedepósitos.c)Reformación Catalíticayo)El efluente del reactor puede ser tratada para eliminar los cloruros.ii) El lavado con agua se ha utilizado en algunos casos, pero el sistema debe ser diseñado cuidadosamente.iii) Algunos cabeza de la torre pueden requerir neutralización o filmar aminas.5.1.1.3.7Inspección y Vigilanciaa) La acumulación de sales de cloruro de amonio puede ser muy localizada y la corrosión resultante puede serdifícil de detectar.b) seguimiento espesor RT o UT puede ser utilizado para determinar el espesor de la pared restante.c) El seguimiento de las corrientes de alimentación y aguas efluentes dará una indicación de la cantidad de amoníaco ycloruros presentes, sin embargo la simulación de procesos pueden ser necesarios para determinar la concentración ytemperaturas de punto de rocío. Si el cloruro de amonio la temperatura de deposición de sal se ha calculado,seguimiento y control de la temperatura pueden ser eficaces para el mantenimiento de temperaturas del metal por encima de la saltemperatura de deposición.d) La presencia de depósitos a menudo se detecta cuando la caída de presión aumenta o la térmicael rendimiento de los intercambiadores se ha deteriorado.e) sondas o cupones de corrosión pueden ser útiles, pero la sal deben depositar sobre el elemento de sonda de la corrosión dedetectar la corrosión.5.1.1.3.8

Mecanismos relacionadosHCl corrosión (véase 5.1.1.4).5.1.1.3.9Referencias1. C. Shargay y otros, "Consideraciones de diseño para minimizar el cloruro de amonio a la corrosión en HidrotratamientoREACs " CORROSION / 2001 , Documento No. 1543, NACE International, Houston, TX, 2001.2. C. Shargay et al, "La sal de amonio a la corrosión en el hidrotratamiento unidad separadora Sistemas de cabeza de la columna,"NACE Corrosion / 99 Conferencia, Documento No. 392, NACE International, Houston, TX, 1999.3. "Inyección y Proceso de la Refinería de mezcla Puntos," NACE International Publicación 34101, NACEInternacional, Houston, TX, marzo de 2001.4. J. Turner, "Control de corrosión en agua de lavado Systems," Procesamiento de hidrocarburos, junio 1997, pp. 87- 95.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1945-10API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________5.1.1.4 Ácido clorhídrico (HCl) Corrosión5.1.1.4.1Descripción del Dañoa) Ácido clorhídrico (HCl acuoso) provoca tanto la corrosión general y localizada y es muy agresivo paramayoría de los materiales comunes de construcción a través de una amplia gama de concentraciones.b) Los daños en las refinerías se asocia más con el punto de rocío a la corrosión en el que los vapores que contiene agua

y cloruro de hidrógeno se condensa a partir de la corriente de cabeza de una destilación, fraccionamiento o separaciónla torre. Las primeras gotas de agua que se condensan pueden ser muy ácido (pH bajo) y promover la corrosióntasas.5.1.1.4.2Materiales afectadosTodos los materiales comunes de construcción utilizados en las refinerías.5.1.1.4.3Factores Críticosa) la concentración de ácido HCl, la temperatura y la composición de la aleación.b) La gravedad de la corrosión aumenta con el aumento de la concentración de HCl y el aumento de la temperatura.c) HCl acuoso puede formar por debajo de los depósitos de cloruro de amonio o sales de clorhidrato de amina enintercambiadores y tuberías. Los depósitos absorben fácilmente el agua de la corriente de proceso o de inyectadoel agua de lavado. El cloruro de hidrógeno es normalmente no corrosivo en corrientes de proceso seco, pero se hace muydonde el agua corrosiva está disponible para formar ácido clorhídrico.d) de acero al carbono y aceros de baja aleación están sujetos a corrosión excesiva cuando se expone a cualquier concentraciónde ácido que produce HCl a pH por debajo de aproximadamente 4,5e) de la serie 300 SS y 400 series SS no son útilmente resistente a HCl en cualquier concentración o la temperatura.f) de la aleación 400, titanio y algunas otras aleaciones a base de níquel tienen buena resistencia a ácido diluido HCl en muchasaplicaciones de refinería.g) La presencia de agentes oxidantes (oxígeno, férrico y los iones cúpricos) aumentará la velocidad de corrosión,particularmente para la aleación 400 y la aleación B-2. El titanio se desempeña bien en condiciones oxidantes pero falla rápidamente enservicio de HCl seco.5.1.1.4.4Las participaciones o equipo afectadoHCl a la corrosión se encuentra en varias unidades, especialmente unidades de crudo y de vacío, unidades de hidroprocesamiento yunidades reformador catalítico.a) Unidad de Crudoyo)

En el sistema de torre de sobrecarga atmosférica, la corrosión a partir de ácido HCl se produce como las primeras gotas decondensar el agua de la corriente de vapor de la parte superior de la torre. Esta agua puede tener un pH muy bajoy puede resultar en altas tasas de corrosión en las tuberías, así como conchas, tubos y del intercambiador de cabeceracajas, y las piernas muertas frías.ii) HCl corrosión también puede ser un problema en el eyector de vacío y el equipo de condensación de la parte superiorde la torre de vacío.b) Las unidades de hidroprocesamientoyo)Los cloruros pueden entrar en la unidad como cloruro orgánico en la alimentación de hidrocarburo o con el reciclohidrógeno y reaccionan para formar HCl.ii) sales de cloruro de amonio se pueden formar en varias partes de la unidad incluyendo el lado efluente del calienteintercambiadores de alimentación / efluente porque ambos NH3y HCl están presentes o que se puede condensar con aguaen el tren de efluentes.iii) las corrientes de HCl que contiene pueden migrar a través de la sección de fraccionamiento resultante en ácido severala corrosión del punto de rocío en el punto donde entra en contacto con el agua de mezcla.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 19512 2003API Práctica Recomendada 5715-11_______________________________________________________________________________________________c)Unidades de reformado catalítico

yo)Los cloruros pueden ser despojados del catalizador y reaccionan para formar HCl que lleva a través del efluentetren, sistema de regeneración, torre estabilizadora, torre desbutanizador e intercambiadores de alimentación / precalentamiento.ii) HCl que contiene vapores pueden migrar a través de la sección de fraccionamiento planta de gas que resulta en punto de mezclao corrosión del punto de rocío ácido.5.1.1.4.5Apariencia o Morfología de Dañosa) acero al carbono y aceros de baja aleación sufren adelgazamiento uniforme en general, la corrosión o bajo depósito localizadoataque.b) Serie 300 SS y 400 de la serie SS menudo sufrirán ataque por picadura y la serie 300 SS pueden experimentarpor corrosión bajo tensión cloruro de agrietamiento.5.1.1.4.6Prevención / Mitigacióna) Unidades de Crudoyo)Optimizar la separación de aceite crudo de agua del tanque y la retirada y el funcionamiento de desalado de crudo areducir cloruro en la alimentación a la torre de crudo. Un objetivo común es de 20 ppm o menos cloruros enel acumulador de agua por encima.ii) Actualización de acero al carbono de aleaciones a base de níquel o titanio puede reducir HCl problemas de corrosión ácida.Tubos de titanio resolverán la mayoría de condensador de cabeza problemas de corrosión del tubo.iii) El lavado con agua se puede añadir a apagar la corriente de cabeza y para ayudar a diluir la condensaciónla concentración de ácido clorhídrico.iv) inyección cáustica aguas abajo de la desaladora es otro método común utilizado para reducir elcantidad de HCl pasando por encima. Diseño y operación pautas adecuadas se deben utilizar para evitarSCC cáustica y la suciedad en el tren de precalentamiento de alimentación.v) Varias combinaciones de amoniaco, aminas neutralizantes y filmación aminas pueden ser inyectados en elatmosférica línea de la torre de arriba antes del punto de rocío de agua.b) Hydrodroprocessing

yo)Minimizar el arrastre de agua y cloruro de sales de unidades aguas arriba incluyendo amina neutralizantesales de hidrocloruro.ii) Reducir al mínimo HCl en H2corrientes (por ejemplo, instalar depuradores o custodiar camas para eliminar Cl-iones de hidrógenoproducida en unidades de refoming catalíticos).iii) El uso selectivo de la corrosión de aleaciones de base níquel resistente.c)Reformación Catalíticayo)Igual que el hidroprocesamiento, pero además, el lavado de agua de la corriente de hidrocarburos también ha sidoutilizado para eliminar los cloruros altamente soluble en agua. Especial cuidado en el diseño y operación de esteSe recomienda equipo. Reducción al mínimo de agua y / o compuestos oxigenados en la alimentación reducirá decapadode cloruros del catalizador.ii) adsorbentes especiales en camas cloruro y tratadores de cloruro pueden utilizarse para eliminar los cloruros de lareciclar corrientes de hidrógeno y de las corrientes de hidrocarburos líquidos.5.1.1.4.7Inspección y Vigilanciaa) Para el acero de carbono, el daño es por lo general en forma de adelgazamiento general, pero puede ser muy localizada donde unafase de agua se condensa.b) corrosión grave también se puede encontrar en los puntos de mezcla donde cloruro seco que contiene la mezcla de corrientes concorrientes que contienen agua libre o donde se enfrían las corrientes de agua saturada por debajo del punto de rocío.c) Evidencia de áreas adelgazadas localmente se puede encontrar utilizando métodos de escaneo automático por ultrasonidos o perfilla radiografía.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDT


Página 1965-12API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________d) Proceso y control de la corrosión son aspectos importantes de un programa bien desarrollado para minimizar laefectos de HCl corrosión.e) El pH del agua en el maletero de la torre atmosférica acumulador de sobrecarga está normalmente controladacada turno. Otras variables, como el cloruro y el contenido de hierro se comprueban de forma menos frecuente perono necesita ser controlado regularmente.f) Las fases del agua en otras unidades también son monitoreados por muestreo periódico del agua sorteos de la sobrecargatambores de fraccionamiento o torres de extracción.g) Estratégicamente colocado sondas de corrosión y / o cupones de corrosión pueden proporcionar información adicional sobrela tasa y extensión del daño.5.1.1.4.8Mecanismos relacionadosCorrosión de cloruro de amonio (véase 5.1.1.3), cloruro de SCC y corrosión localizada (ver 4.5.1).5.1.1.4.9Referencias1. Manual de Metales , "Corrosión", Volumen 13, ASM International, Materiales Park, OH.2. A. Bagdasarian et al, "El crudo Unidad Corrosión y Control de Corrosión," CORROSIÓN / 96 , Documento No.615,NACE International, Houston, TX, 1996.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS

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Página 19712 2003API Práctica Recomendada 5715-13_______________________________________________________________________________________________5.1.1.5 alta temperatura H2/ H2S Corrosión5.1.1.5.1Descripción del DañoLa presencia de hidrógeno en H2S arroyos aumenta la gravedad de la corrosión de sulfuro de alta temperatura a latemperaturas por encima de aproximadamente 500oF (260oC). Esta forma de sulfuración usualmente resulta en una pérdida uniforme enespesor asociado con circuitos calientes en unidades de hidroprocesamiento.5.1.1.5.2Materiales afectadosCon el fin de aumentar la resistencia: acero al carbono, aceros de baja aleación, Serie 400 SS y 300 de la serie SS.5.1.1.5.3Factores Críticosa) Los principales factores que afectan la temperatura de alta sulfuración son la temperatura, la presencia de hidrógeno,la concentración de H2S y la composición de la aleación.b) Cuando el hidrógeno está presente en cantidades significativas, las tasas de corrosión son más altos que los asociados conde alta sulfuración temperatura en ausencia de hidrógeno (véase 4.4.2).c)Tasas de sulfuración aumentan con el aumento H2

Contenido de S y especialmente el aumento de temperatura comose ilustra en la Figura 5-3.d) las tasas de corrosión más altos se encuentran más en desulfurizers y hidrocraqueadores que la nafta de petróleo de gasdesulfurizers por un factor de casi '2'.e) La susceptibilidad a la sulfuración se determina por la composición química de la aleación.f) El aumento de contenido de cromo de la aleación mejora la resistencia (Figura 5-4). Sin embargo, hay pocamejora con el aumento de contenido de cromo hasta alrededor de 7-9Cr como se muestra por la reducción de la tasa relativafactores de la Tabla 5-1.g) que contiene cromo aleaciones a base de níquel son similares al acero inoxidable. Niveles similares de cromo proporcionanresistencia a la corrosión similar.5.1.1.5.4Las participaciones o equipo afectadoa) Esta forma de corrosión se produce en tuberías y equipos en las unidades donde la alta temperatura H2/ H2Arroyos Sse han encontrado incluyendo todas las unidades de hidroprocesamiento tales desulfurizers, hidrotratamiento y unidades de hidrocraqueo.b) los aumentos notables en la corrosión se pueden encontrar aguas abajo de los puntos de inyección de hidrógeno.5.1.1.5.5Apariencia o Morfología de Dañosa) Corrosión aparecerá como una pérdida de espesor uniforme desde el lado de proceso y va acompañada de laformación de una escala de sulfuro de hierro.b) La escala es aproximadamente 5 veces el volumen de metal perdido y puede estar en múltiples capas.c) La escala de color gris brillante con buena adherencia unido a la superficie puede ser confundido con el metal no afectado.5.1.1.5.6Prevención / Mitigacióna) El daño por corrosión se reduce al mínimo mediante el uso de aleaciones con alto contenido de cromo.

b) La Serie 300 SS como Tipos 304L, 316L, 321 y 347 son altamente resistentes al serviciotemperaturas.5.1.1.5.7Inspección y Vigilanciaa) UT, VT y RT lecturas de espesor se utilizan para controlar la pérdida de espesor.b) las temperaturas de funcionamiento reales deben ser verificados en el campo para comparar contra el diseño.c) simulaciones de procesos deben ser revisados periódicamente para confirmar que H2Niveles de S no tienen significativamenteaumentado.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 1985.14API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________5.1.1.5.8Mecanismos relacionadosSulfuración de alta temperatura en ausencia de hidrógeno se discute en 4.4.25.1.1.5.9Referencias1. ASM Metals Handbook, "Corrosión en la refinación del petróleo y operaciones petroquímicas", Volumen 13,ASM International, Materiales Park, OH.2. NACE Curso libro , "Control de corrosión en la industria de refinación," NACE International, Houston, TX,1999.Tabla 5-1- Puntúa Factores vs. cromo contenido. (Ref. 2)Aleación

Factor RateCS, C-0,5Mo11 Cr-0,5Mo0.962.25Cr-0,5Mo0.915Cr-0,5Mo0.807CR-1Mo0.749Cr-1Mo0.68Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 19912 2003API Práctica Recomendada 5715-15_______________________________________________________________________________________________Figura 5-3 - velocidad de corrosión del acero al carbono en H2/ H2Servicio S en un desulfurador nafta desde elmodificados curvas Couper-Gorman. (Ref. 1)Figura 5-4 - curvas de tipos de corrosión para diferentes aleaciones en H2/ H2Servicio S. (Ref. 1)Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003


Página 2005-16API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________5.1.1.6 fluorhídrico (HF) Ácido Corrosión5.1.1.6.1Descripción del DañoLa corrosión por ácido HF puede resultar en altas tasas de corrosión general o localizada y puede ser acompañado poragrietamiento de hidrógeno, formación de ampollas y / o HIC / SOHIC (véase 5.1.2.3 y 5.1.2.4).5.1.1.6.2Materiales afectadosa) acero al carbono, aleaciones de cobre y níquel, aleación 400.b) Otras aleaciones de base de níquel tales como la aleación C276 también se han utilizado en algunas aplicaciones.c) Los aceros de baja aleación, Serie 300 SS y la Serie SS 400 son susceptibles a la corrosión y / o formación de grietas ygenmerally no son adecuados para el servicio IC.5.1.1.6.3Factores Críticosa) la concentración de ácido HF (contenido de agua), la temperatura, la composición de la aleación y la presencia decontaminantes, incluyendo compuestos de oxígeno y azufre son los factores de control.b) de acero al carbono forma una escala fluoruro protector en ácido concentrado seco. La pérdida de la escala de proteccióna través de altas velocidades o turbulencias, dará lugar a tasas de corrosión muy acelerados.c) La presencia de agua puede desestabilizar la escala de fluoruro y convertirlo en un nonprotective voluminosaescala.d) La principal preocupación es la concentración "HF-en-agua" de la fase ácida. Aunque la corriente de proceso

puede estar compuesto principalmente de hidrocarburos, el ácido se considera como una fase separada. Concentraciónse determina por la cantidad de agua presente en la fase ácida.e) unidades de alquilación HF Típica operan con 1% a 3% de agua en el ácido, equivalente a una HF-en-aguaconcentración de 97% a 99% y las temperaturas son generalmente por debajo de 150oF (66oC). Bajo estasacero condiciones de carbono se utiliza ampliamente para todos los equipos, excepto donde se requieren tolerancias estrechas parade funcionamiento (es decir, bombas, válvulas, instrumentos).f) Las tasas de corrosión aumentan al aumentar la temperatura y la disminución de la concentración de HF (aumentandocontenido de agua).g) en acero al carbono, elementos residuales (% Cu,% de Ni,% Cr) puede acelerar la corrosión en ciertas partes de la unidadpero directrices de la industria recomendada no se han desarrollado formalmente. Algunos usuarios limitan el total deResidual Element (RE) contenido al 0,20% como máximo, donde RE =% Cu + Ni +%% Cr. Vea la Figura 5-5.contaminación h) de oxígeno aumenta la velocidad de corrosión del acero al carbono y promueve la corrosión aceleraday SCC de aleación 400.5.1.1.6.4Las participaciones o equipo afectadoa) Las tuberías y equipos en la unidad de alquilación HF, tuberías de bengala y unidades aguas abajo se expone al ácidoarrastre también se ven afectados.b) La mayoría del equipo está hecha de acero al carbono con la excepción de la repetición de ácido HF / torre regeneradory el recipiente neutralizador de alivio de ácido que usualmente se hacen parcial o completamente de la aleación 400.c) Se han observado altas tasas de corrosión:yo)En tuberías y equipos que funcionan por encima de 150oF (66o

C);ii) En deadlegs incluyendo entradas a las válvulas de seguridad, así como pequeños orificios de calibre y drenajes;iii) condensar vapores de cabeza en las tuberías e intercambiadores de la parte superior de la isoagotador, Torre Depropanizadoray HF Stripper / Propano Stripper;iv) En caras de las bridas;v) haces de intercambiador de calor que calientan corrientes que contienen ácidos tales como el vaporizador de ácido.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 20112 2003API Práctica Recomendada 5715-17_______________________________________________________________________________________________d) el ensuciamiento severo debido a productos de corrosión de hierro fluoruro se ha observado en las tuberías, intercambiadores de calory en la parte superior de las torres isoagotador y despropanizadora.5.1.1.6.5Apariencia o Morfología de Dañosa) La corrosión es en la forma de adelgazamiento general o localizada grave de acero al carbono.b) La corrosión puede ser acompañado por el agrietamiento debido al estrés agrietamiento por hidrógeno, formación de ampollas y / oDaños HIC / SOHIC.c) ensuciamiento significativo debido a las escalas de fluoruro de hierro también puede acompañar a la corrosión.d) la aleación 400 muestra la pérdida de espesor uniforme pero no se acompaña de escalamiento significativo.e) no se alivia el estrés de aleación 400 es susceptible a la corrosión bajo tensión cuando está en contacto con humedad HFvapores en la presencia de oxígeno. Un tratamiento de calor para aliviar el estrés o la igualación puede reducir el

susceptibilidad de la aleación de 400 a tales condiciones.5.1.1.6.6Prevención / Mitigacióna) acero al carbono funcionen a más de 150oF (66oC) debe ser monitoreada de cerca por la pérdida de espesor y mayonecesitará ser actualizado a la aleación 400.b) La corrosión puede ser prevenida mediante una cuidadosa operación de la unidad para reducir al mínimo el agua, el oxígeno, azufre y otroscontaminantes en la alimentación.c) Mantener un estricto control sobre el contenido de agua del ácido circulante.d) de la aleación 400 (sólido o de revestimiento) se puede utilizar para eliminar los problemas asociados con formación de ampollas yHIC / SOHIC. Se requiere un alivio de tensión tratamiento térmico para reducir al mínimo la posibilidad de SCC.e) Aleación C276 se ha utilizado donde se han agrietamiento problemas con la aleación 400.5.1.1.6.7Inspección y Vigilanciaa) UT y RT se utilizan para monitorizar la pérdida de espesor.b) programas de énfasis especial para vigilar pequeña tubería de perforación, cara de la brida a la corrosión, formación de ampollas yHIC / SOHIC son recomendados como se indica en API RP 751.5.1.1.6.8Mecanismos relacionadosAgrietamiento ambiental de acero al carbono y de aleación 400 puede ocurrir en la IC. Consulte 5.1.2.4 estrés hidrógenoagrietamiento en HF y 5.1.2.3 para una discusión sobre la formación de ampollas y HIC / daños SOHIC.5.1.1.6.9Referencias1. Práctica Recomendada API 751, seguridad operacional del ácido fluorhídrico Alquilación Unidades , AmericanPetroleum Institute, Washington, DC2. NACE Publicación 5A171, Materiales para la recepción, manipulación y almacenamiento de ácido fluorhídrico , 1995Revisión, NACE International, Houston, TX, 1995.3. JD Dobis, DR Clarida y JP Richert, "Una encuesta revela la naturaleza de la corrosión en la IC Alquilación Unidades"

Oil and Gas Journal , 6 de marzo de 1995, Vol. 93, Nº 10, pp. 63-68.4. AC Gysbers et al, "Materiales para fluorhídrico Servicio Acid en el nuevo milenio", CORROSIÓN / 01 ,Papel No.345, NACE International, Houston, TX, 2001.5. JD Dobis, DG Williams y DL Bryan Jr., "El efecto de las condiciones de funcionamiento de la corrosión en la ICUnidades de alquilación ", CORROSIÓN / 04, Documento No.645, NACE International, Houston, TX, 2004.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2025-18API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-5 - Sección transversal de una tubería de acero al carbono que muestra la corrosión preferencial de la tubería conalto contenido de elemento residual a la derecha (% Cu +% Ni +% Cr), en comparación con la tubería residual bajasección a la izquierda de la soldadura .Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 20312 2003API Práctica Recomendada 5715-19_______________________________________________________________________________________________5.1.1.7 Nafténico Ácido Corrosión (NAC)

5.1.1.7.1Descripción del DañoUna forma de corrosión a alta temperatura que se presenta principalmente en las unidades de crudo y vacío, y las unidades aguas abajoese proceso de ciertas fracciones o cortes que contienen ácidos nafténicos.5.1.1.7.2Materiales afectadosAcero al carbono, aceros de baja aleación, de la serie 300 SS, Serie 400 SS y de base níquel aleaciones.5.1.1.7.3Factores Críticosa) NAC es una función del contenido de ácidos nafténicos (número de neutralización), temperatura, contenido de azufre,la velocidad y la composición de la aleación.b) La gravedad de la corrosión aumenta con el aumento de la acidez de la fase de hidrocarburos.c) número de neutralización o total de ácidos Número (TAN) es una medida de la acidez (contenido de ácido orgánico) comodeterminada por diversos métodos de ensayo tales como ASTM D-664. Sin embargo, la corrosión se asocia con NACcorrientes calientes de hidrocarburos secos que no contienen una fase de agua libre.d) El índice de acidez total (TAN) del crudo puede ser engañoso porque esta familia de ácidos tiene un alcancede puntos de ebullición y tiende a concentrarse en varios cortes. Por lo tanto, la NAC se determina por la acidez dela corriente real no la carga de crudo.e) los diversos ácidos que comprenden la familia de ácidos nafténicos pueden tener claramente diferente corrosividad.f) No hay métodos de predicción ampliamente aceptados se han desarrollado para correlacionar la velocidad de corrosión con eldiversos factores que influyen en ella.g) de azufre promueve la formación de sulfuro de hierro y tiene un efecto inhibidor sobre NAC, hasta un punto.h) Los ácidos nafténicos eliminar escamas protectoras de sulfuro de hierro en la superficie de los metales.yo)NAC puede ser un problema particular con muy bajos de azufre con crudos de TAN tan bajo como 0,10.j)NAC se produce normalmente en las corrientes calientes por encima de 425

oF (218oC) pero se ha reportado un precio tan bajo como 350oF(177oC). La severidad se incrementa con la temperatura hasta aproximadamente 750oF (400oC), sin embargo, NAC ha sidoobservado en gasóleo coker caliente arroyos hasta 800oF (427oC)k) Los ácidos nafténicos son destruidas por las reacciones catalíticas en hidrotratamiento aguas abajo y unidades FCCU.l)Las aleaciones que contienen cantidades crecientes de espectáculo molibdeno mejor resistencia. Un mínimo de 2% a2,5% es necesario dependiendo del TAN de todo el crudo y sus cortes laterales.m) La corrosión es más grave en dos fases (líquido y vapor) de flujo, en zonas de alta velocidad o turbulencia,y en torres de destilación donde los vapores calientes condensan para formar gotitas de la fase líquida.5.1.1.7.4Las participaciones o equipo afectadoa) tubos del crudo y de la calefacción de vacío; de crudo y de transferencia de vacío líneas; vacío toque fondo tuberías, AGOcircuitos; Circuitos y, a veces LVGO HVGO. NAC también ha sido reportado en la LCGO y HCGOarroyos en las unidades de coquización retardada de procesamiento de alto avance TAN.b) Los sistemas de tuberías son particularmente susceptibles en zonas de alta velocidad, turbulencia o cambio de flujodirección, como internos de la bomba, válvulas, codos, tes y reductores, así como áreas de flujoperturbaciones tales como cordones de soldadura y tubos protectores.

c) de crudo y torre de vacío internos también pueden ser corroídos en las zonas de flash, el embalaje y el funcionamiento internodonde las corrientes de ácido altas se condensan o gotitas de alta velocidad chocan.d) NAC se puede encontrar en hidrocarburo caliente flujos de aguas abajo de las unidades de crudo y de vacío, aguas arriba decualquiera de los puntos de la mezcla de hidrógeno.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2045-20API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________5.1.1.7.5Apariencia o Morfología de Dañosa) NAC se caracteriza por la corrosión localizada, la corrosión por picadura, o flujo de ranurado inducida en alta velocidadáreas (Figura 5-6 y la Figura 5-7).b) En condiciones de poca velocidad de condensación, muchas aleaciones incluyendo acero al carbono, aceros de baja aleación y 400Series SS puede mostrar pérdida de espesor uniforme y / o picaduras.5.1.1.7.6Prevención / Mitigacióna) Para las unidades y / o componentes de los sistemas que no han sido diseñados para la resistencia a la NAC, laopciones para cambiar o mezclar crudos, actualice la metalurgia, utilizar inhibidores químicos o algunacombinación de los mismos.b) NAC se puede reducir mediante la mezcla en bruto para reducir el TAN y / o aumentar el contenido de azufre.c) Utilizar las aleaciones con mayor contenido de molibdeno para mejorar la resistencia (Tabla 5-2).

d) inhibidores de la NAC de alta temperatura se han utilizado con un éxito moderado, sin embargo potencial perjudicialefectos sobre la actividad del catalizador aguas abajo deben ser consideradas. Inhibidores de la eficacia tiene que sermonitorizada cuidadosamente.e) Para condiciones severas, de acero inoxidable Tipo 317L u otras aleaciones con mayor contenido Molybedenum mayoser requerido.5.1.1.7.7Inspección y Vigilanciaa) UT y RT se utilizan para el seguimiento de espesor pero la erosión localizada puede ser difícil de localizar de manera RTdebe ser el método de detección primaria seguida de la medición de espesores UT.b) Monitor de TAN y el contenido de azufre de las corrientes de carga de crudo y secundarios para determinar la distribución deácidos en los diferentes cortes.c) sondas corrosión resistencia eléctrica y bastidores de cupones de corrosión se pueden utilizar.d) Streams pueden ser monitoreados por Fe y el contenido de Ni para evaluar la corrosión en el sistema.e) sondas de hidrógeno también se han reportado para detectar NAC.5.1.1.7.8Mecanismos relacionadosSulfuración es un mecanismo de competir y de cortesía que debe ser considerado en la mayoría de las situaciones conNAC. En los casos en que se está produciendo adelgazamiento, es difícil distinguir entre NAC y sulfuración.5.1.1.7.9Referencias -1. Derungs, "Nafténico Ácido Corrosión - Un viejo enemigo de la Industria del Petróleo," CORROSIÓN , Vol. 12No. 12, NACE International, Houston, TX, pp. 41.2. J. Gutzeit, "nafténicos ácido corrosión," NACE Paper No. 156, CORROSIÓN / 76 , NACE International,Houston, TX, 1976.3. R. Piehl, "Nafténico Ácido Corrosión en crudo Unidades de Destilación," Performance Materials , de enero de 1988.4. SER Hopkinson y LE Peñuela ", nafténicos ácido corrosión por el venezolano Crudos," Paper No. 502,CORROSIÓN / 97 , NACE International, Houston, TX, 1997.

5. MJ Nugent y JD Dobis, "La experiencia con Nafténico Ácido Corrosión en Baja TAN Crudos," PapelNo. 577, CORROSIÓN / 98 , NACE International, Houston,TX, 1998.6. Publicación API 581, Inspección Basada en Riesgo - Documento de recurso básico , el Instituto Americano del Petróleo,Washington DCDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 20512 2003API Práctica Recomendada 5715-21_______________________________________________________________________________________________Tabla 5-2 - Las aleaciones enumerados en el orden aproximado de la creciente resistencia a NACCS, 1.25C-0,5Mo, 2.25Cr-0,5Mo,5Cr-0,5Mo, 12Cr9Cr-1Mo, 304L SS, 321SS, 347 SS316 SS317 SS6% Mo AleacionesAleación 625, aleación 276Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


12 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-6 - daños de erosión-corrosión debido a NAC en una de 10 pulgadas 5Cr codo en la salida de un vacíocalentador en un VDU.Figura 5-7 - Severo NAC de 410 bandejas de las SS y de la burbuja gorras en la sección HVGO de la torre de vacíoalimentado por el calentador de vacío en la Figura 5-6.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 20712 2003API Práctica Recomendada 5715-23_______________________________________________________________________________________________5.1.1.8 El fenol (ácido carbólico) Corrosión5.1.1.8.1Descripción del DañoLa corrosión de acero al carbono se puede producir en las plantas utilizando fenol como un disolvente para eliminar los compuestos aromáticos a partir dematerias primas de aceite lubricante.5.1.1.8.2Materiales afectadosCon el fin de aumentar la resistencia: acero al carbono, 304L, 316L y aleación C276.5.1.1.8.3Factores Críticosa) temperatura, contenido de agua, química de la aleación y la velocidad son los factores críticos.b) La corrosión es generalmente mínimo en la sección sobre cuando la temperatura está por debajo de 250oF (121

oC).c) La corrosión puede ocurrir en la sección de recuperación donde fenol gastado se separa por vaporización.d) El azufre y ácidos orgánicos pueden conducir a un ataque de ácidos nafténicos y sulfuración en el circuito extracto caliente.e) de acero al carbono y 304 / 304L de acero inoxidable se corroe rápidamente en servicio de fenol por encima de 450 ° F (232oC).f) soluciones acuosas diluidas (5-15% de fenol) son muy corrosivos para los condensadores secador extracto.g) Las velocidades altas pueden favorecer la corrosión localizada.5.1.1.8.4Las participaciones o equipo afectadoInstalaciones de extracción de fenol en lubricantes planta.5.1.1.8.5Apariencia o Morfología de Dañosa) La corrosión estará en la forma de corrosión general o localizada de acero al carbono.b) localizada pérdida de espesor debido a la erosión-corrosión puede ocurrir.c) La erosión-corrosión y / o corrosión condensación se pueden observar en los circuitos de la torre de arriba.5.1.1.8.6Prevención / Mitigacióna) La corrosión se puede prevenir a través de la selección de materiales y el control adecuados de la química disolvente fenol.b) los circuitos de tuberías aéreas deben ser diseñados para una velocidad máxima de 30 fps en la sección de recuperación.c) la temperatura de la torre de recuperación elevados deberán mantenerse por lo menos a 30 ° F (17oC) por encima de la de rocíoel punto.d) Tipo de acero inoxidable 316L puede ser utilizado en la parte superior de la torre seco, torre de flash fenol y variosconchas de condensador y tambores separadores que manejan el agua que contiene fenol.e) tubos y los colectores en hornos de extracto debe ser 316L.f) la aleación C276 ha sido utilizado en áreas de alta velocidad o en otros lugares donde 316L es inadecuada.

5.1.1.8.7Inspección y Vigilanciaa) UT y RT para vigilar por la pérdida de espesor.b) sondas de corrosión ER y cupones de corrosión se han utilizado para control de la corrosión.5.1.1.8.8Mecanismos relacionadosNo aplica.5.1.1.8.9Referencias1. ASM Metals Handbook, "Corrosión en la refinación del petróleo y operaciones petroquímicas", Volumen 13,ASM International, Matierals Park, OH.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2085-24API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________5.1.1.9 Ácido fosfórico Corrosión5.1.1.9.1Descripción del DañoEl ácido fosfórico se utiliza más a menudo como un catalizador en unidades de polimerización. Puede causar tanto la corrosión por picaduray localizada a la corrosión de los aceros al carbono dependiendo del contenido de agua.5.1.1.9.2Materiales afectadosCon el fin de aumentar la resistencia: acero al carbono, 304L SS, acero inoxidable 316L y aleación de 20.5.1.1.9.3Factores Críticosa) la concentración de ácido, temperatura y contaminantes.

b) los catalizadores de ácido fosfórico sólido no son corrosivos para el acero al carbono menos que el agua libre está presente. Cuando Seel agua está presente, se puede producir una severa corrosión de acero al carbono.c) Las tasas de corrosión aumentan al aumentar la temperatura.d) La corrosión puede penetrar un tubo de acero de espesor de 1/4 pulgadas en ocho horas.e) La mayoría corrosión probablemente ocurre durante las operaciones de lavado de agua en las paradas.f) Los contaminantes, tales como cloruros, pueden aumentar la corrosión del ácido fosfórico.5.1.1.9.4Las participaciones o equipo afectadoa) Las tuberías y equipos en la unidad de polimerización donde el agua se mezcla con el catalizador.b) La corrosión se encuentra generalmente en zonas de baja velocidad donde hay poca o nula circulación, tales como tuberíascolectores, la parte inferior de calderines de tipo hervidor de agua, las soldaduras de penetración parcial, y los intercambiadores donde haytiempo de residencia suficiente para permitir la sedimentación de gotitas de ácido.5.1.1.9.5Apariencia o Morfología de DañosAdelgazamiento general o localizada de acero al carbono.5.1.1.9.6Prevención / Mitigacióna) la mejora selectiva a los materiales resistentes a la corrosión es la única opción donde el agua no puede ser eliminada.b) Tipo 304L SS es satisfactorio para la concentración de ácido fosfórico de 100% hasta aproximadamente 120oF (49oC). Tipo316L SS se requiere de 120oF a 225oF (49oC a 107o

C)).c) Tipo de acero inoxidable 316L y aleación 20 son eficaces en concentraciones de hasta 85% a temperaturas de ebullición.5.1.1.9.7Inspección y Vigilanciaa) UT y RT para la pérdida de espesor.b) Muestra de hierro en el agua del primer receptor de cabeza de la columna.c) corrosión Online monitorear el uso de sondas de ER y / o cupones de corrosión en la extracción de agua desde la primerala columna de condensador de cabeza y el rehervidor.5.1.1.9.8Mecanismos relacionadosNo aplica.5.1.1.9.9Referencias1. RA Blanca y EF Ehmke, "Selección de Materiales para refinerías y recursos asociados," NACEInternacional, Houston, TX.2. NACE Curso libro , "Control de corrosión en la industria de refinación," NACE International, Houston, TX,1999.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 20912 2003API Práctica Recomendada 5715-25_______________________________________________________________________________________________5.1.1.10 Corrosión Agua Amarga (ácida)5.1.1.10.1Descripción de los daños .a) La corrosión del acero debido al agua agria ácido que contiene H2S a un pH entre 4,5 y 7,0. Dióxido de carbono

(CO2) También puede estar presente.b) las aguas amargas que contienen cantidades significativas de amoníaco, cloruros o cianuros pueden afectar significativamentepH pero están fuera del alcance de esta sección.5.1.1.10.2Materiales afectadosa) afecta principalmente acero al carbono.b) Los aceros inoxidables, aleaciones de cobre y aleaciones de base níquel son generalmente resistentes.5.1.1.10.3Factores Críticosa) H2Contenido de S, el pH, la temperatura, la velocidad y la concentración de oxígeno son factores críticos.b) El H2La concentración de S en el agua agria es dependiente de la H2S presión parcial en la fase gaseosa comoasí como la temperatura y el pH.c)A una presión dada, el H2S concentración en el agua agria disminuye a medida que aumenta la temperatura.d) El aumento de las concentraciones de H2S tienden a disminuir solución de pH hasta aproximadamente 4,5. Arroyos con un pHpor debajo de 4,5 indican la presencia de un ácido fuerte que sería la principal preocupación de la corrosión (ver5.1.1).e) Por encima de un pH de aproximadamente 4,5, una capa de sulfuro de hierro de protección, delgada limita la velocidad de corrosión.f) En algunos casos a un pH por encima de 4,5, se puede formar una capa de película de sulfuro porosa más gruesa. Esto puede promoverenfrentando a bajo depósitos de sulfuros. Típicamente, esto no afecta a la tasa de corrosión general.

g) Otros contaminantes tienen un efecto significativo sobre el pH del agua. Por ejemplo, HCl y CO2pH más bajo (másácido). El amoníaco aumenta significativamente el pH y más a menudo se asocia con el agua agria alcalinadonde la principal preocupación es el amoníaco corrosión bisulfuro (véase 5.1.1.2).h) La presencia de aire u oxidantes puede aumentar la corrosión y por lo general produce picaduras o bajo depósitoataques.5.1.1.10.4Las participaciones o equipo afectadoÁcido corrosión del agua agria es una preocupación en los sistemas generales de FCC y plantas de fraccionamiento de gas de coquización conalta H2Niveles de S y baja NH3los niveles.5.1.1.10.5Apariencia o Morfología de Dañosa) daños a la corrosión del agua agria ácido es típicamente adelgazamiento general. Sin embargo, la corrosión localizada opuede ocurrir un ataque bajo depósito localizado, sobre todo si el oxígeno está presente. La corrosión en CO2que contieneambientes pueden ser acompañados por corrosión bajo tensión carbonato de craqueo (véase 5.1.2.5).b) Serie 300 SS son susceptibles a las picaduras de ataque y puede experimentar la corrosión y / o cloruro de grietacorrosión bajo tensión (véase 4.5.1).5.1.1.10.6Prevención / Mitigacióna) Serie 300 SS se puede utilizar a temperaturas por debajo de aproximadamente 140oF (60oC) donde la corrosión bajo tensión Chloride

Cracking (CSCC) no es probable.b) Las aleaciones de cobre y aleaciones de níquel generalmente no son susceptibles a la corrosión ácida de aguas ácidas. No Obstante,aleaciones de cobre son vulnerables a la corrosión en ambientes con amoníaco.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2105-26API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________5.1.1.10.7Inspección y Vigilanciaa) Evidencia de áreas adelgazadas localmente se puede encontrar utilizando métodos de espesor por ultrasonidos de exploración o perfilla radiografía.b) Para el acero de carbono, el daño es por lo general en el adelgazamiento general su forma, pero puede ser muy localizada a específicaáreas de alta velocidad o turbulencia, donde típicamente una fase de agua se está condensando.c) Proceso y control de la corrosión son aspectos importantes de un programa bien desarrollado para minimizar laefectos de la corrosión del agua agria ácida.d) El agua atrae de acumuladores elevados deberán someterse a controles periódicos para medir el pH.e) correctamente colocado sondas de corrosión y los cupones de corrosión proporcionan información adicional sobre el tipo yextensión del daño potencial.5.1.1.10.8Mecanismos relacionadosOtros factores a tener en cuenta en estos entornos incluyen húmeda H2S daños (véase 5.1.2.3) y carbonato de SCC.(Véase 5.1.2.5).

5.1.1.10.9Referencias1. Joerg Gutzeit, "La corrosión del acero por sulfuros y cianuros en Refinería de condensado de agua," MaterialesProtección , de diciembre de 1968, p. 17-23.2. RH Hausler y ND Coble, "Control de la Corrosión en Proyectores unidad de crudo", Documento de 42-72 en API37a reunión de medio año, de mayo de 1972.3. Bruce D. Craig, "La Naturaleza de Sulfuros Formado en acero en una H2DE FORMA2Medio Ambiente ", CORROSIÓN Vol.35, No. 3, marzo de 1979, p. 136-138.4. Dillon, CP, "Control de la Corrosión en el Proceso Chemical Industries," MTI Publicación Nº 45, SegundaEdición, NACE International, Houston, TX, 1994.5. Jones, Denny A., "Principios y Prevención de la corrosión", Prentice-Hall, Inc., Nueva York, 1996.6. Bruce D. Craig, "Consideraciones sobre el diseño de Sour-Gas" Society of Petroleum Engineers (SPE) MonografíaSeries , Monografía Volumen 15, TX, 1993.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 21112 2003API Práctica Recomendada 5715-27_______________________________________________________________________________________________5.1.1.11 Ácido Sulfúrico Corrosión5.1.1.11.1Descripción de los daños .El ácido sulfúrico promueve la corrosión general y localizada de acero al carbono y otras aleaciones. De calor de acero al carbono

zonas afectadas pueden experimentar corrosión severa.5.1.1.11.2Materiales afectadosCon el fin de aumentar la resistencia: acero al carbono, acero inoxidable 316L, Alloy 20, alto silicio de fundición gris, alto contenido de níquel de hierro fundido,La aleación B-2 y la aleación C276.5.1.1.11.3Factores Críticosa) la concentración de ácido, temperatura, contenido de la aleación, la velocidad, la contaminación y la presencia de oxidantes.b) La figura 5-8 muestra un gráfico de las tasas de corrosión de acero al carbono como una función de la concentración de ácido sulfúrico yla temperatura.c) las tasas de corrosión de acero al carbono aumentan significativamente si la velocidad del flujo excede de aproximadamente 2 a 3 fps (0,6 a0,9 m / s) o en las concentraciones de ácido por debajo de 65%.d) Mezcla señala con agua causan liberar calor y las altas tasas de corrosión puede ocurrir cuando el ácidose diluye.e) La presencia de oxidantes puede aumentar enormemente la velocidad de corrosión.5.1.1.11.4Las participaciones o equipo afectadoa) Sulfúrico unidades de alquilación de ácido y plantas de tratamiento de aguas residuales se ven afectados.b) Áreas de vulnerabilidad en las unidades de alquilación de ácido sulfúrico incluyen los conductos de evacuación del reactor, calderines,desisobutanizadora sistemas de techo y la sección de tratamiento de cáustica (Figura 5-9 y la Figura 5-10).c) Ácido generalmente termina en la parte inferior de torres de fraccionamiento y hervidores donde se concentra.5.1.1.11.5Apariencia o Morfología de Dañosa) Medio de carácter general, pero el calor de la soldadura de acero de carbono ataques afectó zonas rápidamente.b) ranurado de hidrógeno puede ocurrir en flujo bajo o áreas estancadas tal como en tanques de almacenamiento o vagones de ferrocarril.c) los ataques con ácido sulfúrico escoria dejaron de soldadura.d) Si la velocidad de corrosión y la velocidad son altos, no habrá escala.

e) La corrosión de acero por ácido diluido es generalmente en forma de pérdida de metal en general o picaduras y se vuelve mássevera al aumentar la temperatura y la velocidad.5.1.1.11.6Prevención / Mitigacióna) La corrosión es minimizado a través de la selección de materiales y el funcionamiento correcto en las velocidades de diseño.b) las aleaciones como Aleación 20, Aleación 904L y aleación C-276 resisten la corrosión diluir el ácido y forman una protectorahierro sulfato de película en la superficie.c) flujos de producto acidificado se pueden lavar con sosa cáustica para neutralizar el ácido.5.1.1.11.7Inspección y Vigilanciaa) inspección UT o RT de zonas de turbulencia y las zonas más calientes.b) control de la corrosión con cupones y sondas ER.5.1.1.11.8Mecanismos relacionadosNo aplica.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2125-28API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________5.1.1.11.9Referencias1. NACE Publicación 5A151, Materiales de construcción para el manejo del ácido sulfúrico , NACE International,Houston, TX, 1985.2. Sheldon W. Dean y George D. Grab, "La corrosión del acero de carbón de Ácido Sulfúrico concentrado"NACE Papel No.147, NACE International, TX, 1984.

3. SK Brubaker, "Materiales de construcción para el ácido sulfúrico," Proceso de Industrias corrosión La Teoríay Práctica, NACE International, Houston, TX, pp. 243-258.4. Publicación API 581, Inspección Basada en Riesgo - Documento de recurso básico, Segunda Edición, AmericanPetroleum Institute, Washington, DC.5. NACE Curso libro, "Control de corrosión en la industria de refinación," NACE International, Houston, TX,1999.6. Norma NACE RP0294, diseño, fabricación, e inspección de tanques para el almacenamiento de concentradoÁcido sulfúrico y óleum a temperatura ambiente , NACE International, Houston, TX.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 21312 2003API Práctica Recomendada 5715-29_______________________________________________________________________________________________Figura 5-8 - datos de corrosión ácido sulfúrico.Figura 5-9 - Accelerated la corrosión bajo un deflector.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


_______________________________________________________________________________________________Figura 5-10 - Ranurado corrosión en la línea de vapor de acero al carbono de un tambor de lavado con agua alcalina en ununidad de alquilación de ácido sulfúrico.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 21512 2003API Práctica Recomendada 5715-31_______________________________________________________________________________________________5.1.2 Cracking asistida por el Medio Ambiente5.1.2.1 Ácido Polythionic corrosión bajo tensión (PASCC)5.1.2.1.1Descripción del Dañoa) Una forma de corrosión bajo tensión se producen normalmente durante las paradas, arranques o durante la operacióncuando están presentes aire y la humedad. Cracking es debido a los ácidos de azufre formando desde incrustación de sulfuro, el aire yactuación de humedad en los aceros inoxidables austeníticos sensibilizados.b) Por lo general, en zonas soldadas o áreas de alta tensión.c) el craqueo puede propagar rápidamente a través del espesor de la pared de las tuberías y componentes en cuestión deminutos u horas.5.1.2.1.2Materiales afectadosSerie 300 SS, Alloy 600 / 600H y aleación 800 / 800H.5.1.2.1.3Factores CríticosSe requiere a) Una combinación de medio ambiente, materiales, y el estrés.yo)Medio ambiente - Los componentes metálicos forman una escala sulfuro de superficie cuando se expone a azufre

compuestos. La escala puede reaccionar con el aire (oxígeno) y la humedad para formar ácidos de azufre (polythionicácido).ii) Material - El material debe ser en una o condición susceptible "sensibilizado".iii) Estrés - Residual o aplicada.b) Aleaciones de afectados se vuelven sensibilizado durante la exposición a temperaturas elevadas durante la fabricación,soldadura o servicio de alta temperatura. "Sensibilización" se refiere a la composición / tiempo / temperaturaformación dependiente de carburo de cromo en los límites de grano del metal. Sensibilización se produce enel 750oF to1500oF (400oC a 815oC) Rango de temperatura.c) El contenido de carbono y la historia térmica de la aleación tienen un efecto significativo sobre la sensibilizaciónsusceptibilidad. Grados de carbón regulares y controladas de aceros inoxidables tales como tipos 304 / 304H y316 / 316H son particularmente susceptibles a la sensibilización en la ZAC de soldadura. Grados "L" de bajo carbono (<0,03% C)son menos susceptibles y por lo general se pueden soldar sin sensibilizar. Los grados L no sensibilizaránproporcionadas temperaturas de funcionamiento a largo plazo no superen unos 750 ° F (399oC).d) Las tensiones residuales en la mayoría de los componentes son generalmente suficientes para promover la formación de grietas.5.1.2.1.4Las participaciones o equipo afectadoa) Todas las unidades donde sensibilizados aleaciones se utilizan en ambientes que contienen azufre. Comúnmente dañadoequipo incluye tubos intercambiadores de calor, tubos del horno y tuberías.b) los calentadores de fuel, gas, coque y la mayoría de otras fuentes de combustible que queman pueden verse afectados en función de azufre

los niveles en el combustible.c) Los casos graves se han encontrado en las unidades de FCC (anillos de aire, plenos válvulas de corredera, componentes de ciclones,expansión fuelles de la junta y tuberías).d) En las unidades de hidrotratamiento (tubos del calentador, alimentación caliente / tubos de intercambiador de efluentes, fuelles).e) crudo y unidades de coquización (tuberías).f) Calderas y equipos de alta temperatura expuestos a los productos de combustión que contienen azufre.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2165-32API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________5.1.2.1.5Apariencia o Morfología de Dañosa) típicamente ocurre junto a las soldaduras, pero también puede ocurrir en el metal base (figura 5-12). Por lo general, es bastantelocalizada y puede no ser evidente hasta que aparezca una fuga durante el arranque o, en algunos casos, la operación.b) Cracking propaga intergranularmente (Figura 5-13).c)La corrosión o la pérdida de espesor es generalmente insignificante.5.1.2.1.6Prevención / Mitigacióna) Si el equipo va a ser abierto o expuesto al aire, se deben tomar medidas preventivas para minimizar oeliminar PASCC incluye el lavado del equipo con una solución alcalina o carbonato de sodio para neutralizar azufreácidos inmediatamente después o durante el apagado o purga con nitrógeno seco o nitrógeno / amoniaco durante la

apagado para evitar la exposición al aire. Consulte las directrices en NACE RP0170.b) Para los hornos, mantenga la cámara de combustión se calienta por encima del punto de rocío para evitar la formación de ácidos en el calentadortubos.c) los grados bajos de carbono tales como 304L / 316L / 317L proporcionan alguna medida de mejora sobre controladalos grados de carbono. Los grados L sensibilizarán si se exponen más de varias horas por encima de unos 1000oF(538oC) oa largo plazo por encima de 750oF (400oC).d) Mejora de la resistencia a la fisuración en PASCC se puede lograr con versiones modificadas de estas aleacionesque contiene pequeñas cantidades de Ti y Nb. Normalmente se utiliza son los grados estabilizados químicamente (austeníticotipos de acero inoxidable 321 y 347 y aleaciones a base de níquel 825 y 625).e) las especificaciones ASTM permiten productos de acero fundido para ser enviado en un estado estabilizado en lugar de soluciónrecocido. Este tratamiento térmico se minimizar los posibles problemas de sensibilización especialmente con el tipo 321.f) Una estabilización tratamiento de calor térmico a 1650oF (899oC) se puede aplicar a estabilizada químicamentesoldaduras de acero inoxidables austeníticos después de toda la soldadura es completa en un intento de reducir la sensibilización ySusceptibilidad PTA. Este tratamiento térmico es de difícil aplicación en el campo.g) Susceptibilidad a PASCC puede ser determinada por ensayos de corrosión de laboratorio según la norma ASTM A262Práctica C. Un tratamiento térmico sensibilizar se aplica a menudo a L y / o químicamente estabilizada grados anterioresla prueba.

5.1.2.1.7Inspección y Vigilanciaa) examen PT puede ser utilizado para detectar PASCC agrietamiento (Figura 5-12 a la Figura 5-16). No Obstante,debido a que las grietas se llenan con un depósito hermético, puede ser necesaria la aleta de lijado de disco para mejorar la PTsensibilidad.b) el craqueo PASCC puede ser un desafío inspección porque el agrietamiento puede no ocurrir hasta bien entrado undar la vuelta.c) Seguimiento de PASCC agrietamiento durante la operación no suele ser práctico. Las condiciones que causan el agrietamientono suelen ser presente durante la operación.5.1.2.1.8Mecanismos relacionadosTambién conocida como Ácido Polythionic corrosión bajo tensión (PTA SCC), la corrosión intergranular (CIG) yAtaque intergranular (IGA).5.1.2.1.9Referencias1. "Manual de Metales", Volumen 13, CORROSIÓN , ASM International, Materiales Park, OH, pp. 327.2. Práctica recomendada NACE RP0170, Protección de los aceros inoxidables austeníticos y Otros AusteníticoAleaciones de ácido Polythionic corrosión bajo tensión durante el apagado del equipo de la refinería, NACEInternacional, Houston, TX.3. DV Beggs, y RW Howe, "Efectos de la soldadura y la estabilización térmica en la sensibilización yÁcido Polythionic corrosión bajo tensión de calor y aleaciones resistentes a la corrosión, " CORROSIÓN / 93 ,Documento 541, NACE International, Houston, TX, 1993.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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12 2003API Práctica Recomendada 5715-33_______________________________________________________________________________________________4. L. Scharfstein, "El efecto de los tratamientos térmicos en la prevención de la corrosión intergranular de FallasAISI 321 Acero inoxidable, "Performance Materials, septiembre de 1983, pp. 22-24.5. E. Lendvai-Linter, "Acero inoxidable Weld Overlay Resistencia a Polythionic ataque ácido," MaterialesRendimiento, Volumen 18, No. 3, 1979, pp. 9.6. JE Cantwell, "fragilización intergranular y corrosión bajo tensión de los aceros inoxidables DespuésLa exposición elevada temperatura en Proceso Refinería Unidades, "Actas de la División de Refinación APIReunión de Medio Año, de mayo de 1984.7. RL Piehl, "la corrosión bajo tensión por el azufre, ácidos," Actas de la División de Refinación, Volumen API44 (III), 1964, pp. 189-197.8. CH Samans, "la corrosión bajo tensión de susceptibilidad de los aceros inoxidables y aleaciones de níquel-Base enPolythionic Ácidos y Acid solución de sulfato de cobre, " CORROSION , Volumen 20, No. 8, NACEInternational, TX, 1994, pp. 256-262.9. CD Stevens y RC Scarberry, "La Relación de sensibilización a Polythionic Ácido Cracking de IncoloyAleaciones 800 y 801 ", NACE Actas de la 25ºConferencia, NACE International, Houston, TX,. 1969, pp 583-586.10. E. Nagashima, K. Matsumoto, y K. Shibata, "Efectos de la sensibilización y de Fluidos Servicio Química enPolythionic acidi corrosión bajo tensión de 18-8 aceros inoxidables ", CORROSIÓN / 98 , Libro 592,NACE International, Houston, TX, 1998.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDT


Página 2185-34API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-12 - Inspección por líquidos penetrantes mostrando extensa OD grietas alrededor de las soldaduras.Figura 5-13 - Alta microfotografía ampliación de la muestra metalográfica mostrando intergranularel agrietamiento y la caída del grano .Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 21912 2003API Práctica Recomendada 5715-35_______________________________________________________________________________________________Figura 5-14 - inspección PT de un acero inoxidable 304 Tipo de tubería de la línea de retirada de catalizador y el cuello de la soldadurabrida.Figura 5-15 - Sección transversal de la línea de repliegue catalizador unido a la brida en la figura 5-14mostrando grietas en el HAZ de soldadura. Mag. 3x.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

36API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-16 - vista mayor aumento que muestra agrietamiento intergranular. Mag. 200xDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 22112 2003API Práctica Recomendada 5715-37_______________________________________________________________________________________________5.1.2.2 Estrés Amina Corrosion Cracking5.1.2.2.1Descripción del Dañoa) Amina de craqueo es un término común aplicado a la fisuración de los aceros bajo la acción combinada de la tracciónel estrés y la corrosión en sistemas acuosas de alcanolamina utilizados para eliminar / H absorben2S y / o CO2y sesus mezclas de diversos gases y corrientes de hidrocarburos líquidos.b) Amina craqueo es una forma de corrosión por tensión alcalina agrietamiento.c) Se encuentra con más frecuencia en o adyacente a las soldaduras de acero al carbono no PWHT'd o en muy trabajado en fríopartes.d) Amina craqueo no debe confundirse con otros tipos de SCC que puede ocurrir en aminaentornos que se describen con más detalle en 5.1.2.3 y 5.1.2.5.

5.1.2.2.2Materiales afectadosAcero al carbono y aceros de baja aleación.5.1.2.2.3Factores Críticosa) Los factores críticos son el nivel de tensión de tracción, concentración de amina y la temperatura.b) Cracking se asocia con las tensiones residuales de soldadura, trabajo en frío o de fabricación que no tienenha eliminado a través de un tratamiento de calor para aliviar el estrés eficaz.c) el craqueo es más probable que ocurra en los servicios de MEA y DEA magra pero también se encuentra en la mayoría de las aminasincluyendo MDEA y DIPA (ADIP).d) el craqueo se ha informado hasta la temperatura ambiente con algunas aminas. El aumento de la temperaturay los niveles de estrés aumenta la probabilidad y severidad de agrietamiento. Consulte la API RP 945 para las directricesen los requisitos PWHT para diversos servicios de amina.e) Amina agrietamiento se asocia más con los servicios de amina pobre. La alcanolamina pura nocausar grietas. Crujidos en los servicios de aminas ricos se asocia más con húmeda H2Problemas S (ver5.1.2.3).f) Craqueo puede ocurrir en tuberías y equipos no PWHT'd como resultado de la exposición a steamout ycorto plazo remanente amina.concentración g) Amina no parecen tener un efecto significativo en la propensión a la formación de grietas.h) Algunos creen que las refinerías de craqueo no ocurrirá por debajo de una concentración de amina de aproximadamente 2% a 5%.Sin embargo, el enriquecimiento local y steamout pueden reducir este límite y algunas plantas se han utilizado límites inferioreshasta 0,2%.5.1.2.2.4Las participaciones o equipo afectadoTodo no PWHT tuberías de acero al carbono y equipos en servicio de amina pobre incluyendo contactores, amortiguadores,strippers, regeneradores e intercambiadores de calor, así como cualquier equipo sujeto a prórroga amina.

5.1.2.2.5Apariencia o Morfología de Dañosa) Amina agrietamiento resultados en fallas de ruptura superficial que inician en el ID de tuberías y equipos principalmenteen la ZAC de soldadura sino que también se ha encontrado en el metal de soldadura y las zonas de alto estrés adyacentes a la HAZ.b) Cracking típicamente se desarrolla paralelamente a la soldadura y puede haber grietas paralelas. En metal de soldadura, lagrietas son ya sea transversal o longitudinal con la soldadura.c) A set-en boquillas, las grietas son radiales en el metal base, es decir, que se abren en abanico desde el taladro. En conjunto, enboquillas, las grietas son generalmente paralelos a la soldadura.d) La aparición de las grietas en la superficie puede ser similar a los causados por H húmedo2S agrietamiento.e) Dado que el motor de la formación de grietas es el estrés residual, las grietas se encuentran a menudo en el lado del proceso,opuestos soldaduras de conexión externos.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2225-38API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________f) identificación positiva de craqueo amina puede ser confirmada por análisis metalográfico. El craqueo estípicamente intergranular, óxido de llenado con alguna ramificación (Figura 5-17 a la Figura 5-20).5.1.2.2.6Prevención / Mitigacióna) PWHT todas las soldaduras de acero al carbono en las tuberías y aparatos de acuerdo a API RP 945. La misma

requisito se aplica a las soldaduras de reparación y para soldaduras de unión interna y externa.b) Utilizar acero inoxidable sólido o revestido, Alloy 400 o otras aleaciones resistentes a la corrosión en lugar de acero al carbono.c) las tuberías y equipos de acero al carbono de lavado de agua no PWHT antes de la soldadura, tratamiento térmico o steamout.5.1.2.2.7Inspección y Vigilanciaa) A pesar de que las grietas se pueden observar visualmente, detección de grietas se realiza mejor con WFMT o ACFMtécnicas. Preparación de la superficie por chorro de arena, chorro de agua a alta presión u otros métodos esrequerido para WFMT pero puede no ser necesaria para ACFM.b) PT por lo general no es eficaz en la búsqueda de grietas apretado y / o escala lleno y no debe ser utilizado.c) Si las grietas tienen pocas ramas, una profundidad de fisura se puede medir con una técnica adecuada UTincluyendo SWUT externo.d) AET también se puede utilizar para el control de crecimiento de la grieta y localización de grietas en crecimiento.5.1.2.2.8Mecanismos relacionadosAmina agrietamiento se denomina más correctamente por corrosión bajo tensión amina agrietamiento y es una forma de estrés alcalinoCorrosion Cracking (ASCC). Cáustica agrietamiento por corrosión bajo tensión (véase 4.3.10) y por corrosión bajo tensión carbonatoagrietando (ver 5.1.2.5) están otras dos formas de ASCC que son similares en apariencia.5.1.2.2.9Referencias1. Práctica Recomendada API 945, Evitar Cracking Ambiental Amine Unidades , Americano del PetróleoInstitute, Washington, DC2. "Aptitud para el Servicio de Evaluación de Procedimientos para recipientes a presión de funcionamiento, tanques y tuberías enRefinería y Servicio de Química. "Materiales Consejo Propiedades, FS-26, Proyecto No. 5, Consultores Informe,NY, 1995.3. J. Gutzeit y JM Johnson, "la corrosión bajo tensión de acero al carbono soldaduras en servicio Amina"Performance Materials , Vol. 25, Nº 7, 1986, p.18.

4. JP Richert y otros, "la corrosión bajo tensión de acero al carbono en los sistemas de amina," Paper No. 187,CORROSIÓN / 87 , NACE International, Houston, TX, 1987.5. Bagdasarian et al, "la corrosión bajo tensión de acero al carbono en Soluciones de la DEA y de ADIP," MaterialesPerformance , 1991, pp. 63-67.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 22312 2003API Práctica Recomendada 5715-39_______________________________________________________________________________________________Figura 5-17 - una fotomicrografía de una sección transversal de una soldadura en la tubería no PWHT que muestra un SCC enla vecindad de una soldadura de tuberías. Mag. 6x (De API 945)Figura 5-18 - Una visión más ampliada de la punta de la grieta en la Figura 5-17. Mag. 200x.(A partir de API RP 945.)Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2245-40API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-19 - Una microfotografía de una sección transversal de una tubería de soldadura mostrando corrosión bajo tensión

formación de grietas en la sección de la línea de la columna de absorción de la MEA normalmente operado a 100oF (38oC).Mag. 6x. (A partir de API RP 945.)Figura 5-20 - Una vista más ampliada de las grietas en la figura 5-19, que ilustra elnaturaleza intergranular de agrietamiento. Mag. 200x. (A partir de API RP 945.)Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 22512 2003API Práctica Recomendada 5715-41_______________________________________________________________________________________________5.1.2.3 Wet H2S Daños (Ampollas / HIC / SOHIC / SSC)5.1.2.3.1Descripción del DañoEn esta sección se describen cuatro tipos de daños que resultan en la formación de ampollas y / o agrietamiento de acero al carbono y de bajaaceros de aleación en mojado H2Entornos S.a) Ampollas de hidrógenoAmpollas de hidrógeno puede formar como protuberancias de superficie en la ID, el diámetro exterior o dentro del espesor de pared de un tubo orecipiente a presión. Los resultados blister de átomos de hidrógeno que se forman durante el proceso de corrosión de sulfuro

en la superficie del acero, que se difunden en el acero, y recoger en una discontinuidad en el acero tales comouna inclusión o laminación. Los átomos de hidrógeno se combinan para formar moléculas de hidrógeno que son demasiado grandesde difundirse fuera y la presión construye hasta el punto donde se produce la deformación local, formando una ampolla.Resultados de formación de ampollas de hidrógeno generado por la corrosión, no el gas de hidrógeno de la corriente de proceso.(Figura 5-21 y la Figura 5-22.)b) El hidrógeno inducido Cracking (HIC)Ampollas de hidrógeno pueden formar en muchas profundidades diferentes de la superficie del acero, en el medio de lala placa o cerca de una soldadura. En algunos casos, el vecino o ampollas adyacentes que son ligeramente diferentes profundidades(Aviones) pueden desarrollar grietas que los unen. Comunicadas grietas entre las ampollas a menudotener un paso aparición de la escalera, y así HIC se refiere a veces como "agrietamiento por etapas" (Figura 5-23,Figura 5-24 y la Figura 5-25).c) El estrés Orientada hidrógeno inducido Cracking (SOHIC)SOHIC es similar a HIC pero es una forma potencialmente más perjudicial de craqueo que aparece como matrices degrietas apilados uno encima del otro. El resultado es una grieta a través del espesor que es perpendicular a lasuperficie y es accionado por altos niveles de estrés (residual o aplicada). Suelen aparecer en la basezonas de metal adyacente a la calor de la soldadura afectada donde se inician de daños HIC o otras grietas oincluyendo defectos de grietas de tensión de sulfuro (Figura 5-26 y la Figura 5-27).d) Sulfuro corrosión bajo tensión (SSC)Sulfuro de agrietamiento por esfuerzo (SSC) se define como el agrietamiento de metal bajo la acción combinada de la tracciónel estrés y la corrosión en presencia de agua y H2S. SSC es una forma de estrés agrietamiento por hidrógenoresultante de la absorción de hidrógeno atómico que se produce por el proceso de corrosión de sulfuro en elsuperficie de metal.SSC puede iniciar en la superficie de los aceros en zonas altamente localizadas de alta dureza en el metal de soldadura

y el calor afectada zonas. Las zonas de alta dureza a veces se pueden encontrar en los pases de la cubierta de soldadura ysoldaduras de unión que no son templados (ablandada) por las pasadas subsiguientes. PWHT es beneficioso enla reducción de las tensiones de dureza y residuales que hacen que un acero susceptibles a SSC. Alta resistenciaaceros también son susceptibles a SSC pero éstos sólo se utilizan en aplicaciones limitadas en la industria del refino.(Figura 5-28 y la Figura 5-29). Algunos aceros de carbono contienen elementos residuales que forman áreas duras enel calor afectó a zonas que no va a moderar a temperaturas normales aliviar el estrés. El uso de precalentamientoayuda a minimizar estos problemas de dureza.5.1.2.3.2Materiales afectadosAcero al carbono y aceros de baja aleación.5.1.2.3.3Factores Críticosa) Las variables más importantes que afectan y diferencian a las distintas formas de mojado H2S son dañoscondiciones ambientales (pH, H2Nivel S, contaminantes, temperatura), las propiedades del material (dureza,microestructura, la fuerza) y el nivel de tensión de tracción (aplicado o residual). Estos factores se describen a continuación.b) Todos estos mecanismos de daño están relacionados con la absorción y penetración de hidrógeno en aceros.yo)pH• la penetración de hidrógeno o de difusión tarifas se han encontrado para ser mínima a pH 7 y el aumento enambos altos y más bajos de pH. La presencia de cianuro de hidrógeno (HCN) en la fase acuosaaumenta significativamente la permeación en alcalina (pH alto) de aguas ácidas.• Las condiciones que se sabe que promueven la formación de ampollas, HIC, SOHIC y SSC son aquellos que contienenagua libre (en fase líquida) y:Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con API


Página 2265-42API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________•> 50 ppm en peso disuelto H2S en el agua libre, o• agua libre con pH <4 y algunos H disuelto2S presente o• agua libre con pH> 7,6 y 20 ppm en peso de cianuro de hidrógeno disuelto (HCN) en el aguay algunos disolvió H2S presente o•> 0,0003 MPa (0,05 psia) de presión parcial de H2S en la fase de gas.• El aumento de los niveles de amoníaco pueden empujar el pH más alto en el rango donde el agrietamiento puede ocurrir.ii) H2S• aumenta la penetración de hidrógeno con el aumento de H2S presión parcial debido a una concurrenteaumentar en el H2La concentración de S en la fase de agua.• Un valor arbitrario de 50 ppm en peso H2S en la fase de agua se utiliza a menudo como la concentración definirdonde húmeda H

2Daños S se convierte en un problema. Sin embargo, hay casos en los agrietamiento tieneocurrido en concentraciones más bajas o durante condiciones irregulares donde húmeda H2S no era ordinariamenteanticipado. La presencia de tan poco como 1 ppm en peso de H2S en el agua se ha encontrado para sersuficiente para hacer que la carga de hidrógeno del acero.• Susceptibilidad a SSC incrementa con el aumento de H2S presiones parciales por encima de aproximadamente 0,05 psi(0,0003 MPa) H2S en aceros con una resistencia a la tracción por encima de aproximadamente 90 ksi o en aceros con localizadazonas de soldadura o soldadura ZAC dureza superior a 237 HB.iii) Temperatura• Ampollas, HIC, y el daño SOHIC se ha encontrado que se produzca entre la temperatura ambiente y 300oF(150oC) o superior.• SSC se produce generalmente por debajo de aproximadamente 180oF (82oC).iv) Dureza• La dureza es principalmente un problema con SSC. Aceros al carbono de baja resistencia típicos utilizados en la refineríalas aplicaciones deben ser controlados para producir la dureza de soldadura <200 HB de acuerdo con NACERP0472. Estos aceros no son generalmente susceptibles a la SSC a menos zonas localizadas de la durezapor encima de 237 HB están presentes.• Ampollas, HIC y daños SOHIC no están relacionados con la dureza del acero.v) Siderurgia

• formación de ampollas y daños HIC se ven fuertemente afectados por la presencia de inclusiones y laminacionesque proporcionan sitios para la difusión de hidrógeno a acumular.• métodos de la química y de fabricación de acero también afectan la susceptibilidad y se pueden adaptar aproducir los aceros resistentes HIC descritos en NACE Publicación 8X194.• La mejora de la limpieza y de procesamiento de acero para minimizar la formación de ampollas y daños HIC puede seguirdejar el acero susceptible a SOHIC.• La desventaja es que la ausencia de formación de ampollas visual puede dejar una falsa sensación de seguridad queH2Daños S todavía no está activo subsuelo daños SOHIC puede estar presente.• HIC se encuentra a menudo en los llamados aceros "sucias" con altos niveles de inclusiones o otra internadiscontinuidades desde el proceso de fabricación de acero.vi) PWHT• Formación de ampollas y daños HIC desarrollarse sin necesidad de aplicar fuerza o residual para que PWHT no lo haráimpedirles que ocurren.• Altas tensiones locales o discontinuidades muesca similares como poco profundas grietas de tensión sulfuro pueden servircomo sitios de iniciación para SOHIC. PWHT es altamente eficaz en la prevención o eliminación de SSC porreducción tanto de la dureza y la tensión residual.• SOHIC es impulsado por tensiones localizadas de manera que PWHT también es algo eficaz en la reducción deDaños SOHIC.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


_______________________________________________________________________________________________5.1.2.3.4Las participaciones o equipo afectadoa) Ampollas, HIC, SOHIC y daños SSC pueden ocurrir a lo largo de la refinería donde quiera que haya un medio húmedo con H2Sentorno actual.b) En las unidades de hidrotratamiento, aumentando la concentración de bisulfito de amonio por encima del 2% aumenta elpotencial para la formación de ampollas, HIC y SOHIC.c) Cianuros aumentar significativamente la probabilidad y la gravedad de formación de ampollas, HIC y daños SOHIC. De Estaes especialmente cierto para las secciones de recuperación de vapores de craqueo catalítico fluido y unidades de coquización retardada.Las ubicaciones típicas incluyen tambores fraccionador aéreas, torres de fraccionamiento, absorción y separadortorres, separadores entre etapas del compresor y tambores knockout y varios intercambiadores de calor,condensadores y enfriadores. Sistemas de techo de aguas ácidas y regenerador amina son especialmentepropensos a mojar H2S daños a causa de las concentraciones y los cianuros bisulfuro generalmente altos de amoníaco.d) SSC es más probable que se encuentra en la soldadura dura y las zonas afectadas por el calor y en componentes de alta resistenciaincluyendo tornillos, resortes de válvulas de alivio, Serie 400 SS internos de la válvula, ejes de compresores, las mangas y los manantiales.5.1.2.3.5Apariencia o Morfología de Dañosa) Las cuatro formas de mojado H2Se ilustra mejor el daño S aunque las fotos y diagramas muestran en la Figura5-21 a la Figura 5-30.b) las ampollas de hidrógeno aparecen como protuberancias en la superficie de identidad o DO del acero y se pueden encontrar en cualquier partela placa de concha o la cabeza de un recipiente a presión. Formación de ampollas ha sido encontrado en raras ocasiones en la tubería y

muy rara vez en el medio de una soldadura. Daños HIC puede ocurrir donde ampollas o subsuperficiallaminaciones están presentes.c) En los equipos que contienen presión, daño SOHIC y SSC se asocia más con elpiezas soldadas. SSC también se puede encontrar en cualquier lugar donde las zonas de alta dureza se encuentran en los vasoso en los componentes de acero de alta resistencia.5.1.2.3.6Prevención / Mitigacióna) barreras eficaces que protegen la superficie del acero de la H mojado2Ambiente S puede prevenirdaños incluido el chapado de aleación y revestimientos.b) los cambios del proceso que afectan el pH de la fase acuosa y / o concentración de amoníaco o cianuro puedeayudará a reducir el daño. Una práctica común es utilizar la inyección de agua de lavado para diluir el HCNla concentración, por ejemplo, en plantas de gas de la FCC. Los cianuros se pueden convertir en inocuos por tiocianatosla inyección de diluir corrientes de polisulfuros de amonio. Instalaciones de inyección requieren un diseño cuidadoso.c) Aceros HIC-resistentes pueden ser utilizados para minimizar la susceptibilidad a la formación de ampollas y daños HIC. Detalladomateriales y la guía de fabricación se pueden encontrar en NACE Publicación 8X194.d) SSC generalmente se puede prevenir mediante la limitación de la dureza de soldaduras y las zonas afectadas por el calor a 200 HBmáximo a través de precalentamiento, PWHT, procedimientos de soldadura y control de equivalentes de carbono. Dependiendo deel entorno de servicio, pequeñas zonas de dureza de hasta 22 HRC debe ser resistente a SSC. Referirse aNACE RP0472 para detalles adicionales.e) PWHT también puede ayudar a minimizar la susceptibilidad a SOHIC. PWHT tiene un valor limitado en la prevenciónformación de ampollas y HIC daños de iniciar, pero es beneficioso en la reducción de tensiones y fuerzas residualesniveles que de otra manera podrían contribuir a la propagación de grietas.f) inhibidores de la corrosión especializados pueden ser utilizados.5.1.2.3.7Inspección y Vigilancia

a) Las condiciones del proceso deben ser evaluados por ingenieros de proceso y la corrosión / especialistas en materiales aidentificar las tuberías y equipos, donde las condiciones son más propensos a promover húmeda H2Daños S. Campotoma de muestras de la fase de agua libre se debe realizar sobre una base periódica o según sea necesario para efectuar el seguimientocondiciones o cambios en las condiciones, particularmente si se utiliza un lavado con agua o inyección de polisulfuro.b) Inspección de mojado H2Daños S generalmente se centra en los cordones de soldadura y boquillas. Desde elconsecuencias pueden ser graves, las refinerías tienen generalmente un procedimiento para priorizar y ejecutar la inspecciónDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2285-44API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________para este tipo de daños. Notas generales sobre la inspección para mojado H2Daños S se incluyen a continuación.Sin embargo, para el desarrollo de inspección más detallada planea incluidos los métodos, la cobertura ypreparación de la superficie, se remite al lector a las amplias recomendaciones para la detección y reparaciónesbozado en NACE RP0296.c) A pesar de que las grietas se pueden observar visualmente, detección de grietas se realiza mejor con WFMT, CE, RT o ACFM

técnicas. Preparación de la superficie por chorro de arena, chorro de agua a alta presión u otros métodos esde lo necesario para WFMT pero no para ACFM. PT no puede encontrar grietas apretadas y no debe ser dependidosobre la.d) técnicas UT incluyendo SWUT externa se pueden utilizar. SWUT es especialmente útil para la volumetríainspección y grieta de tamaño. Instrumentos de resistencia eléctrica no son eficaces para la medición de la grietaprofundidad.e) Moler la grieta o remoción por desbaste térmica es un método viable de profundidad de la grietadeterminación.f) AET puede ser utilizado para la vigilancia del crecimiento de la grieta.5.1.2.3.8Mecanismos relacionadosa) SSC es una forma de estrés agrietamiento por hidrógeno (fragilización por hidrógeno). Consulte 4.5.7.b) Amina agrietamiento (véase 5.1.2.2) y el agrietamiento de carbonato (ver 5.1.2.5) también puede ocurrir en mojado H2Sambientes, pueden ser similares en apariencia, ya veces se confunde con las diversas formas de mojadoH2Daños S.5.1.2.3.9Referencias1. Norma NACE RP0296, Directrices para la detección, reparación y mitigación de Craqueo de existenteRecipientes a presión Petróleo refinería en Wet H2S Entornos , NACE International, Houston, TX.2. MPC Informe FS-26, Procedimientos de Aptitud para la evaluación del servicio de recipientes a presión de funcionamiento, Tanques,y tuberías en la Refinería y Servicio Químico , Draft 5, octubre de 1995, Materiales Consejo Propiedades, Nueva York,1995.3. GM Buchheim, "formas de lidiar con Wet H2

S Cracking revelado por el estudio, " Oil and Gas Journal, 09 de julio,. 1990, pp 92-96.4. RB Nielson y otros, "La corrosión en la refinería de Sistemas de amina," Paper No. 571, CORROSIÓN / 95 , de la NACEInternacional, Houston, TX, 1995.5. Norma NACE RP0472, métodos y controles para evitar en el servicio ambiental grietas dePiezas soldadas de acero al carbono en corrosivos Petroleum Refining Ambientes, NACE International, Houston,TX.6. NACE Publicación 8X194, Materiales y Prácticas de Fabricación para nuevos recipientes a presión utilizados en mojadoH2S Refinería Servicio , NACE International, Houston, TX, 1994.7. RD Kane, RJ Horvath, y MS Cayard, editores, "Wet H2S Cracking de aceros al carbono yPiezas soldadas, "NACE International, Houston, TX, 1996.8. Norma NACE MR0103, materiales resistentes a la tensión de sulfuro Crujidos en Corrosivo Refinación de PetróleoEntornos , NACE International, Houston, TX, 2003.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 22912 2003API Práctica Recomendada 5715-45_______________________________________________________________________________________________Figura 5-21 - esquemática de formación de ampollas de hidrógeno y el daño HIC.Figura 5-22 - Amplia hidrógeno formación de ampollas en la superficie del recipiente a presión de acero.Derechos de autor Instituto Americano del Petróleo


Página 2305-46API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-23 - Sección transversal de la placa que muestra daños HIC en la cáscara de un dispositivo refrigerador que había sidovapores fuera un recipiente PAP refrigeración en una unidad de hidrotratamiento.Figura 5-24 - Alta microfotografía de aumento de daño HIC.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 23112 2003API Práctica Recomendada 5715-47_______________________________________________________________________________________________Figura 5-25 - Alta microfotografía aumento que muestra la naturaleza agrietamiento gradual de HICdaños.Figura 5-26 - esquemático que muestra hidrógeno ampollas que se acompaña de daño SOHIC en elsoldadura.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDT


Página 2325-48API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5.27 - Esquema de daños SOHIC en una soldadura de filete que es generalmente una combinación de la CSS y laSOHIC.Figura 5-28 - Fotografía que muestra WFMT de daños SOHIC.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 23312 2003API Práctica Recomendada 5715-49_______________________________________________________________________________________________Figura 5.29 - Esquema de daños SSC de una soldadura dura.Figura 5-30 - esquemático que muestra la morfología de estrés sulfuro de agrietamiento en una zona afectada por el calor duro.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


12 2003_______________________________________________________________________________________________5.1.2.4 El estrés agrietamiento por hidrógeno - HF5.1.2.4.1Descripción del DañoEl estrés agrietamiento por hidrógeno es una forma de agrietamiento ambiental que puede iniciar en la superficie de alta resistenciabajo aceros aleados y aceros al carbono con zonas muy localizadas de alta dureza en el metal de soldadura y HAZ comoresultado de la exposición a ambientes de ácido HF acuosas.5.1.2.4.2Materiales afectadosAcero al carbono y aceros de baja aleación.5.1.2.4.3Factores Críticosa) la dureza del acero, la fuerza y el estrés son los factores críticos.b) aumenta la susceptibilidad al aumentar la dureza. Niveles de dureza Rockwell C por encima de 22 (237 BHN) sonaltamente susceptible. Tiempo hasta fallo disminuye a medida que aumenta la dureza (materiales de mayor resistencia).c) En virtud de los altos niveles de resistencia a la tensión aplicada o residual (de conformado en frío o soldadura) fragilizaciónresultados en el craqueo de los aceros susceptibles.d) el craqueo puede ocurrir muy rápidamente, en cuestión de horas después de la exposición al medio ambiente HF, o considerabletiempo puede pasar antes de craqueo iniciados.e) microestructuras duras pueden surgir en las soldaduras, especialmente en soldadura de baja aportación de calor en las zonas afectadas por el calor,en aceros de baja aleación, o puede ser el resultado de un tratamiento térmico insuficiente.5.1.2.4.4Las participaciones o equipo afectadoa) Todas las tuberías y equipos expuestos al ácido HF a cualquier concentración con niveles de dureza por encima de lalímite recomendada están sujetos a estrés agrietamiento por hidrógeno.b) de alta resistencia aceros de baja aleación tales como ASTM pernos A193-B7 y componentes del compresor sonsusceptible.c) pernos ASTM A193B7M son también susceptibles si se aprieta en exceso.5.1.2.4.5

Apariencia o Morfología de Dañosa) Este modo de craqueo sólo puede ser confirmado por examen metalográfico. El craqueo seráintergranular.b) Produce grietas romper la superficie, por lo general asociados con piezas soldadas.5.1.2.4.6Prevención / Mitigacióna) PWHT es beneficioso en la reducción de las tensiones de dureza y residuales que hacen que un acero susceptibles aSSC.b) los aceros al carbono de baja resistencia típicos utilizados en aplicaciones de refinería deben ser controlados para producir la soldaduraDureza <200 HB de acuerdo con NACE RP0472. Estos aceros no son generalmente susceptibles aSCC menos zonas localizadas de dureza superior a 237 HB están presentes.c) Utilizar los aceros al carbono con equivalentes de carbono (CE) de menos de 0,43. Cuando CE se define como:CE =% C +% Mn / 6 +% (Cr + Mo + V) / 5 +% (Cu + Ni) / 15d) pernos B7M grado ASTM A193 son más suaves y la fuerza más baja que los pernos B7 y son más resistentes aagrietamiento.e) revestimiento de aleación o no metálicos revestimientos que proporcionan una barrera eficaz y proteger la superficie de laacero de penetración de hidrógeno será evitar que se agriete.f) Aleación 400 no es susceptible a esta forma de formación de grietas, pero puede ser susceptible al estrés intergranularagrietamiento por corrosión, en particular en la condición de no liberado de tensiones (véase 5.1.1.6).Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


_______________________________________________________________________________________________5.1.2.4.7Inspección y Vigilanciaa) grietas de ruptura de superficie se pueden encontrar por WFMT.b) ensayo de dureza es el mejor método para determinar la susceptibilidad de material sospechoso.c) Las zonas de alta dureza a veces se pueden encontrar en el lado del proceso en los pases de la cubierta de la soldadura ysoldaduras de unión que no son templados (ablandada) por las pasadas subsiguientes.5.1.2.4.8Mecanismos relacionadosEste es el mismo mecanismo que es responsable de sulfuro de corrosión bajo tensión en húmedo H2Entornos Sexcepto que el ácido HF está generando el hidrógeno. Formación de ampollas, HIC y daños SOHIC es similar a la encontradaen húmedo H2S (véase 5.1.2.3).5.1.2.4.9Referencias1. JD Dobis, DR Clarida y JP Richert, "Una encuesta revela la naturaleza de la corrosión en la IC Alquilación Unidades"Oil and Gas Journal , 6 de marzo de 1995, Vol. 93, Nº 10, pp. 63-68.2. ASM Metals Handbook , "Corrosión en la refinación del petróleo y operaciones petroquímicas", Volumen 13,ASM International, Materiales Park, OH.3. NACE RP0472, métodos y controles para evitar en el servicio ambiental grietas de acero al carbonoPiezas soldadas en corrosivos Petroleum Refining Ambientes , NACE International, Houston, TX.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

52API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________5.1.2.5Estrés Carbonato Corrosión Cracking5.1.2.5.1Descripción del DañoCorrosión bajo tensión Carbonato de craqueo (a menudo denominado agrietamiento como carbonato) es el término que se aplica a la superficierotura o grietas que se producen adyacentes a las soldaduras de acero al carbono bajo la acción combinada de tensión de tracción yla corrosión en sistemas que contienen carbonato. Es una forma de estrés alcalino Corrosion Cracking (ASCC)5.1.2.5.2Materiales afectadosAcero al carbono y aceros de baja aleación.5.1.2.5.3Factores Críticosa) Nivel de estrés y la química del agua son los factores críticos.b) Carbonato de agrietamiento por corrosión bajo tensión puede ocurrir a niveles relativamente bajos de tensión residual pero por lo generalocurre en soldaduras o áreas trabajadas en frío que no se han aliviado el estrés.c) el craqueo de susceptibilidad aumenta con el aumento de pH y carbonato (CO3-2) La concentración. Puede ocurrirbajo las siguientes condiciones:yo)No alivia el estrés de acero al carbono,ii) pH> 9,0 y CO3-2> 100 ppm, oiii) 8 <pH <9,0 y CO3-2> 400 ppm.

d) Si el equipo / la tubería contiene una fase de agua con 50 ppm en peso o mayor H2S a un pH de 7,6 o mayor,el equipo / tuberías se considera susceptible.e) Cianuros también se han demostrado para aumentar la susceptibilidad de craqueo.f) En las unidades de lavado de gases, se puede producir el agrietamiento cuando el CO2contenido es superior al 2% y las temperaturassuperar los 200oF (93oC).5.1.2.5.4Las participaciones o equipo afectadoa) agrietamiento Carbonato ha sido más prevalente en la unidad de craqueo catalítico fluido fraccionador principalcondensación por encima y sistema de reflujo, el sistema de compresión de gas húmedo aguas abajo, y la agriasistemas de agua que emanan de estas áreas. Tanto tuberías y recipientes se ven afectados.b) el craqueo Carbonato también se ha producido en las tuberías y equipos en carbonato de potasio, y CatacarbColorado2instalaciones de eliminación de unidades de producción de hidrógeno.5.1.2.5.5Apariencia o Morfología de Dañosa) Carbonato de craqueo normalmente se propaga paralelamente a la soldadura en el metal base adyacente, pero puede tambiénproducirse en el depósito de soldadura o zonas afectadas por el calor.b) El patrón de agrietamiento observado en la superficie de acero se describe a veces como una tela de araña de la pequeñagrietas, que a menudo inician en o interconectar con defectos relacionados con la soldadura-que sirven como elevadores de esfuerzo locales.c) Estas grietas pueden confundirse fácilmente con la CSS o SOHIC, sin embargo, las grietas de carbonato son por lo general

más lejos de la punta de la soldadura y tener múltiples grietas paralelas (Figura 3.1.2.5.1 a la Figura 3.1.2.5.4).d) grietas Carbonato fallas romper superficie que son predominantemente intergranular en la naturaleza y por lo generalocurrir en fabricaciones de acero al carbono como soldadas como una red de grietas muy finas, de óxido de lleno.5.1.2.5.6Prevención / Mitigacióna) La aplicación de un post-fabricación para aliviar el estrés del tratamiento térmico de unos 1150 ° F (621oC) es un demostradométodo para prevenir el agrietamiento de carbonato. Requisitos de tratamiento térmico se aplican a las soldaduras de reparación, así comosoldaduras de unión interna y externa.b) el craqueo se puede eliminar mediante el uso de revestimientos de barrera eficaces, sólido o revestida 300 Series SS,Aleación 400 u otras aleaciones resistentes a la corrosión en lugar de acero al carbono.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 23712 2003API Práctica Recomendada 5715-53_______________________________________________________________________________________________c) las tuberías y equipos de lavado de agua no PWHT antes de steamout o tratamiento térmico en carbonato calientesistemas.d) un inhibidor de metavanadato se puede utilizar en sistemas de carbonato calientes en CO2las unidades de absorción de hidrógeno

unidades de fabricación para evitar el agrietamiento. La dosis adecuada y la oxidación del inhibidor deben estarmantenido.5.1.2.5.7Inspección y Vigilanciaa) El craqueo puede implicar el crecimiento esporádico y rápida, dependiendo de los cambios sutiles en el proceso, por losupervisión general no se ha hecho. Monitoreo Sin embargo, periódico de pH y CO3-2concentración enFCC aguas ácidas se debe hacer para determinar la susceptibilidad de craqueo.b) A pesar de que las grietas se pueden observar visualmente, detección de grietas se realiza mejor con WFMT o ACFMtécnicas. Preparación de la superficie por chorro de arena, chorro de agua a alta presión u otros métodos esde lo necesario para WFMT. PT por lo general no puede encontrar apretado o escalar grietas llenas y no debe ser utilizado.c) Por lo general hay mucho diversificando así romper profundidades se puede medir con una técnica adecuada UTincluyendo SWUT externo. Instrumentos de tipo resistencia eléctrica que miden la profundidad de la grieta no sonefectiva porque las grietas típicamente contienen óxido de hierro magnético.d) Este agrietamiento no es susceptible a la extensión por molienda. Moler las grietas es un método viable deagrietarse determinación de la profundidad.e) AET se puede utilizar para el control de crecimiento de la grieta y localización de grietas en crecimiento.5.1.2.5.8Mecanismos relacionadosCarbonato de craqueo es más correctamente denominado corrosión por tensión carbonato de agrietamiento y es una forma de alcalinaLa corrosión bajo tensión (ASCC). Amina de craqueo (véase 5.1.2.2) y por corrosión bajo tensión cáustica de craqueo (véase4.5.3) son otras dos formas similares de ASCC.5.1.2.5.9Referencias1. JH Kmetz y DJ Truax, "El estrés Carbonato Corrosion Cracking de acero al carbono en refinería FCC Principal

Proyectores fraccionador, " CORROSIÓN / 90 , Documento No. 206, NACE International, Houston, TX,1990.2. HU Schutt, "El hidrógeno Wet intergranular Sulfuro Cracking" CORROSIÓN / 92 , Documento No. 454, NACEInternacional, Houston, TX, 1992.3. E. Mirabel et al, "Cracking en una Estación de Compresión de Gas Húmedo FCC de tipo carbonato," MaterialesRendimiento, de julio de 1991, pp. 41-45.4. Norma NACE RP0296, Directrices para la detección, reparación y mitigación de Craqueo de existenteRecipientes a presión Petróleo refinería en Wet H2S Entornos , NACE International, Houston, TX.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2385-54API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-31 - Carbonato de grietas en y adyacente a la soldadura en una soldadura de tuberías no PWHT en unaPlanta de gas FCC después de 15 años de servicio.Figura 5-32 - Fotomicrografía de una sección transversal de carbonato de formación de grietas en el metal base. Grietasiniciar desde la superficie ID (lado izquierdo). Sin grabar.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

2003API Práctica Recomendada 5715-55_______________________________________________________________________________________________Figura 5-33 - Fotomicrografía de una sección transversal de carbonato de formación de grietas en el metal base, iniciandoa una picadura de corrosión en la superficie ID. Sin grabar.Figura 5-34 - Fotomicrografía de una sección transversal de carbonato de formación de grietas en el metal base, mostrandola naturaleza ramificada de la fisuración. Grabado.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2405-56API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________5.1.3 Otros mecanismos5.1.3.1De alta temperatura de ataque por hidrógeno (HTHA)5.1.3.1.1Descripción del Dañoa) de ataque por hidrógeno a alta temperatura resulta de la exposición a hidrógeno a temperaturas elevadas ypresiones. El hidrógeno reacciona con carburos en acero para formar metano (CH4), Que no puede difundirsea través del acero. La pérdida de carburo provoca una pérdida global en la fuerza.b) Presión de metano se acumula, formando burbujas o cavidades, microfisuras y fisuras que pueden combinarpara formar grietas.

c) No se puede producir cuando las grietas reducen la Capacidad de carga de la presión que contiene parte.5.1.3.1.2Materiales afectadosCon el fin de aumentar la resistencia: acero al carbono, C-0,5Mo, Mn-0,5Mo, 1Co-0,5Mo, 1.25Cr-0,5Mo, 2.25Cr-1Mo,2.25Cr-1Mo-V, 3Cr-1Mo, 5Cr-0,5Mo y aceros similares con variaciones en la química.5.1.3.1.3Factores Críticosa) Para un material específico, HTHA depende de la temperatura, la presión parcial de hidrógeno, el tiempo y el estrés.Tiempo de exposición El servicio es acumulativo.b) HTHA está precedido por un período de tiempo cuando no hay cambio notable en las propiedades es detectable por la normalidadtécnicas de inspección.c) El período de incubación es el período de tiempo durante el cual se ha producido suficiente daño a medircon técnicas de inspección disponibles y pueden variar de horas a condiciones muy estrictas para muchos años.d) Figura 5-35 contiene curvas que muestran un hidrógeno / envolvente de operación segura presión parcial temperaturade carbono y aceros de baja aleación. Información adicional sobre HTHA se puede encontrar en API RP 941.e) Las curvas son razonablemente conservadora para el acero hasta de carbono a aproximadamente 10.000 psi parcial de hidrógenopresión.f) 300 Series SS, así como 5CR, 9CR y 12 Cr aleaciones, no son susceptibles a HTHA en condiciones que normalmentevisto en unidades de la refinería.5.1.3.1.4Unidades afectadasa) unidades de hidroprocesamiento, como hidrotratamiento (desulfurizers) y hidrocraqueadores, reformadores catalíticos,unidades y las unidades de limpieza de hidrógeno, tales como unidades de absorción por cambio de presión la producción de hidrógeno, son todossusceptibles a HTHA.b) Tubos de calderas en servicio de vapor muy alta presión.5.1.3.1.5Apariencia o Morfología de Daños

a) HTHA puede confirmarse a través del uso de técnicas especializadas, incluido el análisis metalográfico dezonas dañadas como se describe a continuación (Figura 5-36).b) La reacción de carbono / hidrógeno puede causar descarburación superficial del acero. Si la difusión del carbono ala superficie es limitante, la reacción puede resultar en descarburación interna, la formación de metano yagrietamiento.c) En las primeras etapas de HTHA, burbujas / cavidades pueden ser detectados en muestras por un microscopio de barrido,aunque puede ser difícil decir la diferencia entre cavidades HTHA y cavidades de fluencia. Unos Cuantosservicios de refinería exponen bajas aleaciones de acero a ambas condiciones HTHA y fluencia. Las primeras etapas del HTHA puedassólo ser confirmada a través del análisis metalográfico avanzada de zonas dañadas (Figura 5-37).d) En etapas posteriores de daño, descarburación y / o fisuras se puede ver mediante el examen de muestras bajo unamicroscopio y a veces puede ser visto por metalografía in-situ (Figura 5-38).e) agrietamiento y fisuración son intergranular y ocurren junto a perlita (carburo de hierro) en las zonas de carbonoaceros.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 24112 2003API Práctica Recomendada 5715-57_______________________________________________________________________________________________f) Algunos formación de ampollas puede ser visible a simple vista, ya sea debido a hidrógeno molecular o metanoacumulando en laminaciones en el acero.5.1.3.1.6Prevención / Mitigación

a) Utilizar los aceros aleados con cromo y molibdeno para aumentar la estabilidad de carburo minimizando asíla formación de metano. Otros elementos de carburo de estabilización incluyen tungsteno y vanadio.b) la práctica del diseño normal es usar una 25oF a 50oF (14oC a 28oC) aproximación de factor de seguridad al utilizar elRP API 941 curvas.c) Si bien las curvas han servido bien a la industria, ha habido varios fracasos de aceros C-0,5Mo enservicio de refinería en condiciones que antes se consideraban a salvo. C-0,5Mo estabilidad Carbide bajoCondiciones HTHA pueden deberse al menos en parte a los diferentes carburos formados durante las diversas calortratamientos aplicados a los equipos fabricados.d) Como resultado de los problemas con los aceros de aleación de 0,5 Mo, su curva se ha eliminado del conjunto principalde curvas y el material no se recomienda para las nuevas construcciones en los servicios de hidrógeno caliente. Por Unequipos existentes, esta preocupación ha llevado a una revisión económica del coste de inspección frentereemplazo con una aleación más adecuado. La inspección es muy difícil porque los problemas se han producido encalor de la soldadura afectada zonas, así como el metal base lejos de las soldaduras.e) material de la serie 300 SS superposición y / o rollo de bonos revestido se utiliza en el servicio de hidrógeno en el metal baseno tiene la resistencia adecuada sulfuración. Aunque se reconoce que adecuadamente metalúrgicamenteunido austenítico superposición / clad disminuirá la presión parcial de hidrógeno visto por el subyacentemetal, la mayoría de las refinerías hacen que el metal base tiene una resistencia adecuada al HTHA bajo serviciocondiciones. En algunos casos, los refinadores toman la disminución de la presión parcial en cuenta al evaluar

la necesidad de la liberación de gases de hidrógeno, mientras que el cierre de los equipos de pared gruesa.5.1.3.1.7Inspección y Vigilanciaa) El daño puede ocurrir aleatoriamente en las soldaduras o zonas afectadas por el calor de la soldadura, así como el metal de base, haciendoel seguimiento y la detección de HTHA en materiales susceptibles extremadamente difícil.b) Las técnicas ultrasónicas utilizando una combinación de relación de velocidad y de retrodispersión han sido los máséxito en la búsqueda de fisuración y / o agrietamiento grave.c) In-situ metalografía sólo puede detectar microfisuración, fisuras y descarburación cerca de la superficie.Sin embargo, la mayoría del equipo ha descarburada superficies debido a los diversos tratamientos térmicos utilizados durantefabricación.d) Inspección visual para las ampollas en la superficie interior puede indicar la formación de metano y el potencial HTHA.Sin embargo, HTHA puede ocurrir con frecuencia sin la formación de ampollas en la superficie.e) Otras formas convencionales de inspección, incluyendo WFMT y RT, están severamente limitados en su capacidad dedetectar cualquier cosa excepto las etapas avanzadas de daño donde agrietamiento ya ha desarrollado.f) AET no es un método probado para la detección de daño.5.1.3.1.8Mecanismos relacionadosUna forma de HTHA puede ocurrir en tubos de la caldera y se denomina por la industria de servicios públicos fósil como daño por hidrógeno.5.1.3.1.9Referencias1. API RP 941, Aceros de servicio de hidrógeno a temperaturas elevadas y presiones en PetróleoRefinerías y plantas petroquímicas , Instituto Americano del Petróleo, Washington, DC2. J. Vitovec, FH, "la tasa de crecimiento de fisuras durante el ataque de Hidrógeno de Aceros," División de la APIRefino, Vol. 44 {III} 1964, pp. 179-188.3. Materiales de informe del Consejo de la propiedad del SF-26, "Con-de Evaluación del Servicio Procedimientos de Operación

Recipientes a presión, tanques y tuberías en la refinería y química de servicio, "Proyecto 5, propiedades de los materialesConsejo, Nueva York, 1995.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2425-58API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-35 - Presión recomendada y H2límites de presión parciales por API 941. (Ref. 1)Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 24312 2003API Práctica Recomendada 5715-59_______________________________________________________________________________________________Figura 5-36 - fallo aparece frágil de una sección de tubería debido a HTHA.Figura 5-37 - gran aumento que muestra microfotografía microfisuración.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS

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Página 2445-60API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-38 - Alta microfotografía aumento que muestra linkup de microfisuras para formargrietas continuas. Tenga en cuenta que el daño se acompaña de una cantidad significativa de descarburación.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 24512 2003API Práctica Recomendada 5715-61_______________________________________________________________________________________________5.1.3.2 titanio hidruración5.1.3.2.1Descripción del DañoHidruración de titanio es un fenómeno metalúrgico en la que el hidrógeno se difunde en el titanio y reaccionapara formar una fase hidruro de fragilización. Esto puede resultar en una pérdida completa de la ductilidad sin señal evidente dela corrosión o la pérdida de espesor.5.1.3.2.2Materiales afectadosLas aleaciones de titanio.5.1.3.2.3Factores Críticosa) Los factores críticos son la temperatura del metal, la química solución y composición de la aleación.

b) Este es un fenómeno que se produce en entornos específicos a temperaturas superiores a 165oF (74oC) y por lo un pH inferior a 3, por encima de pH 8 o pH neutro con alto H2Contenido de S.c) el contacto galvánico entre el titanio y materiales más activos, tales como acero al carbono y de la serie 300 SS promueve daños. Sin embargo, la hidrogenación puede ocurrir en ausencia de un acoplamiento galvánico.d) fragilización se produce durante un período de tiempo que el hidrógeno es absorbido por el componente y reacciona a formar fragilización fases hidruro. La profundidad y el alcance de hidruración seguirán aumentando hasta un pérdida completa de los resultados de ductilidad.e) la hidrogenación también se ha producido en algunos ambientes químicos como resultado de la corrosión del hierro que se ha incrustado accidentalmente en la superficie de titanio durante la fabricación. La corrosión de hierro y escala de sulfuro de hierro en las corrientes de proceso traídos de unidades aguas arriba puede resultar en recogida de hidrógeno.f) La solubilidad del hidrógeno en titanio y alfa-beta aleaciones puras se limita (50-300 ppm) y una vez que este se supera, se forma hidruro. Aleaciones beta, por otro lado, son más tolerantes de hidrógeno y 2000 ppm se puede tolerar.5.1.3.2.4Las participaciones o equipo afectadoa) El daño se ha producido principalmente en agria strippers de agua y unidades de amina en los condensadores fijos, tubos intercambiadores de calor, tuberías y otros equipos de titanio que opera por encima de unos 165 ° F (74 ° C).b) la hidrogenación también puede ocurrir en atmósferas de hidrógeno a temperaturas> 350 ° F (177 ° C), especialmente en el ausencia de humedad u oxígeno.c) Equipo de protección catódica con protección potenciales <-0.9 v SCE.5.1.3.2.5Apariencia o Morfología de Dañosa) la hidrogenación de titanio es un cambio metalúrgico que no es fácilmente aparente, y sólo se puede confirmar a través de técnicas metalúrgicas (Figura 5-39, Figura 5-40 y la Figura 5-41) o ensayos mecánicos.b) Una prueba rápida para la fragilidad es una prueba de flexión o un ensayo de aplastamiento en un vicio. Titanio No se ve afectado será aplastado de una manera dúctil mientras que los componentes fragilizada se agrieta y / o romper con poco o ningún signo de ductilidad.

c) tubos de intercambiador de calor que han fragilizarse puede permanecer intacto hasta perturbado por la eliminación de la paquete para la inspección. Los tubos se agrietan como el paquete se flexiona cuando se retira.d) Cracking puede ocurrir si hay un intento de volver a tirar extremos de los tubos que han fragilizarse.e) Otro modo posible daño que se ha producido es de encendido y el fuego de tubos de titanio. Metalográfico examen de tubos de titanio a partir de un paquete que se quemó mostró cantidades significativas de hidruro, especialmente en las proximidades del metal que se había derretido.5.1.3.2.6Prevención / Mitigacióna) El titanio no se debe utilizar en los servicios de hidruración conocidos, tales como amina o agua agria, donde el posibilidad de una fuga no es aceptable.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2465-62API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________b) En caso de contacto galvánico ha promovido la hidrogenación, el problema se puede evitar mediante el uso de todo el titanio construcción o aislando eléctricamente el titanio a partir de componentes no-titanio. La eliminación de lapar galvánico, no podrá impedir hidruración en ambientes de aguas ácidas alcalinas.5.1.3.2.7Inspección y Vigilanciaa) Foucault Especializada técnicas actuales se informa, han sido capaces de detectar daños hidruración.b) No hay otras técnicas para supervisar o inspeccionar para el titanio hidruración distinta de la metalúrgicay / o métodos mecánicos mencionados anteriormente.5.1.3.2.8Mecanismos relacionados

Hidruración es un mecanismo de daño que es única para un par de materiales incluyendo aleaciones de titanio yde circonio.5.1.3.2.9Referencias1. SER Hopkinson y O. Fermín Herandez, "El uso de titanio en la refinación del petróleo," MaterialesRendimiento, de septiembre de 1990, pp.48-52.2. JB Algodón, "Uso de titanio en la fábrica de productos químicos," Chemical Engineering Progress , Volumen 66, No.10, 1907, p. 57.3. LC Covington, "Factores que afectan a la fragilización por hidrógeno de titanio," NACE Paper No.75,CORROSIÓN / 75 , NACE International, Houston, TX, 1975.4. LC Covington, "La Influencia de la Condición de la superficie y Medio Ambiente sobre la hidruración de Titanio"CORROSION , Volumen 35, No. 8, 1979, pp. 378-382.5. I. Phillips, P. piscina y LL Shreir, "La formación de hidruro Durante catódica Polarización de Ti" y "Efecto deLa temperatura y pH de la solución sobre el crecimiento hidruro, " Corrosion Ciencia , Volumen 14, 1974, pp 533-.542.6. LA Charlot y RH Westerman, "Low hidruración Temperatura de Zircaloy-2 y titanio en acuosoSolutions, " tecnología electroquímica , Volumen 6, 1968.7. RW Schutz, JS Grauman. Y C. Covington, "Determinación de los límites de protección catódica paraPrevención de Titanio Tubo hidruro Fragilización en agua salada, "NACE Paper No. 110,CORROSIÓN / 89 , NACE International, Houston, TX, 1989.8. ZF Wang, CL Briant y KS Kumar, "electroquímicos, respuestas galvánicas y mecánicas deTitanio de grado 2 en el 6% solución de cloruro sódico, la corrosión, Volumen 55, No. 2, 1999, pp. 128-138.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

2003API Práctica Recomendada 5715-63_______________________________________________________________________________________________Figura 5-39 - titanio tubo de intercambiador de calor que falló desde hidruración en un enfriador de agua agria. Los Lasmedio refrigerante es agua de mar.Figura 5-40 - fotomicrografía de alta magnificación de una sección transversal del tubo mostrado en la figura5-39 a través de la punta de la grieta. Mag. 200x.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2485-64API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-41 - Otro alta magnificación fotomicrografía de una sección transversal de la proyección del tubomás de la sección transversal a través de la punta de la grieta. Hidruros de TI son más claramente discernible.Mag. 400x.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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API Práctica Recomendada 5715-65_______________________________________________________________________________________________5.2 Proceso de Unidad PFDDiagramas de flujo de procesos simplificados para varias unidades de proceso se encuentran comúnmente en muchas refinerías se muestran en esta sección. El PFD se destacan para mostrar algunas de las áreas dentro de la unidad, donde muchas de las primarias mecanismos de daño se puede encontrar. El lector debe ser advertido de que esto no pretende ser un todo lista inclusiva de los mecanismos de daño, sino que debe servir como punto de partida para algunos de los principales consideraciones.Una clave para los mecanismos de daño Numeración uso en el PFD para las siguientes unidades de proceso se muestra enTabla 5-3.Los diagramas de flujo de procesos incluidos en esta sección son:5.2.1 Unidad de Crudo / vacíoVea la Figura 5-42.5.2.2 Delayed CokerVea la Figura 5-43.5.2.3 Fluid Catalytic CrackingVea la Figura 5-44.5.2.4 Luz FCC Ends RecuperaciónVea la Figura 5-45.5.2.5 Reformación Catalítica - CCRVea la Figura 5-46.5.2.6 Reformación Catalítica - Lecho FijoVea la Figura 5-47.5.2.7 Unidades hidroprocesamiento - Hidrotratamiento, hidrocraqueoVea la Figura 5-48.5.2.8 Ácido Sulfúrico AlquilaciónVea la Figura 5-49.5.2.9 HF AlquilaciónVea la Figura 5-50.5.2.10 Tratamiento de AminaVea la Figura 5-51.Recuperación de Azufre 5.2.11Vea la Figura 5-52.5.2.12 Sour Stripper AguaVea la Figura 5-53.5.2.13 La isomerización

Vea la Figura 5-54.5.2.14 El hidrógeno ReformarVea la Figura 5-55.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2505-66API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Tabla 3.5 - La clave de mecanismos de dañoDM #Mecanismo de DañosDM #Mecanismo de Daños1Sulfuración33885oF (475oC) Fragilización2Wet H2S Daños (Ampollas / HIC / SOHIC / SSC)34El ablandamiento (esferoidización)3Fluencia / Rupture Estrés35Cracking Recalentamiento4

Temperatura alta H2/ H2S Corrosión36Ácido Sulfúrico Corrosión5Polythionic Ácido Cracking37Ácido fluorhídrico contra la corrosión6Nafténico Ácido Corrosión38Gases de combustión Punto de Rocío Corrosión7Amonio bisulfuro de Corrosión39Dissimilar metal de soldadura (DMW) Cracking8Corrosión cloruro de amonio40El estrés agrietamiento por hidrógeno en HF9HCl Corrosión41Dealloying (Dezincificación / Denickelification)10De alta temperatura de ataque por hidrógeno42Colorado2Corrosión11Oxidación43La fatiga por corrosión12La fatiga térmica44Combustible Ceniza Corrosión

13Corrosión Agua Amarga (ácido)45Amina Corrosión14Degradación refractaria46Corrosión Bajo Aislamiento (CUI)15Grafitización47La corrosión atmosférica16Temper Fragilización48El amoníaco corrosión bajo tensión17Decarburación49Enfriamiento de Agua Corrosión18Cracking cáustica50Caldera / condensado Corrosión19La corrosión cáustica51La corrosión inducida microbiológicamente (MIC)20Erosión / Erosión-Corrosión52Liquid Metal Fragilización21Carbonato de SCC53Corrosión galvánica22Amina Cracking54Fatiga mecánica23

Estrés Cloruro Corrosión Cracking55La nitruración24Carburación56La fatiga de la vibración inducida25Fragilización por hidrógeno57Titanio hidruración27Choque Termal58La corrosión del suelo28Cavitación59Quitar el polvo de metal29Grafítica Corrosión (ver Dealloying)60Envejecimiento Strain30El sobrecalentamiento corto plazo - Ruptura por Esfuerzo61Blanketing Steam31Fractura Frágil62Ácido fosfórico Corrosión32Fase Sigma / Chi fragilización63El fenol (ácido carbólico) Corrosión33885oF (475oC) Fragilización


Página 25112 2003API Práctica Recomendada 5715-67_______________________________________________________________________________________________Figura 5-42 - Unidad de Crudo / vacíoDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2525-68API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-43 - Delayed CokerDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


_______________________________________________________________________________________________Figura 5-44 - Fluid Catalytic CrackingDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2545-70API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-45 - Luz FCC Ends RecuperaciónDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 25512 2003API Práctica Recomendada 5715-71_______________________________________________________________________________________________Figura 5-46 - Reformación Catalítica - CCRDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

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5-72API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-47 - reformado catalítico - Lecho FijoDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 25712 2003API Práctica Recomendada 5715-73_______________________________________________________________________________________________Figura 5-48 - Hidroprocesamiento - Hidrotratamiento, hidrocraqueoDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2585-74API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-49 - Ácido Sulfúrico AlquilaciónDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS

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Página 25912 2003API Práctica Recomendada 5715-75_______________________________________________________________________________________________Figura 5-50 - HF AlquilaciónDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2605-76API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-51 - Amina TratamientoDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 26112 2003API Práctica Recomendada 5715-77_______________________________________________________________________________________________Figura 5-52 - Recuperación de AzufreDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003


Página 2625-78API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-53 - separador de aguas ácidasDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 26312 2003API Práctica Recomendada 5715-79_______________________________________________________________________________________________Figura 5-54 - isomerizaciónDerechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 2645-80API Práctica Recomendada 57112 2003_______________________________________________________________________________________________Figura 5-55 - Hidrógeno Reformar


Página 265APÉNDICE ACONSULTAS TÉCNICASA.1 Introduction..............................................................................................................................1Su mensaje A.2 Format..........................................................................................................................1Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---


Página 26712 2003API Práctica Recomendada 571A-1________________________________________________________________________________________________A.1 Introducción

API considerará solicitudes escritas de las interpretaciones de la Práctica Recomendada API 571. El personal API hacer tales interpretaciones por escrito después de consultar, en caso necesario, con los funcionarios de los comités apropiados y miembros del comite. El comité API responsables de mantener RP 571 se reúne periódicamente para examinar solicitudes escritas de interpretaciones y revisiones y para desarrollar nuevos criterios dictados por tecnológica desarrollo. Las actividades del comité en este sentido se limitan estrictamente a las interpretaciones del documento y para el examen de las revisiones a la edición actual del documento sobre la base de nuevos datos o la tecnología. Como cuestión de política, la API no aprueba, certifica, tasa, ni aprueba cualquier artículo, la construcción, dispositivo propietario o actividad, y en consecuencia, las investigaciones que requieren tal consideración serán devueltas.Por otra parte, la API no actúa como consultor en problemas de ingeniería específicos o en la comprensión general o la aplicación de RP 571. Si, basándose en la información de la investigación presentada, es la opinión del comité que el investigador debe buscar otro tipo de asistencia, la investigación será devuelto con la recomendación de que tales obtenerse asistencia. Todas las preguntas que no se pueden entender porque carecen de información serán devuelto.Formato mensaje A.2A.2.1Las preguntas deberán limitarse estrictamente a las solicitudes de interpretación de RP 571 o para el examen de revisiones del documento sobre la base de nuevos datos o de la tecnología. Las preguntas deberán presentarse en el formato descrito en A.2.2 a través A.2.5.A.2.2El alcance de la investigación se limitará a un solo tema o grupo de temas estrechamente relacionados.Será devuelto una investigación sobre dos o más asignaturas no relacionadas.A.2.3Una investigación se iniciará con una sección de fondo que establece el propósito de la investigación, lo que haría ser o bien para obtener una interpretación de la RP 571 o proponer una revisión del documento. El fondo sección deberá proporcionar de forma concisa la información necesaria para la comprensión de la comisión de la investigación (con bocetos como sea necesario) y deberá citar las aplicables edición, revisión, los párrafos, figuras y tablas.A.2.4Después de la sección de antecedentes, la sección principal de una investigación deberá indicar la investigación como un condensado, pregunta precisa, omitiendo la información de fondo superfluo y, en su caso, plantear la cuestión de manera que la respuesta podría tomar la forma de "sí" o "no" (tal vez con

salvedades). Esta declaración de investigación debe ser técnico y editorial correcta. El investigador deberá indicar lo que él o ella cree que el documento requiere. Por Si el investigador cree que es necesaria una revisión de la RP 571, él o ella deberá proveer la redacción recomendada.A.2.5El investigador deberá incluir su nombre y dirección postal. La investigación debe ser escrito.Sin embargo, se tendrán en cuenta las preguntas manuscritas legibles. Las preguntas deben enviarse a: Director de laFabricación, Distribución y Departamento de Marketing, Instituto Americano del Petróleo, 1220 L Street, NW,Washington, DC 20005.Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 268Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 269Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02 MDTQueda prohibida la reproducción o la creación de redes permitidas sin licencia de IHS--````, `` `` `` `` `,,, ,,, ,,,` `` `` -`-,, ,, ``, `` ,, ---

Página 270Copias adicionales están disponibles a través de Ingeniería GlobalDocumentos en (800) 854-7179 o (303) 397-7956

Información sobre Publicaciones API, programas y servicios es disponible en la World Wide Web en http://www.api.orgArtículo número: C57101Derechos de autor Instituto Americano del PetróleoReproducido por IHS bajo licencia con APILicenciatario = Ecopetrol / 5915281003Prohibida la venta, 22/06/2005 11:26:02

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