Inspeccion ducto

“INSTITUTO PROFESIONAL INACAP TALCAHUANO”

CAUSAS DE FALLAS EN EQUIPOS ESTATICO DE
REFINERÍA DE PETRÓLEO PETROX S.A.

“Memoria de título para optar al título de
Ingeniero de Ejecución Metalmecánica”
“Profesor guía: Sr. Luis Alvarez F.”

Ramiro Alarcón Cortez
Roberto Trostel Acuña
Talcahuano, Abril de 2002
INDICE
AGRADECIMIENTOS Y DEDICATORIAS. xx
OBJETIVOS. xx
CAPITULOI: INTRODUCCION.
1.1 Alcances del trabajo y objetivos específicos. xx
1.2 Reseña histórica y descripción de la planta. xx
1.3 Misión, visión y desarrollo estratégico de la planta. xx
1.4 Abastecimiento de materias primas. xx
1.5 Proceso de refinación. xx
1.5.1 Productos derivados del petróleo. xx
2. Unidades que la conforman.
(Unidad de Topping odestilación atmosférica, Unidad de vacío, Unidad de reformación catalítica, Unidad de cracking catalítico, Unidad de visbreaking, Unidad de etileno, Unidad de recuperación de livianos, Unidad de suministros, Unidad de movimiento de producto, Unidad de sulfhídrato de sodio (NaHS).
1.5.3 Estructura orgánica de Petrox S.A. xx
CAPITULO II: DEFINICIONES TECNICAS
(Coque, revamping, coil, casing,creep, fittings, hematita, magnetita, corrosión, erosión, proceso, procedimiento, inspección, strip-lined, manto, bandejas, etc.)

CAPITULO III: DESCRIPCION GENERAL DE LOS EQUIPOS.
3.1 Hornos. xx
3.2 Torres de refinación. xx
CAPITULO IV: COMPONENTES DE LOS EQUIPOS.
4.1 Componentes de los hornos. xx
4.2 Componentes de las torres. Xx
CAPITULO V: CONDICONES CAUSANTESDE DETERIORO O FALLA.
1. Aspectos generales. xx
5.2 Corrosión. xx
5.2.1 Corrosión tipo herrumbre. xx
5.2.2 Corrosión bajo aislación. xx
5.2.3 Fractura por stress de corrosión. xx
5.2.4 Falla por fatiga de corrosión. xx
5.3 Oxidación y descascaramiento. xx
5.4 Deformaciones en tubos. xx
5.5 Cambios microestructurales. xx
5.6Coque, condiciones del fuego y velocidad de la carga. xx
5.7 Creep, suciedad del combustible y mala atomización. xx
5.8 Daño general por ataque de hidrogeno. xx
5.8.1 Metales resistentes al agrietamiento por hidrogeno xx
5.8.2 Otros efectos provocados por el servicio de hidrogeno. Xx

CAPITULO VI: CONSECUENCIAS DEL DETERIORO O FALLA.
1. Adelgazamiento. xx
2.Consecuencias de la temperatura. xx
3. Desprendimiento y caída. xx
4. Perdida de propiedades mecánicas. xx
5. Cambios físicos y metalúrgicos. xx
6. Fallas de material y diseño. xx
CAPITULO VII: MANTENCION DE LOS EQUIPOS
7.1 Tópicos generales de mantención. xx
7.2 Métodos utilizados en la mantención de los equipos. xx
(Inspección visual,ultrasonido, termografía, medición de variables, radiografía, líquidos penetrantes, test del martillo, perforaciones centinelas, ensayos destructivos, medición de diámetros y flechas, inhibidores de corrosión, inhibidores filmógenos, neutralización, métodos de mediciones de corrosión, etc.)
CAPITULO VIII: HISTORIAL DE FALLAS.
(Sistemas y procedimientos de análisis de fallas de Petrox S.A.,listados de códigos de fallas, hoja de datos de equipos).
CAPITULO IX: METODO DE IMPECCION
9.1 Método general. xx
9.2 Precauciones seguras y trabajo preparatorio. xx
9.3 Inspección externa e interna. xx
9.4 Métodos especiales de detección de defectos mecánicos. xx
9.5 Análisis metalográficos y testing. xx
6. Limitaciones.
CAPITULO X: NORMAS REFERIDAS AL TEMA“ASME D8 – API 510”.
CAPITULO XI: ANÁLISIS DE RESULTADOS.
CAPITULO XII: CONCLUCIONES.

DOCUMENTACION DE APOYO:
- Proceso de corrosión localizada, ENAP.
- Análisis de fallas en equipos industriales, ENAP.
- Principios de optimización de mantención, HOWARDFINLEY.
- Cold end corrosión: causes and cures, V. GANAPATHY.
- Mantención sintomática en hornos de refinería de petróleo Petrox...