Vibración de tuberías

Guardar para leer la lista Publicado por Callum O'Reilly, editor senior Hydrocarbon Engineering, lunes 28 de agosto de 2023 14:00

La vibración de las tuberías es una de las principales causas de pérdida de contención y tiempo de inactividad en los sectores de petróleo y gas, petroquímico y fertilizantes. Además de la seguridad ambiental y del personal, la vibración de las tuberías a menudo afecta la rentabilidad al limitar los caudales.

La mayoría del diseño de tuberías de proceso en instalaciones petroquímicas y de refinación se rige por las reglas de cumplimiento del código térmico de los códigos ASME B31. La mayoría de los códigos de diseño brindan orientación cualitativa sobre la importancia de diseñar contra la fatiga por vibración sin métodos específicos. Seguir las reglas de diseño del código sin las mejores prácticas puede llevar al diseñador a centrarse en la flexibilidad a expensas de la susceptibilidad a las vibraciones. En servicios más limpios y con temperaturas más bajas, como las instalaciones de gasoductos y GNL, la vibración de las tuberías puede ser el mecanismo de daño más persistente. Lo más desafiante es que una vez detectado, el conjunto actual de API/ASME y estándares internacionales es inconsistente en los enfoques de evaluación de la vibración de las tuberías en servicio. Una vez identificadas, las evaluaciones suelen requerir la participación de expertos en la materia porque los métodos de evaluación tradicionales suelen ser conservadores.1, 2, 3, 4

La Figura 1 muestra una colección de criterios de evaluación de vibraciones comúnmente utilizados. Todas las curvas se han convertido a unidades de velocidad RMS para comparar. Los métodos de evaluación actuales para la vibración de tuberías han demostrado limitaciones:

Figura 1. Criterios de detección de evaluación de vibraciones comúnmente utilizados.

Las pruebas de vibración de maquinaria son una estrategia de mantenimiento predictivo bien desarrollada con cuatro niveles de certificaciones ANST e ISO (ISO 18436-2). Si bien las empresas de consultoría especializadas (incluido E2G) ofrecen capacitación de alta calidad, sorprendentemente la mayoría de los programas de certificación de vibración de maquinaria no brindan una cobertura técnica adecuada de este tema. Por ejemplo, con demasiada frecuencia los analistas de maquinaria no recopilan datos suficientes para medir la gravedad y caracterizar las señales de vibración de las tuberías, particularmente en casos de vibración aleatoria con frecuencias dominantes en el rango de 2 a 10 Hz. Este es sólo un ejemplo de por qué se necesita capacitación formal y orientación sobre procedimientos.

La norma API 579-1/ASME FFS-1 (API 579) es una norma internacional de 14 partes para la evaluación de la aptitud para el servicio de equipos que contienen presión sujetos a diversos mecanismos de daño en servicio.

La parte más nueva, Parte 15: Vibración de tuberías, ha estado en desarrollo durante más de 10 años y tiene como objetivo unificar los enfoques existentes con procedimientos sistemáticos y al mismo tiempo incluir orientación para garantizar la calidad de los datos de vibración. Actualmente, el método se encuentra en su borrador final y se someterá a votación este otoño. El comité, así como expertos externos en vibraciones de la industria, revisaron versiones anteriores del borrador y, en general, fueron bien recibidas.

¿Cómo se compara la Parte 15 con la Parte 14 actual? La Parte 14 es la metodología general de fatiga y se aplica a la evaluación de la fatiga térmica o mecánica, que generalmente se observa en el régimen de ciclo bajo a medio (< 107 ciclos). Una vibración de 1 Hz durante un año acumulará 1,35 x 107 ciclos y la mayoría de los problemas de vibración de las tuberías tienen frecuencias superiores a 10 Hz. Para complicar esto, existe muy poca justificación experimental para cualquier modelo de fatiga SN (esfuerzo alterno permisible [S] versus ciclos de esfuerzo permisibles [N]) en el régimen de fatiga de ciclos muy altos o gigaciclos (ciclos > 107). Los datos de prueba disponibles tienen una dispersión estadística e incertidumbre sustanciales, lo que hace que las predicciones de vida restantes utilizando modelos basados ​​en SN sean difíciles, si no imprácticas, sin proporcionar suficiente conservadurismo.

La curva de fatiga de juntas soldadas existente de la Parte 14 y ASME B&PVC, Sección VIII, División 2, Parte 5 se desarrolló ajustando datos de pruebas experimentales de hasta 107 ciclos usando una extrapolación en línea recta. Sin embargo, el conjunto de datos utilizados para ajustar la curva Master SN consta principalmente de casos en los que se observó falla en menos de 107 ciclos. Pocos puntos de datos del conjunto tienen una vida más allá de los 107 ciclos, y ningún punto de datos tiene una vida más allá de los 108 ciclos. Como resultado, la utilización de la curva Master SN para la evaluación de vibraciones puede conducir a evaluaciones de riesgos demasiado conservadoras y medidas de mitigación costosas, hasta el punto de que realizar evaluaciones de vibraciones de tuberías según la Parte 14 a menudo puede sugerir que la falla ya debería haber ocurrido. En lugar de evaluar la vida restante utilizando una curva SN, la Parte 15 proporcionará una evaluación de la fatiga basada en el concepto de límite de resistencia. Los conceptos de límite de resistencia para uniones soldadas se han utilizado con éxito en códigos y normas europeos durante décadas, como BS 7608 y otra literatura publicada.5, 6, 7 Si bien todavía falta una justificación experimental publicada de estos límites, el concepto de un rango de tensión alterna lo suficientemente bajo como para no propagar una grieta es un concepto bien entendido que se utiliza en la mecánica de fractura elástica y también un principio aceptado para el análisis de fallas similares a grietas en BS 7910 y API 579 Parte 9.

Al igual que otras partes de API 579, la Parte 15 proporciona un sistema de evaluación de tres niveles:

La flexibilidad que ofrecen estos tres niveles puede conducir a evaluaciones más precisas y específicas, lo que permitirá una toma de decisiones más informada.

Con la publicación de la Parte 15, la consideración de la vibración en un programa de integridad mecánica se vuelve más relevante. La inspección de vibraciones o estudios de vibraciones de las instalaciones puede convertirse en una estrategia de inspección formalizada utilizando enfoques de Nivel 1 y Nivel 2, según sea necesario. La Parte 15 es una mejora muy esperada de nuestros estándares industriales y refleja el compromiso continuo de la industria con la innovación.

Escrito por Michael FP Bifano, Ph.D, PE e ISO VCAT-IV, The Equity Engineering Group Inc., (E2G).

Lea el artículo en línea en: https://www.hidrocarbonengineering.com/special-reports/28082023/piping-vibration-the-underestimated-damage-mechanism/

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