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“METODOS PARA PREVENIR FALLAS POR ATAQUE DE
HIDROGENO A ALTAS TEMPERAURAS EN EQUIPOS
FABRICADOS CON ACERO Cr-Mo”
MONOGRAFIA PARA OBTENER EL TITULO DE ESPECIALISTA EN GESTIÓN DE
LA INTEGRIDAD Y CORROSIÓN
PRESENTA:
ING. CARLOS ALBERTO ALVARADO VERANO
UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA DE COLOMBIA
BOGOTA
2019

METODOS PARA PREVENIR FALLAS POR ATAQUE DE HIDROGENO A ALTAS
TEMPERAURAS EN EQUIPOS FABRICADOS CON ACERO Cr-Mo
AUTOR:
CARLOS ALBERTO ALVARADO VERANO
UNIVERSIDAD PEDAGOGICA TECNOLOGICA DE COLOMBIA
BOGOTA
2019

RESUMEN
El ataque por hidrogeno a alta temperatura ocurre a presiones y temperaturas
elevadas, afecta a las propiedades mecánicas del material, incluso llegando a fallar
a valores por debajo de su resistencia. Como se sabe el ataque por hidrogeno a alta
temperatura es un tipo de falla muy difícil de predecir y se logra solo detectar cuando
se presenta la fisura.
Los controles que se debe implementar en el diseño, operación y monitoreo para
prevenir fallas originadas por el ataque de hidrógeno a alta temperatura es lo que
contiene esta monografía.
El objetivo es lograr que el equipo no falle inesperadamente, poder salvaguardar la
vida de las personas que operan en planta y disminuir las paradas no planificadas.
En el marco de referencia se ha documentado información referente a concepto de
HTHA como definición y mecanismo de daño. Se menciona también como parte del
diseño y construcción las consideraciones que debemos tener y que otras
normativas contemplar en la fabricación, tales como API 582 y API 934.
En la parte de implementación de un plan de integridad se menciona las
metodologías basada en riesgo y ventanas operativas de integridad, API 581 y API
584 respectivamente, las cuales nos ayuda a determinar los controles.
También se mencionan las técnicas de inspección, cuáles son sus características y
el nivel de confianza que se tiene para estas técnicas actualmente.
En la parte final se menciona algunas conclusiones referentes al marco de
referencia expuesto.

CONTENIDO
1 INTRODUCCION .................................................................................................................................... 6
2 DEFINICION DEL PROBLEMA......................................................................................................... 7
3 JUSTIFICACION ..................................................................................................................................... 8
3.1 OBJETIVO GENERAL ................................................................................................................... 9
3.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS ......................................................................................................... 9
4 MARCO DE REFERENCIA ................................................................................................................ 10
4.1 Definición de HTHA .................................................................................................................. 10
4.1.1 Descripción del daño ....................................................................................................... 10
4.2 Selección de materiales de construcción ......................................................................... 12
4.3 Consideraciones de diseño API RP 941 ............................................................................ 15
4.4 Consideraciones de soldadura y Tratamiento térmico. ............................................ 18
4.4.1 Requerimientos del consumible de soldadura .................................................... 18
4.4.2 Requerimientos de Procedimientos de soldadura ............................................. 18
4.4.3 Precalentamiento y temperatura entre pases ...................................................... 19
4.5 Metodología Basada en Riesgo API 581 ........................................................................... 21
4.5.1 Criterio de selección ........................................................................................................ 22
4.5.2 Determinación del factor de daño ............................................................................. 23
4.6 Ventanas Operacionales de Integridad API RP 584 .................................................... 27
4.6.1 Proceso de trabajo de una IOW .................................................................................. 27
4.7 Técnicas de inspección ............................................................................................................ 32
4.7.1 Técnicas ultrasónicas indicadas por API RP 941- 2016 ................................... 32
4.7.2 Relación Velocidad ........................................................................................................... 33
4.7.3 Atenuación ........................................................................................................................... 34
4.7.4 Análisis espectral .............................................................................................................. 34
4.7.5 Advanced Ultrasonic Backscattering Technique (AUBT) ................................ 36

4.7.6 Onda de corte convencional UT y TOFD ................................................................. 40
4.7.7 Pruebas de emisión acústica ........................................................................................ 41
5 CONCLUSIONES .................................................................................................................................. 51
6 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS ................................................................................................ 52
6
1 INTRODUCCION
Se puede decir que hubo un punto de inflexión luego del catastrófico incendio en la
refinería Tesoro Anacortes en los Estados Unidos en abril de 2010. En el 2014 la
junta de Investigación de Riesgos y Seguridad Química de los Estados Unidos
(CSB) emitió un Informe de Investigación (CSB, 2014) con respecto a la capacidad
de las pruebas no destructivas (NDT) para detectar el ataque de hidrógeno a alta
temperatura (HTHA), el informe indica: “Los resultados de la inspección pueden ser
poco fiables y engañosos. La identificación exitosa de HTHA depende en gran
medida de las técnicas específicas empleadas y de la habilidad del inspector, y
pocos inspectores tienen este nivel de experiencia” (CSB, 2014). Este informe
proporciona los resultados de una revisión TWI, que contiene un análisis crítico de
las limitaciones de rendimiento en las técnicas ultrasónicas utilizadas en la industria
y una evaluación de las tecnologías de inspección emergentes que podrían
proporcionar un mejor rendimiento, confiabilidad y confianza [59].
Un aspecto importante de la prevención de incidentes industriales similares es la
efectividad de un plan RBI utilizado para evaluar los componentes en riesgo. Tener
establecidas las ventanas operativas integrales adecuadas para todos los equipos
que operan en servicio a temperaturas elevadas.
7
2 DEFINICION DEL PROBLEMA
Como se evita la degradación inesperada de un equipo de refinería, si se
implementa los controles en el diseño, operación y monitoreo para prevenir fallas
originadas por el ataque de hidrógeno a alta temperatura.
8

3 JUSTIFICACION

El ataque de hidrógeno por temperatura puede provocar una falla catastrófica y
repentina. En las refinerías se tiene equipos que funcionan o que fueron diseñados
utilizando las curvas de Nelson en una edición anterior y tendrían una relación de
temperatura/presión demasiado alta en comparación con los nuevos límites
indicados en la nueva revisión del API 941. Además, los equipos se diseñan en
función del límite de tensión permitida como se indica en los códigos ASME, pero
muchas veces no se considera los límites de exposición al hidrogenoy la operación
del equipo. Las operaciones no tienen ventanas de integridad correctamente
especificada, no se ha implementado una metodología basada en riesgo. Por ultimo
tenemos que los planes y las técnicas de inspección no son confiables para detectar
daños por HTHA.
Por tal motivo es necesario saber cómo se produce, como es su mecanismo de fallo,
que materiales por lo general fallan por HTHA, que equipos actualmente son más
propensos de fallar por HTHA según la última edición de normas y prácticas
recomendadas.
Realizando un análisis punto por punto de los factores que pueden contribuir a
HTHA y con la implementación de metodologías indicas en el API 581 y API 584 se
puede lograr que el equipo no falle inesperadamente, salvaguardar la vida de las
personas que operan en planta y disminuir las paradas no planificadas.

3.1 OBJETIVO GENERAL

Contribuir con la prevención de fallas originadas por ataque de hidrógeno a alta
temperatura en equipos de refinería identificando los factores que lo originan en los
procesos de diseño, operación y monitoreo.

3.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS

 Determinar cuáles son las condiciones y los materiales que son susceptibles a
HTHA.
 Correlacionar el código ASME y las prácticas recomendadas API con el diseño
de equipos para procesos petroquímicos y de refinación susceptibles a HTHA.
 Establecer las bases para implementar un programa de inspección considerando
las metodologías basada en riesgo (API 581) y ventanas operativas integrales
(API 584).
 Conocer las técnicas de inspección más utilizadas para este mecanismo de
daño.

4 MARCO DE REFERENCIA

4.1 Definición de HTHA
El hidrogeno puede hacer frágil a los metales, de forma tal que se pueden producir
fisuras y fracturas a muy bajas tensiones e incluso en ausencia de tensiones
externas [1].
El ataque de hidrógeno a alta temperatura (HTHA) a menudo se malinterpreta con
agrietamiento por tensión de hidrógeno, fragilidad por hidrógeno, agrietamiento
inducido por hidrógeno, formación de ampollas de hidrógeno, agrietamiento
inducido por hidrógeno orientado al estrés, etc [2].
HTHA como su nombre lo indica es el daño a los aceros expuestos al hidrógeno a
alta temperatura, mientras que otros son casos en los que el acero se daña a bajas
temperaturas debido al hidrógeno que ingresa al acero por mecanismos acuosos de
corrosión o por operaciones de trabajo con metales, como soldadura o
galvanoplastia [3].
La HTHA conduce a la degradación de las propiedades del material a temperaturas
de operación elevadas, pero al igual que la fragilización por hidrógeno, la HTHA
puede provocar una falla repentina y catastrófica [4].
Algunos equipos implican el uso o la producción de hidrógeno a presiones
superiores a 0,8 MPa (100 psig) y a temperaturas de 230 ⁰C (450 ⁰F) o superiores.
Estas condiciones de servicio pueden provocar el deterioro de los componentes de
acero al carbono y provocar fallas en el equipo, especialmente en recipientes a
presión y tuberías [5].

4.1.1 Descripción del daño
A presión y temperatura atmosférica el hidrógeno adopta prácticamente solo la
forma molecular (H2), que por su tamaño no puede permear en el acero, incluso a
altas presiones. Para temperaturas y presiones parciales de hidrógeno crecientes,
el hidrógeno molecular se disocia parcialmente en su forma atómica (H), que es
suficientemente pequeña para difundirse en la grilla metálica [6].

API RP 571 nos refiere la siguiente descripción:
a) El ataque con hidrógeno a alta temperatura resulta de la exposición al hidrógeno
a temperaturas y presiones elevadas. El hidrógeno reacciona con carburos en acero
11

para formar metano (CH4) que no puede difundirse a través del acero. La pérdida
de carburo provoca una pérdida global de resistencia.
b) La presión del metano se acumula, formando burbujas o cavidades, microfisuras
y fisuras que pueden combinarse para formar grietas.
c) La falla puede ocurrir cuando las grietas reducen la capacidad de carga de la
parte que contiene la presión [7].

Figura 1: Esquema de ataque por hidrogeno HTHA

Fuente: Predicción de la fragilizarían por hidrogeno en reactores para la industria
petroquímica y su análisis mediante ensayos de disbonding.

Para Benac & McAndrew la severidad del HTHA aumenta al aumentar la
temperatura y la presión parcial del hidrógeno. Por lo general, el ataque de
hidrógeno se produce en tres etapas:
 Etapa 1: El hidrógeno atómico se difunde en el metal.
 Etapa 2: La descarburación ocurre (en acero), y
 Etapa 3: Se produce fisuración intergranular.

Un metal en la etapa 1 del ataque con hidrógeno sufre solo una pérdida temporal
de ductilidad, ya que la ductilidad del metal se puede restaurar por calentamiento.
Durante la etapa 2 de descarburación, el ataque puede limitarse a la superficie o
puede ocurrir internamente, donde el producto resultante, el metano, no puede
escapar, lo que lleva a un daño interno permanente. Las burbujas de metano se
nuclean a medida que los carburos crecen bajo la presión del metano y luego
pueden unirse para formar fisuras, grietas y / o ampollas. Si la presión interna
generada por el metano atrapado excede la resistencia del metal y se producen
fisuras, el resultado es una fragilidad permanente e irreversible. En consecuencia,
la fragilización permanente ocurre durante la etapa 2 y etapa 3 de una HTHA [8].

Las fisuras internas se observan más típicamente en el acero al carbono, los aceros
C-½ Mo y en los aceros de baja aleación Cr-Mo a presiones parciales de hidrógeno
más altas, mientras que la descarburación de la superficie es más común en los
aceros Cr-Mo a temperaturas más altas y presiones parciales de hidrógeno más
bajas [9].

El grado de ataque del hidrógeno depende de la temperatura, la presión parcial del
hidrógeno, el nivel de estrés, el tiempo de exposición, la composición del acero y la
estructura [10].

4.2 Selección de materiales de construcción
La microestructura juega un rol muy importante. Diferentes estructuras ofrecen
diferentes “agujeros”; la forma y la dimensión de estos lugares libres es muy
importante en el proceso de difusión. Por ejemplo, los aceros austeníticos son
usualmente resistentes a este tipo de daño, debido a que el hidrógeno tiene un
coeficiente de difusión muy bajo en su estructura cúbica centrada en la cara (faced-
13

centered cubic, f.c.c.) y su mayor solubilidad. Las discontinuidades internas ofrecen
lugares libres adicionales y actúan como “trampas de hidrógeno”. El hidrógeno
atómico acumulado en estas discontinuidades se recombina y puede ocasionar
presiones muy altas de hidrógeno molecular [11].
La composición química del acero es un factor importante en la resistencia al HTHA.
Elementos de aleación como Cr, Mo, V, Nb o Ti pueden reducir la tendencia a la
fisuración interna, debido a que estabilizan los carburos presentes en el acero. El
aumento de contenido de estos elementos aumenta la resistencia al ataque por
HTHA, de modo que los aceros al cromo con más de 5% de Cr, y, especialmente,
los aceros inoxidables austeníticos, no son susceptibles al HTHA [12].
A continuación, se mencionan los materiales mayormente utilizados en recipientes
a presión afectados en orden de resistencia creciente: acero al carbono, C-0.5Mo,
Mn-0.5Mo, 1Cr-0.5Mo, 1.25Cr-0.5Mo, 2.25Cr-1 Mo, 2.25Cr-1 Mo-V, 3Cr-1 Mo, 5Cr
-0.5Mo y aceros similares con variaciones en la química [13]. Su especificación de
acuerdo a ASME se menciona en la tabla 1.

Tabla 1: Especificación para materiales base

Fuente: RP API 934-E. First Edition.

Según API 934C y API 934E para la fabricación de recipientes a presión en
materiales 1.1/4Cr – ½ Mo que operan en servicio de hidrógeno a alta presiónque
operan por debajo y por encima de 825 ⁰F (441 ⁰C) respectivamente se menciona
los requerimientos que deben tener los materiales de construcción [14], [15]:
 Limites en la composición y tipo de fabricación del acero (grano fino).
 Tratamiento térmico que se realiza en el producto.
 Propiedades mecánicas: Realización de pruebas de tensión y de impacto
para planchas, elementos de forja y tubería.
14

Sus análisis de colada de estos materiales deben cumplir el siguiente requerimiento
químico [16], [17].

Dónde: P, Sb, Sn y As están en ppm

Además, se debe considerar como máximo % en peso lo siguiente, como se
menciona en la Tabla 2.

Tabla 2: Máximo porcentaje en peso en materiales Cr-Mo
RP C P S Cu Ni Nb V Ti
API 934-E 0.15 0.012 0.007 0.20 0.30 0.004 0.025 0.02
API 934-C 0.15 0.007 0.007 0.20 0.30 -- -- --
Fuente: API 934-E y API 934-C

Aparte de las propiedades mecánicas, la selección del material también se basa en
la temperatura de diseño y su temperatura crítica de cambio microestructural, tal
como se muestra en la Tabla 3.

Tabla 3: Características de los materiales

Fuente: ANSI/API STANDARD, 2008

4.3 Consideraciones de diseño API RP 941
El riesgo de que ocurra HTHA está influenciado por la temperatura y la presión
parcial del hidrógeno. El aumento de estos dos factores aumenta el riesgo de daños.
Tradicionalmente, la selección de material para el servicio de hidrógeno se controla
mediante la aplicación de API RP 941 "Aceros para el servicio de hidrógeno a
temperaturas y presiones elevadas en refinerías de petróleo y plantas
petroquímicas". Esta práctica recomendada proporciona representaciones gráficas
de las curvas de Nelson que definen la condición "crítica" para que ocurra HTHA.
Para condiciones que caen por encima de la curva, HTHA es un riesgo. Por debajo
16

de la curva, se considera que es poco probable que ocurra HTHA. Es importante
notar, sin embargo, que estas curvas son creadas por observación; separan los
ejemplos de condiciones de operación que han llevado a HTHA de aquellas
condiciones de operación que no lo han hecho [18].

Por ejemplo, si las condiciones de funcionamiento normales son una temperatura
de 288 ⁰C (550 F) y una presión parcial de hidrógeno de 13.79 MPa (2,000 psig),
como se ilustra en la Fig. 2, el acero al carbono en este caso no es adecuado para
el servicio bajo esas condiciones. Habría un alto riesgo de falla prematura en un
tiempo de exposición relativamente corto. Bien la temperatura o la presión tendrían
que caer por debajo de la curva del acero al carbono, o se debería considerar el uso
del acero aleado con cromo.

Figura 2: Curvas de Nelson

Fuente: Journal of Failure Analysis and Prevention

Usando API 941, las siguientes prácticas deben ser consideradas:
1. Seleccionar el material adecuado para las condiciones de operación y para
temperaturas más altas, considerando el uso de aleaciones con porcentajes de peso
más altos de cromo y molibdeno.
17

2. Usar las temperaturas de operación reales para evaluar la susceptibilidad de
HTHA y validar que las temperaturas y presiones de operación reales están por
debajo de la curva API 941 en una cantidad definida.
3. Emplear a personas con experiencia que entiendan el fenómeno HTHA, así como
las prácticas recomendadas API 941 [19].

Estos diagramas se han actualizado varias veces por API. Sin embargo, las curvas
de Nelson no se pueden utilizar para materiales recientemente desarrollados [20].

A raíz de la tragedia en la refinería Tesoro Anacortes en los Estados Unidos en abril
de 2010, que resultó en la muerte de siete personas. El informe de incidente
posterior emitido por la Junta de Investigación de Riesgos y Seguridad Química de
los Estados Unidos en mayo de 2014 hizo recomendaciones importantes para
reevaluar las condiciones operativas bajo las cuales se puede operar el acero al
carbono en el servicio de hidrógeno. Si se adoptan, estas recomendaciones darán
como resultado cambios significativos en los requisitos de gestión e inspección de
dichos equipos de acero al carbono [21].

Las fallas recientes y la última edición del API RP 941- 2016, resaltan los problemas
sobre el HTHA de soldaduras que no han sido tratadas térmicamente después de
la soldadura (PWHT), en particular, y la idoneidad de las curvas de Nelson. Se
introdujo una nueva curva en la nueva edición para tener en cuenta el material que
no era PWHT. En general, se considera que este documento representa la mejor
guía para operar equipos en alta temperatura, alta presión de hidrógeno,
especialmente para aceros al carbono. El principal punto de preocupación radica en
la falta de datos asociados con las curvas relativas de largo plazo (> 100,000 horas)
/ aprox. 12 años) [22].

4.4 Consideraciones de soldadura y Tratamiento térmico.
Varios estudios han demostrado que las soldaduras y, en particular, el HAZ son más
susceptibles al HTHA que el metal de origen, posiblemente debido a mayores
niveles de actividad del carbono en el HAZ. Las tensiones residuales de la
soldadura proporcionan una fuerza motriz para el desarrollo de huecos, o grietas y
fallas introducidas por el proceso de soldadura. En conclusión, hay varios factores
que sugieren que las soldaduras deberían ser más susceptibles en comparación
con el metal base [23].
El tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) de aceros de cromo-
molibdeno en servicio de hidrógeno mejora la resistencia al ataque de hidrógeno a
alta temperatura. El PWHT estabiliza los carburos de aleación. Esto reduce la
cantidad de carbono disponible para combinar con el hidrógeno, mejorando así la
resistencia al ataque del hidrógeno a alta temperatura [24].

Se tiene las Practicas recomendadas API 934C y API 934E para la fabricación de
recipientes a presión en materiales 1.1/4Cr – ½ Mo que operan en servicio de
hidrógeno a alta presión que operan por debajo y por encima de 825 ⁰F (441 ⁰C)
respectivamente. A continuación, se detalla los requerimientos:

4.4.1 Requerimientos del consumible de soldadura
 Su composición química del aporte de soldadura debe ser controlada.
 Para consumibles de bajo hidrogeno se solicita que debe tener máximo 8 ml
de H2 difusible para cada 100 g de metal de soldadura es decir clasificación
H8 por AWS A4.3
 Se debe realizar los ensayos de tracción y de impacto al depósito de
soldadura [25], [26].

4.4.2 Requerimientos de Procedimientos de soldadura
 Deben ser calificados de acuerdo a ASME BPVC Sección IX.
 Se debe usar los materiales de la misma especificación ASME (Igual número
P y número de grupo) y similar especificación química. Los consumibles de
soldadura deben ser del mismo tipo y manufactura que se usaran en
producción.
19

 Realizar ensayo de dureza Vickers transversal a la unión soldada en la
mínima condición de PWHT. La dureza no debe exceder de 235 HV10.
 Prueba de tensión, transversal a la soldadura, realizada a una soldadura con
PWHT en su máxima condición.
 Prueba de impacto en el metal de soldadura y zona ZAC con PWHT en su
mínima y máxima condición.
 Precalentamiento y/o tratamiento térmico de deshidrogenización (DHT). El
propósito de DHT es expulsar el hidrógeno para minimizar el riesgo de
agrietamiento por hidrógeno y minimizar los problemas debido a la baja
tenacidad de la soldadura.
 Ensayos en probetas de producción: Se debe realizar análisis de laboratorio
o analizador portable de la composición química de cada procedimiento de
soldadura.
 Verificar el rango de Cr y Mo contenido en el depósito de soldadura y deberá
estar de acuerdo a ASME BPVC, sección II, parte C.
 Después del PWHT se debe realizar el ensayo de dureza, los valores no
deberán exceder de 225 HBW.
 Realizarpruebas de impactos en probetas sometidas a un mínimo y máximo
PWHT.

Así mismo se tiene consideraciones que nos proporciona RP API 582 que aumenta
los requisitos de soldadura de ASME BPVC Sección IX y otros códigos, normas o
especificaciones similares. Esta práctica recomendada proporciona pautas y
prácticas complementarias para la soldadura en la industria química, del petróleo y
gas [27], [28].

4.4.3 Precalentamiento y temperatura entre pases
La temperatura de precalentamiento se aplicará y se mantendrá hasta que se
complete el PWHT en todo el espesor de la soldadura y al menos 3 in (75 mm) en
cada lado de la soldadura, a menos que se realice un tratamiento térmico por
deshidrogenación (DHT) se aplica inmediatamente después de completar la
soldadura.
Las temperaturas de precalentamiento y de paso se deben verificar mediante el uso
de termopares, crayones indicadores de temperatura, pirómetros u otros métodos
20

adecuados. En la tabla 4 proporciona las temperaturas recomendadas entre pases
[29].

Tabla 4

Fuente: RP API582 Edición 2016

Tabla 5

Fuente: RP API582 Edición 2016

La Tabla 5 enumera las temperaturas y tiempos de mantenimiento de PWHT
sugeridos para los materiales Cr-1/2Mo. Los requisitos del código, las
especificaciones del proyecto y las temperaturas de revenido deben considerarse al
seleccionar las temperaturas finales de PWHT [30].

4.5 Metodología Basada en Riesgo API 581
Para realizar una evaluación adecuada de la susceptibilidad de HTHA, se deben
conocer las condiciones operativas del equipo. Los límites de diseño típicos o
posibles no son suficientes. Una buena evaluación de HTHA requiere la validación
de datos con participación de ingeniería de procesos y datos de campo reales. El
parámetro clave es que las condiciones reales a las que se ha expuesto la pared de
metal deben ser conocidas. Al determinar las condiciones reales, las ubicaciones
de los indicadores de temperatura y presión son importantes, así como saber si las
22

excursiones y las condiciones de fluencia del proceso se han producido durante un
período de tiempo. Una vez que se determinan los límites de HTHA, se deben
establecer límites de operación segura con las alarmas necesarias del proceso y se
debe implementar un plan de respuesta para operaciones seguras cuando se
excedan esos límites. Las operaciones de la planta deben considerar las siguientes
prácticas:
 Realizar una evaluación regular de los riesgos del proceso de las condiciones
operativas, incluidos los cambios en la presión, las temperaturas o la presión
parcial del hidrógeno.
 Verificación de las condiciones operativas reales que experimenta el equipo
a través de buenos datos de campo.
 Instalar indicadores de presión y temperatura en lugares que midan las
condiciones reales de operación de los equipos que podrían ser susceptibles
a HTHA.
 Determinar si se ha producido un arrastre del proceso que puede afectar al
metal.
 Evaluar cambios operativos o de material mediante un proceso de gestión de
cambios (MOC).
 Evaluar si las excursiones de temperatura y las operaciones de regeneración
tienen un efecto sobre la susceptibilidad de HTHA.
 Proporcionar límites operativos seguros definidos con las alarmas de proceso
necesarias y un plan de respuesta cuando se excedan esos límites [31].

4.5.1 Criterio de selección
El componente debe evaluarse para determinar su susceptibilidad a HTHA, si las
siguientes proposiciones son ciertas: [32]
a) El material es acero al carbono, C-½ Mo o un acero de baja aleación Cr-Mo (como
½ Cr-½ Mo, 1 Cr-½ Mo, 1¼ Cr-½ Mo, 2¼ Cr-1 Mo, 3 Cr -1 Mo, 5 Cr-½ Mo, 7 Cr-1
Mo y 9 Cr-1 Mo).
b) La temperatura de funcionamiento es superior a 177 ° C (350 ° F).
c) La presión parcial de hidrógeno en funcionamiento es mayor que 0.345 MPa (50
psia).

Tabla 6

Fuente: RP API 581 Third Edition, 2016

4.5.2 Determinación del factor de daño
Actualmente no hay niveles de efectividad de inspección para daños por HTHA. La
Figura 4 es una guía de ejemplo que utiliza incrementos de 27.7 ° C (50 ° F). Los
incrementos de 27.7 ° C (50 ° F) se usaron para representar cambios relativos en la
susceptibilidad. Es responsabilidad del propietario-usuario personalizar los valores
para representar su práctica para determinar la susceptibilidad de HTHA. El tiempo
en servicio del componente afecta significativamente la susceptibilidad a HTHA y
debe considerarse durante su revisión [33].

Figura 3

Fuente: RP API 581 Third Edition, 2016

En la Figura 3 se muestra un diagrama de flujo de los pasos necesarios para
determinar el factor de daño (DF) para HTHA.

Paso 1 - Determine el material de construcción, la temperatura de exposición, T, y
la presión parcial de hidrógeno de exposición, PH2.

Paso 2: ¿Se ha observado históricamente daño de HTHA en el componente?
• Si sí y el componente no ha sido reemplazado, asigne la susceptibilidad al daño
observado y salte al Paso 4.
• Si es sí y el componente ha sido reemplazado, asigne la susceptibilidad a Alta y
salte al Paso 4.
25

• Si un componente ha sido reemplazado con una mejora en materiales de
construcción, el componente se volverá a evaluar en el Paso 1 para la
susceptibilidad basada en el material nuevo de construcción.

Paso 3: Asigne la susceptibilidad de los componentes a HTHA como se describe a
continuación:
 Para aceros al carbono y de aleación C-½ Mo:
a) Si la temperatura de exposición es > 177 °C (350 °F) y la presión parcial
de hidrógeno de exposición es > 0.345 MPa (50 psia), asigne una Alta
susceptibilidad a HTHA.
b) Si la temperatura de exposición es < 177 °C (350 °F) y la presión parcial
de hidrógeno de exposición es < 0.345 MPa (50 psia), asigne la
susceptibilidad de HTHA a Ninguna.
 Para todos los demás aceros de baja aleación Cr-Mo
a) Si la temperatura de exposición es > 177 °C (> 350 °F) y la presión parcial
de hidrógeno de exposición es > 0.345 MPa (> 50 psia), calcule T
proximidad a la curva API 941 usando T y PH2 del Paso 1. Asigne la
susceptibilidad de HTHA utilizando la siguiente figura.

Figura 4

Fuente: Fuente: RP API 581 Third Edition, 2016

Paso 4: Determine el DF para HTHA, DfHTHA, utilizando la Tabla 7 en función de la
susceptibilidad del Paso 2 o el Paso 3.

Tabla 7

Fuente: RP API 581 Third Edition, 2016
27

RP API 581 proporciona un criterio de selección para identificar componentes
potencialmente susceptibles para una investigación exhaustiva. Es responsabilidad
de los usuarios/propietarios:
 Revisar, investigar y determinar el estado actual de HTHA, incluida la
documentación de los procedimientos, los resultados de la evaluación y las
conclusiones.
 Realizar una investigación exhaustiva y evaluar las opciones para la
operación continua o el reemplazo si se detecta HTHA en el componente
durante una inspección.

.
4.6 Ventanas Operacionales de Integridad API RP 584
El propósito de esta práctica recomendada (RP) es explicar la importancia de las
ventanas operativas de integridad (IOW) para la gestión de seguridad de procesos
y para guiar a los usuarios sobre cómo establecer e implementar un programa IOW
para instalaciones de procesos petroquímicos y de refinación con el propósito
expreso de evitar la degradación inesperada del equipo que podría conducir a la
pérdida de contención [34].

4.6.1 Proceso de trabajo de una IOW
A continuación, se describe el proceso de trabajo general para identificar IOW,
establecer los límites apropiados en relación con una premisa definida e integrar
IOW en el programa de integridad mecánica. Este proceso de trabajo se puede
aplicara un solo elemento del equipo, a múltiples elementos de un grupo (circuito
de corrosión) o la unidad de proceso en forma general [35].

Paso 1: Revisar las condiciones de diseño mecánico existentes y las condiciones
anteriores de operación. La identificación de los mecanismos de daño probables
requiere una comprensión fundamental del diseño mecánico, las condiciones de
operación del proceso (temperaturas, presiones, servicio, inhibidores, etc.) y los
materiales de construcción, incluyendo la aleación y el grado del material, método
de fabricación, tratamientos térmicos y mecánicos previos, etc.

Paso 2: Definir las condiciones futuras de operación de la unidad/equipo previstas
y establecer una "premisa" para establecer los límites de IOW. La premisa se
desarrolla a partir de los supuestos subyacentes acordados al inicio del proceso de
trabajo de IOW. Estas premisas pueden incluir el nivel de riesgo que se tolerará o
el ciclo de respuesta planificado para la unidad o componente. Una consideración
clave para establecer una premisa es el marco de tiempo para el que se aplicará,
por ejemplo, se puede poner un límite a la temperatura de operación en un
hidrotratador para evitar el ataque de hidrógeno a alta temperatura (HTHA). Es
importante que las consecuencias de todas las instalaciones sean examinadas y
acordadas por el equipo de IOW.

Paso 3: Identificar todos los tipos de mecanismos de daño activos y potenciales que
podrían ocurrir en cada pieza del equipo de proceso. La determinación de las tasas
de daños históricos para el equipo y la tasa futura prevista teniendo en cuenta los
cambios planificados en la operación debe realizarse.

Paso 4: Identificar cada variable clave del proceso relacionada con la activación o
la tasa de progresión de los mecanismos de daño. En muchos casos, habrá
múltiples variables operativas, a veces codependientes, que se requieren para
producir el daño.
El objetivo del programa IOW no es solo identificar los parámetros de monitoreo
clave, sino también establecer límites alrededor de los parámetros "controlables"
más apropiados que pueden ajustarse por operaciones para lograr el nivel deseado
de integridad y confiabilidad del equipo.

Paso 5: Una vez que se han identificado las variables/parámetros operativos
controlables primarios, el siguiente paso en el proceso es establecer límites
superiores e inferiores para evitar mecanismos/tasas de daño inaceptables en
relación con la estrategia de planificación de la inspección. Los límites existentes
previamente deben revisarse según la premisa definida para garantizar que
alcancen el nivel deseado de confiabilidad e integridad mecánica.

Paso 6: Determinar el nivel de IOW (crítico, estándar o informativo) para el cual es
útil un proceso de clasificación de riesgos. El nivel seleccionado de IOW se usa para
29

distinguir qué parámetros y límites necesitarán alarmas, alertas u otro tipo de
notificaciones, así como las acciones de respuesta requeridas y el tiempo. El nivel
también está vinculado a la necesidad de determinar la cantidad de documentación
requerida, la propiedad del IOW y el seguimiento necesario de las superaciones que
se han registrado.

Paso 7: Comparación con la premisa de operación original que se desarrolló. El
nivel de riesgo para cada parámetro a menudo depende (o es codependiente) de
múltiples factores y puede ser necesario desarrollarlo a través de un proceso
iterativo.

Paso 8: Por último, se debe determinar las acciones apropiadas que deben tomarse
y el tiempo de respuesta para cada excedencia de IOW. Los excedentes críticos de
IOW normalmente requerirán una respuesta específica urgente por parte del
operador para evitar problemas más rápidos de degradación del equipo. Las
excedencias de IOW estándar variarán en sus acciones de respuesta y tiempo y
serán menos urgentes que las asociadas con las excedencias de IOW críticas.

La Figura 5 y la Figura 6 contienen ejemplos simplificados de cómo se puede utilizar
una matriz y un proceso de evaluación de riesgos para establecer los IOW.

Figura 5

Fuente: RP API 584 First Edition, 2014
30

En la Figura 6, se muestran algunas sugerencias genéricas, acciones, participación
y respuestas a diferentes niveles de riesgo.

Figura 6

Fuente: RP API 584 First Edition, 2014

En la Figura 7 se muestra un ejemplo de un conjunto de IOW para el ataque de
hidrógeno a alta temperatura (HTHA). Observe que los límites de diseño mecánico
del código de construcción para el vessel están fuera de los límites de IOW, que
generalmente se establecen a partir de alguna función apropiada de las curvas de
Nelson en API 941. Se debe tener en cuenta también que, aunque las condiciones
de inicio de carrera (SOR) están dentro de la IOW, las condiciones de final de
carrera (EOR) pueden estar fuera de la IOW dependiendo de la presión parcial de
hidrógeno y la duración de las condiciones. En este caso específico, algunos
usuarios/propietarios pueden decidir que una operación a corto plazo en
condiciones EOR por encima de la curva de Nelson es aceptable en función de la
cantidad de tiempo que tarda en producirse el HTHA incipiente, es decir, no se
producirá un daño significativo del HTHA. Otros operadores pueden decidir que el
IOW nunca debe superarse incluso en las condiciones EOR. Dichas decisiones y la
determinación de los controles de riesgo requeridos (por ejemplo, la frecuencia y el
31

alcance requeridos de las inspecciones de HTHA) se pueden realizar utilizando el
análisis de riesgo apropiado y la información de los SME en corrosión/materiales
quienes son consciente de la acumulación de daños y el ataque inicial de HTHA.
[36]:

Figura 7

Fuente: RP API 584 First Edition, 2014

A continuación, mencionaremos algunos parámetros potenciales para una OIW en
una Unidad de Hidroprocesamiento [37], que normalmente son susceptibles a
daños por HTHA:
 Contenido de agua en la salida de la fusión.
 Temperatura de entrada/salida para intercambiadores específicos.
 Pureza del hidrógeno.
 Temperaturas del lecho del reactor y caídas de presión.
32

 Temperatura y presiones máximas para el arranque y enfriamiento de los
reactores.
 Contenido de NH4HS.
 Temperatura y presiones máximas para el arranque y enfriamiento de los
reactores.

4.7 Técnicas de inspección

Las técnicas de inspección para HTHA han mejorado considerablemente en los
últimos años. Ahora utilizamos una combinación de técnicas volumétricas y de
superficie. Las técnicas de superficie se utilizan para encontrar etapas avanzadas
de HTHA en la superficie, es decir, fisuras y grietas. Las técnicas de superficie
incluyen WFMT, MT y metalografía in situ, p. Ej. Replicación metalográfica de
campo (FMR). La prueba de retrodispersión ultrasónica automatizada (AUBT), que
utiliza una combinación de relaciones de velocidad, retrodispersión dependiente de
la frecuencia y análisis espectral, se utiliza para encontrar etapas tempranas de
HTHA. Y para determinar el tamaño y la detección de fisuras y grietas de HTHA
debajo de la superficie, utilizamos el tiempo de difracción de vuelo (TOFD) [38].

4.7.1 Técnicas ultrasónicas indicadas por API RP 941- 2016
Según API RP 941 Ed.2016 indica que la decisión de inspeccionar y la selección de
los componentes que se inspeccionan es responsabilidad del usuario, y sugiere
posibles técnicas de inspección basadas en la información publicada. Se espera
que el usuario seleccione componentes para la inspección dependiendo de la
probabilidad de que estén expuestos a HTHA, en función de los materiales utilizados
para la construcción, las condiciones operativas a las que están expuestos y la
antigüedad de los componentes. API RP 941: 2016 proporciona información sobre
estas técnicas ultrasónicas en la TablaE.1 y enumera sus ventajas, desventajas y
áreas de aplicación, y estas son las técnicas más comúnmente citadas en la
literatura más amplia para la inspección de HTHA. Además, se reconoce que no
todas las técnicas son adecuadas en un caso dado, pero que se debe usar una
combinación de varias técnicas para identificar la existencia de HTHA. A
continuación, describen y analizan algunas de las técnicas presentadas en API RP
941 Ed. 2016 [39].
33

4.7.2 Relación Velocidad
Este método se basa en la medición precisa de las velocidades longitudinal y de
corte de la onda ultrasónica a través del espesor de la muestra. Por ejemplo, un
equipo digital simple de UT con una sonda de haz recto de 5MHz. O'Connell,
Budiansky y Temple han demostrado que las microfisuras causadas por HTHA
pueden afectar el módulo de elasticidad del material y, como consecuencia,
aumentando la atenuación de la onda en el material, reduciendo así las velocidades
longitudinales y de corte (vl y vs). También han encontrado que este cambio es más
en la velocidad de la onda longitudinal que en la de corte. Por lo tanto, la proporción
de velocidades (vs / vl) que es alrededor de 0.54 en casos normales se incrementará
en el caso de HTHA. Cuando la relación es superior a 0.55 para una muestra, se
puede usar FFT (Transformación rápida de Fourier) para analizar la señal digital y
encontrar sus componentes de frecuencia. Este es un método bastante simple y
barato y no necesita equipos demasiado complicados, pero no se puede usar como
una sola herramienta. Este método es capaz de detectar HTHA, solo cuando el
espesor afectado supera el 15% del espesor de la muestra [40].

Figura 8

Fuente: Hasegawa, 1987

En la figura 8 se ilustración del daño inducido por el hidrógeno a la microestructura,
que comienza en la superficie expuesta al flujo interior de una muestra (denominada
pared posterior) y el uso de sondas ultrasónicas para medir los tiempos de vuelo de
los modos de onda de corte polarizados longitudinal y verticalmente [41].

4.7.3 Atenuación
Este método se basa en la medición de la atenuación de onda "longitudinal" en el
espesor de la muestra afectada por HTHA y se compara con el valor de una muestra
de referencia del mismo material, espesor y propiedades metalúrgicas.
A medida que aumenta la atenuación en los materiales afectados por HTHA, esto
podría usarse fácilmente para la detección de HTHA, por ejemplo, utilizando equipos
digitales UT y un transductor longitudinal de 15MHz.
Este método también es simple y barato, pero no se recomienda para superficies
rugosas o materiales con una estructura de grano grande o cualquier otro parámetro
que afecte la atenuación. Así que este método no es aplicable por sí solo [42].

4.7.4 Análisis espectral
Esta técnica se basa en la dependencia de la frecuencia de atenuación. La
configuración para esta técnica es nuevamente como se muestra en la Figura 8 y
se basa en la medición del historial de tiempo de la amplitud del eco desde la pared
posterior. TWI recomienda que la frecuencia de muestreo se establezca lo más alta
posible en el instrumento cuando se realice un trabajo relacionado con la frecuencia.
La mayoría de los instrumentos digitales de hoy en día son capaces de digitalizar a
100MHz, lo que debería ser suficiente para el uso de sondas con una frecuencia
central de 10MHz.
Las sondas ultrasónicas generan un pulso de onda en el dominio del tiempo (es
decir, la amplitud de la señal en función del tiempo). El tren de pulsos se puede
convertir al dominio de la frecuencia mediante un método de procesamiento
denominado Transformada Rápida de Fourier (FFT), que cuantifica el contenido de
frecuencia del pulso como amplitud en función de la frecuencia, donde la frecuencia
con la amplitud máxima suele ser la indicada (nominal) Frecuencia de la sonda. El
ancho de banda es una medida del rango de contenido de frecuencia en el pulso y
se puede medir directamente desde la FFT. El ancho de banda en una señal a
menudo se expresa como el contenido de frecuencia medido dentro de un límite
35

determinado por una caída de amplitud desde el valor máximo en el dominio de la
frecuencia.
Esta técnica de análisis espectral fue descrita por Wang (1993) donde la
comparación del ancho de banda de una región de referencia del componente que
se supone que tiene poco o ningún daño con el ancho de banda de una región
dañada mostraría una atenuación incrementada de los componentes de alta
frecuencia en el ancho de banda. Wang (1993) afirma que de esta manera (es decir,
mediante el uso de un ancho de banda de referencia del mismo material) otros
efectos en el pulso por factores como la metalurgia, las inclusiones, el revestimiento
y la geometría de la superficie podrían descontarse.

Figura 9

Fuente: RR1133 TWI Ltd. 2018

La Figura 9 (a) muestra un pulso de onda de la pared posterior medido en el dominio
del tiempo donde la amplitud es la señal de voltaje medida por el instrumento
36

trazada en el tiempo (la expresión del dominio del tiempo). La Figura 9 (b) muestra
la misma señal procesada mediante FFT expresada en el dominio de la frecuencia,
que muestra la intensidad de los diferentes contenidos de frecuencia del pulso de
onda como un valor de amplitud normalizado con respecto a una frecuencia máxima
central (que suele ser la frecuencia nominal de la sonda). La Figura 9 (c) muestra
cómo la presencia de daños reduce la amplitud de alta frecuencia en el ancho de
banda de la señal recibida, debido a la atenuación relacionada con la dispersión por
las fisuras HTHA, cuando se compara con un ancho de banda de señal de un área
limpia.
Sin embargo, las discusiones con la industria indican que la técnica de análisis
espectral (similar a la relación de velocidad y las técnicas de atenuación) es una
técnica complementaria que no se usaría como medio principal para detectar el
daño del hidrógeno. La elección del área de referencia es importante y debe haber
una buena confianza de que las condiciones metalúrgicas en todos los aspectos,
aparte del daño por HTHA, son similares. Por esta razón, se deben usar varias
señales de referencia diferentes en el análisis [43].

4.7.5 Advanced Ultrasonic Backscattering Technique (AUBT)
En este método, se realiza una exploración inicial de la región objetivo (por ejemplo,
utilizando una sonda de onda L de 5MHz). El patrón de onda dispersa podría ser
uno de los cuatro tipos presentados en la Figura 10.

Figura 10

Fuente: TINDT2008

El patrón I puede presentar los defectos internos en el espesor de la muestra, el
patrón II puede representar los defectos lineales y planos paralelos a la superficie,
el patrón III puede representar un patrón interno los defectos causados por el
mecanismo avanzado de HTHA y el patrón IV pueden representar defectos internos
causados por mecanismos avanzados o iniciales de HTHA.
El segundo paso del método AUBT consiste en la aplicación de métodos
complementarios para la detección de HTHA que podrían dedicarse según los
patrones:
- Patrón I y IV: relación de velocidad y análisis de espectro.
- Patrón II y III: relación de velocidad, análisis de espectro y dependencia de
frecuencia de onda dispersa
La detección de HTHA se realiza midiendo el índice HTHA del espectro de potencia
de la señal de retrodispersión en la frecuencia central de la onda generada y
comparándola con una referencia no afectada. El espectro de potencia permite
cuantificar la energía retrodispersada de anomalías del material. Es pequeño al
38

comienzo del proceso y aumenta cuando aparecen micro grietas porque el tamaño
de las anomalías aumenta. El índice HTHA, igual a una variación de estructura, se
calcula utilizando la siguiente fórmula [44].

TCR Advancedha diseñado un procedimiento basado en API 941 para la detección
y estimación de HTHA con ABUT (Advanced Back Scattered Ultrasonic Testing).
Debido a la formación de fisuras en el lado interno, se observa una atenuación
debida a la dispersión de la ecografía. Esto resulta en un cambio apreciable en la
velocidad, especialmente en la velocidad de la onda de corte. La profundidad del
ataque puede determinarse analizando los patrones dispersos. Al realizar
mediciones de atenuación, relación de onda de corte y velocidad de onda
longitudinal y recodificación del patrón disperso, no solo podemos determinar la
posibilidad de HTHA sino también calcular su profundidad. Un estudio de caso que
se muestra a continuación proporciona una muy buena información sobre la
detección y estimación de la profundidad para HTHA [45].

Figura 11

Microestructura del tubo que muestra corrosión
general en la superficie de identificación (buen
tubo, libre de ataque de hidrógeno a alta
temperatura).
Medida de atenuación: - Escaneo de tubo
HTHA. El segundo eco de la pared posterior es
al 20% de FSH y el tercer eco de la pared
posterior al 10% de FSH.

Medida de atenuación: - Escaneo de buen tubo.
El segundo eco de la pared posterior es al 60%
de FSH y el tercer eco de la pared posterior al
40% de FSH, lo que indica que no hay una
atenuación significativa en la energía del
ultrasonido.
Técnica de dispersión de la espalda por
ultrasonidos: el efecto del ataque del hidrógeno
se ve hasta una profundidad de 4.5 mm.
Fuente: Metallurgy for Industries

4.7.6 Onda de corte convencional UT y TOFD
Según API RP 941 Ed.2016 indica que estas técnicas son aplicables a las
soldaduras, así como al metal principal, y se consideran más efectivas una vez que
se ha producido una macrofisura significativa. La onda de corte convencional UT
generalmente utiliza haces en ángulo y frecuencias de sonido entre 2 y 5 MHz, y
generalmente es insensible a las fisuras, pero se volverá sensible a medida que
esas fisuras se unan en la macrofisura.
La técnica de difracción de tiempo de vuelo (TOFD) sigue en desarrollo. Sin
embargo, los informes de un gran programa en curso reportado por Nugent et al
(2017) indican que TOFD se está probando a través de múltiples proveedores en
una gran cantidad de especímenes recolectados de la industria y que contienen
daños por HTHA. Birring et al (2005) también han identificado esta técnica como
prometedora, pero como el TOFD es sensible a muchos tipos de discontinuidades,
sus hallazgos deberán verificarse mediante otras técnicas. Actualmente no hay
pruebas validadas de si el TOFD es sensible al daño por fisura en la etapa temprana
en el material base o cerca del metal de soldadura.

Figura 12

Fuente: RR1133 TWI Ltd. 2018

TOFD se basa en una configuración de dispersión hacia adelante que utiliza dos
sondas, donde una sonda transmite una onda de sonido y la otra recibe. El frente
de onda de la sonda transmisora es altamente divergente y la base de esta técnica
41

es la detección de señales difractadas nominalmente en las puntas del craqueo,
pero también de otras discontinuidades (Slesenger et al, 1985). Las señales
difractadas son mucho más débiles que las señales reflejadas o retrodispersadas,
por lo que la instrumentación TOFD utiliza preamplificadores de bajo ruido y
componentes electrónicos de alta calidad para detectar estas señales. Sin embargo,
una diferencia crucial entre TOFD y la mayoría de las otras técnicas es que utiliza
el tiempo de vuelo de las señales para analizarlas, en lugar de usar la amplitud de
esas señales. Un volumen relativamente grande del componente en el que incide el
haz de transmisión divergente puede ser interrogado desde un solo punto de
exploración. La técnica por necesidad requiere que las sondas de transmisión y
recepción se coloquen mecánicamente enfrentadas con tolerancias adecuadas en
distancias y orientaciones relativas, y el escaneo paralelo a la dirección de
soldadura es un rasgo característico de esta técnica. La Figura 12 muestra una
configuración típica de la técnica TOFD para la evaluación de la soldadura, donde
las sondas están dispuestas de manera que los haces de onda longitudinales de 60
° interrogan la región HAZ adyacente a la raíz de la soldadura donde pueden tener
lugar las fisuras [46].

4.7.7 Pruebas de emisión acústica
Las técnicas de emisión acústica son diferentes de las otras técnicas descritas en
este informe en que se basan en la detección de eventos que ocurren de forma
transitoria en el tiempo cuando hay un cambio dinámico en la condición de un
componente, como el inicio o la propagación del craqueo. Por esta razón, se
clasifican mejor como técnicas de monitoreo que "escuchan" de forma pasiva los
eventos en el volumen del componente y, por lo tanto, deben implementarse
necesariamente en los componentes mientras operan a temperaturas elevadas. El
desarrollo de la técnica, en particular la selección de instrumentación y los niveles
de sensibilidad, depende de la energía que se libera durante eventos aislados o
múltiples (pero muy separados) y la existencia de ruido de fondo es un desafío clave
en este esfuerzo.
Esta técnica se ha utilizado durante algún tiempo para el monitoreo de los
recipientes a presión sometidos a prueba y actualmente es interesante para el
monitoreo de estructuras de aerogeneradores, en particular las palas (Tang et al,
2016). Existe evidencia comercial de que se están desarrollando productos para un
42

mecanismo de daño relacionado con el craqueo inducido por hidrógeno (HIC)
denominado HTHA. Sin embargo, las discusiones con la industria indican que existe
una confianza limitada en esta técnica para la detección de HTHA, lo que requeriría
el despliegue del sistema a temperaturas elevadas en las que operan áreas críticas
de tuberías y recipientes. También se considera dudoso que el sistema pueda
detectar las pequeñas energías liberadas durante la evacuación inducida por
metano en las etapas iniciales.
Sin embargo, siempre que un sistema practicable pueda implementarse y 'ajustarse'
de manera efectiva a los rangos de frecuencia de los eventos de daño de HTHA,
entonces tal sistema podría proporcionar una alerta temprana de la transición de la
etapa 1 a la etapa 2, pero no hay evidencia en la actualidad y Se requerirá un nivel
significativo de desarrollos tecnológicos. Cabe señalar que la probabilidad de
llamadas falsas es alta con las técnicas de emisión acústica debido a la presencia
de ruido y su debilidad en la detección de eventos irrelevantes. Por lo tanto, la
validación de cualquier técnica propuesta es muy importante antes de la aceptación
para su uso en la industria [47].

4.7.7.1 Características emisión acústica
La emisión acústica (EA) difiere de otros métodos no destructivos en dos principales
aspectos. Primero la energía que se detecta, se libera del interior del material que
se está inspeccionando, a diferencia de otros métodos como el ultrasonido o el
radiográfico en los cuales de cierta forma se induce una energía en los materiales.
Segundo, la técnica de emisión acústica es capaz de detectar procesos dinámicos
asociados con la integridad estructural (crecimiento de grietas, deformación
plástica).
Los principales objetivos del examen AE son detectar, ubicar y evaluar las fuentes
de emisión causadas por discontinuidades internas y de la superficie en la pared del
vessels, soldaduras y piezas y componentes fabricados. Todas las indicaciones
relevantes causadas por las fuentes de EA se evaluarán mediante otros métodos
de examen no destructivo [48].
En la figura 13 se esquematiza los elementos básicos que intervienen en un ensayo
de EA. Cuando un material (estructura, componente o probeta) está sometido a un
estímulo,que puede ser de diversa naturaleza (mecánica, electromagnética,
térmica, química, etc.), se induce un estado tensional en el material que puede
43

modificar localmente su estructura interna. Estos cambios o discontinuidades
crecientes se denominan fuentes de EA y el mecanismo que las genera recibe el
nombre de evento. Después de que tenga lugar un evento de emisión acústica, una
parte de la energía elástica almacenada en el campo tensional se libera en forma
de ondas de emisión acústica. Estas se propagan desde la fuente en todas las
direcciones, aunque con una fuerte directividad en muchos casos. Las ondas al
alcanzar la superficie del material, inducen pequeños desplazamientos en la
superficie, que pueden capotarse con un transductor apropiado. SE pueden detectar
movimientos superficiales de orden de 10-12 μm, con sensores de EA apropiados y
acoplados fuertemente a estas superficies. Los sensores tienen la función de
convertir estos desplazamientos en señales eléctricas. Estas son débiles, lo que
requiere de pre-amplificadores para reducir al mínimo ruidos, interferencias y evitar
las pérdidas de señal de cable. La señal acondicionada se envía al equipo de EA,
que permite el filtrado, grabado, análisis y visualización de las señales de EA, para
una posterior interpretación de los resultados del ensayo. [49].

Figura 13

Esquema de los elementos que intervienen en un ensayo de EA: 1- Estimulo, 2-Discontinuidad creciente (fuente
de EA), 3-Ondas de EA, 4-Sensor de EA, 5-Pre-amplificador, 6-Señal de EA, 7-Equipo de EA. Detección,
medida, registro y visualización de las señales de EA.
Fuente: AEND Revista No 65 – 4to trimestre, 2013
44

El ensayo de EA detecta discontinuidades crecientes provocadas por un estímulo
externo. De esta forma, el ensayo permite auscultar de forma continua componentes
o estructuras bajo condiciones de servicio. La no direccionalidad del ensayo permite
que, mediante una correcta distribución de sensores, fuentes de EA lejanas al
sensor puedan ser detectadas sin importar la posición relativa del defecto respecto
a la posición del sensor. El número de sensores necesarios para llevar acabo un
ensayo dependerá del tamaño de la zona a ensayar y de la atenuación del material.
[50].
Es importante destacar que los ensayos de EA son irreversibles, es decir, un defecto
que ya se ha generado no se puede volver a formar. Por lo tanto, si se carga un
material hasta una cierta tensión, se descarga y se vuelve a cargar, no se observará
actividad de EA a menos que se exceda la última tensión aplicada o exista una
presencia mayor de daño. Este comportamiento se conoce como “efecto Kaiser”, y
tiene importantes consideraciones prácticas, ya que es la razón por la que se puede
detectar daño que se genera en una estructura mediante este método. Igualmente,
importante es el efecto contrario, la emisión acústica antes de superar la carga
máxima anteriormente alcanzada, denominado “efecto Felicity”. Su uso es
especialmente importante para evaluar la integridad de estructuras de material
compuesto de fibra de vidrio y de carbón [51].

4.7.7.2 Partes del equipo [52]
 Sensores: Los sensores de emisión acústica en el rango de 100 kHz a 400
kHz deben ser estables a la temperatura en el rango de uso previsto, y no
deben mostrar cambios de sensibilidad mayores a 3 dB en este rango como
lo garantiza el fabricante. Los sensores deben estar protegidos contra la
radiofrecuencia y la interferencia de ruido electromagnético a través de
prácticas de protección adecuadas y / o diseño de elementos diferenciales
(anticoincidentes). Los sensores deben tener una respuesta de frecuencia
con variaciones que no excedan los 4 dB desde la respuesta máxima.
Los sensores deben tener una respuesta resonante entre 100 kHz - 400 kHz.
La sensibilidad mínima será de −80 dB referida a 1 V / μbar, determinada por
la prueba ultrasónica cara a cara. NOTA: Este método mide la sensibilidad
relativa del sensor. Los sensores de emisión acústica utilizados en la misma
prueba no deben variar en la sensibilidad de pico a más de 3 dB del promedio.
45

 Cable de señal: El cable de señal del sensor al preamplificador no debe
exceder los 6 pies (1,8 m) de longitud y debe estar protegido contra
interferencias electromagnéticas.
 Acopladores: La selección del acoplante proporcionará una eficiencia de
acoplamiento constante durante una prueba. Se debe considerar el tiempo
de prueba y la temperatura de la superficie del recipiente. El acoplador y el
método de acoplamiento del sensor se especificarán en el procedimiento
escrito.
 Preamplificador: El preamplificador debe montarse cerca del sensor o en la
carcasa del sensor. Si el preamplificador tiene un diseño diferencial, se
proporcionará un mínimo de 40 dB de compensación de ruido en modo
común. La respuesta de frecuencia no debe variar más de 3 dB sobre la
frecuencia de operación y el rango de temperatura de los sensores.
 Filtro de frecuencia: Los filtros deben ser del tipo de paso de banda o paso
alto y deben proporcionar una atenuación de señal mínima de 24 dB / octava.
Los filtros se ubicarán en el preamplificador. Se incorporarán filtros
adicionales en el procesador. Los filtros deben asegurarse de que la
frecuencia de procesamiento principal corresponda a la frecuencia del sensor
especificada.
 Amplificador principal: La ganancia en el amplificador principal será lineal
dentro de 3 dB en el rango de temperatura de 40 ° F a 125 ° F (5 ° C a 50 °
C).
 Procesador principal: El procesador o los procesadores principales
deberán tener circuitos de procesamiento a través de los cuales se
procesarán los datos del sensor. Será capaz de procesar impactos, conteos,
amplitudes máximas, duración, tiempo de subida, formas de onda y MARSE
(intensidad de señal o energía) en cada canal.

4.7.7.3 Consideraciones para la inspección [53]
Tensión en Recipiente: Se deben hacer arreglos para tensionar el recipiente usando
presión interna según lo especificado por la Sección del Código de referencia. La
tasa de aplicación de la presión se especificará en el procedimiento de prueba y la
tasa de presurización deberá ser suficiente para acelerar la prueba con un mínimo
de ruido extraño. Se tomarán medidas para mantener la presión en los puntos de
46

espera designados. Para recipientes en servicio, el historial de presión del recipiente
se debe conocer antes de la prueba.
Reducción de ruido: Las fuentes de ruido externas, como la lluvia, los objetos
extraños que entran en contacto con la embarcación y el ruido del equipo de
presurización deben estar por debajo del umbral de examen del sistema.

4.7.7.4 Inspección [54]
El recipiente está sujeta a niveles de estrés creciente programados a un máximo
predeterminado mientras se monitoriza mediante sensores que detectan la emisión
acústica causada por crecientes discontinuidades estructurales. Si el recipiente ha
estado en servicio, los niveles de tensión máxima deben exceder el nivel de tensión
más alto anterior que el recipiente ha visto en un mínimo del 5%, pero no debe
exceder la presión máxima de diseño.
El ruido extraño debe ser identificado, minimizado y registrado. El monitoreo de
emisiones acústicas del recipiente durante las condiciones previstas de prueba es
necesario para identificar y determinar el nivel de señales falsas después de
completar la verificación de rendimiento del sistema y antes de estresar el
recipiente. Un periodo de seguimiento recomendado es de 15 min. Si el ruido de
fondo está por encima del umbral de evaluación, se eliminará la fuente del ruido o
se terminará el examen.
Ruido de fondo durante el examen: En el análisis de los resultados del examen
realizado por el examinador AE, se debe tener en cuenta el ruido de fondo y se
deben evaluar sus efectos en los resultados de las pruebas.Las fuentes de ruido
de fondo incluyen:
(a) Salpicaduras de líquido en un recipiente;
(b) Tasa de presurización demasiado alta;
(c) Bombas, motores y otros dispositivos mecánicos;
(d) Interferencia electromagnética; y
(e) Medio ambiente (lluvia, viento, etc.).
Las fugas en el recipiente, como válvulas, bridas y dispositivos de alivio de
seguridad pueden enmascarar las señales AE de la estructura. Las fugas deben
eliminarse antes de continuar con el examen.
47

4.7.7.5 Secuencia de presurización [55]
 Secuencia de presión para nuevos recipientes: Los incrementos de
presión generalmente serán del 50%, 65%, 85% y 100% de la presión de
prueba máxima. Los períodos de espera para cada incremento serán de 10
minutos y para el período de espera final serán de al menos 30 minutos
normalmente, la prueba de presión causará rendimiento local en regiones de
alta tensión secundaria. Tal rendimiento local está acompañado por una
emisión acústica que no necesariamente indica discontinuidades.
Debido a esto, solo se consideran los datos de períodos de espera y
retención de gran amplitud durante la primera carga de recipientes sin
tratamiento térmico posterior a la soldadura (alivio de tensión). Si los
primeros datos de carga indican una posible discontinuidad o no son
concluyentes, el recipiente se debe represurizar desde el 50% hasta al
menos el 98% de la presión de prueba con cargas intermedias del 50%, 65%
y 85%. Los períodos de espera para la segunda presurización serán los
mismos que para la presurización original. (Figura 14).

Figura 14

Fuente: ASME BPVC Section V, 2017
48

 Secuencia de presión para recipientes en servicio: Los incrementos de
carga (donde la carga es el efecto combinado de presión y temperatura)
generalmente serán de 90%, 100%, 105% y (si es posible) 110% de la carga
máxima de operación. Los períodos de espera para cada incremento serán
de 10 minutos y para el período de espera final serán de al menos 30 minutos.
La carga de prueba máxima no debe ser inferior al 105% del valor operativo
máximo durante los últimos 6 meses de operación o desde la última prueba,
cualquiera que sea menor. Las tasas de carga no deben exceder el 10% de
la carga de prueba máxima durante 2 min. (Figura 15).

Figura 15

Fuente: ASME BPVC Section V, 2017

Cuando hay poca (o ninguna) información sobre la posible presencia de
discontinuidades activas en un componente, la presurización en servicio se utiliza
49

para sobrecargar ligeramente el componente para ubicar elevadores de tensión.
Cuando se sospecha que el componente contiene un mecanismo de daño y cuando
es probable que este mecanismo se desarrolle o se propague bajo ciertas
condiciones de operación, a menudo se utiliza un enfoque de monitoreo en línea.
Los ejemplos de estos últimos están relacionados con los mecanismos que se
activan por las tensiones térmicas durante las paradas y los arranques. Esto puede
provocar tensiones nominales superiores a las tensiones nominales observadas
durante el funcionamiento normal. Estas tensiones térmicas más altas de lo normal
presentes durante las excursiones térmicas pueden causar una propagación
adicional de varios tipos de fisuras y daños similares a las grietas, incluida la HTHA
[56].

Figura 16

Fuente: Procedia Engineering. Octubre, 2011

AET durante los gradientes térmicos ha tenido éxito en detectar varios tipos de
mecanismos de daño, tales como:
• Fatiga térmica.
• Craqueo de ácido politiónico.
50

• Cloruro por corrosión bajo tensión (SCC).
• Fluencia a altas temperaturas.
• HTHA.
Como un componente se somete a un enfriamiento, se imponen tensiones térmicas
bidireccionales más altas de lo normal, y esto puede conducir a una mayor
degradación. Si se producen microfisuras, se generarán señales AET durante el
desgarro y se propagarán a la velocidad del sonido para ese material y temperatura.
Estas señales son detectadas y trianguladas por el conjunto de transductores AET
y procesadas posteriormente por un software especializado. El análisis de datos de
dominio de tiempo y / o dominio de frecuencia se realiza para eliminar el flujo del
proceso, los ruidos mecánicos y otros ruidos no relacionados con la inspección. La
activación del daño por estrés térmico generalmente ocurre en un gradiente térmico
máximo cuando las tasas de enfriamiento alcanzan su máximo. Es importante
distinguir entre varias características inherentes de AET en relación con las técnicas
de NDT convencionales. AET solo puede detectar mecanismos de daño activo. No
puede detectar fácilmente fallas inactivas, fallas de fabricación originales o fallas
que no se activan por el método de tensión que se usa durante el monitoreo de AET.
La Figura 16 ilustra un sistema típico de enfriamiento con temperaturas de metal
que se reducen durante un apagado del reformador. Las señales AE del daño HTHA
se muestran como histogramas verdes. La liberación más intensa de señales de AE
tipo II se originó a partir de la propagación del daño real y se concentra entre
aproximadamente 400 ° F (204 ° C) y 600 ° F (315 ° C) [57].

4.7.7.6 Terminación de la prueba [58]
La desviación de un conteo lineal o la relación MARSE vs. carga debe ser señal de
precaución. Si el recuento de AE o la velocidad de MARSE aumenta rápidamente
con la carga, el recipiente se descargará y se terminará la prueba o se determinará
la fuente de emisión y se evaluará la seguridad para que la prueba continué. Un
recuento o tasa de MARSE que aumenta rápidamente (exponencialmente) puede
indicar un daño continuo incontrolado que origine un fallo inminente.

5 CONCLUSIONES

 Además de la presión y temperatura existe otros factores, como el tiempo de
operación, que contribuyen a daños por HTHA.
 Para el tratamiento posterior a la soldadura es muy importante considerar el
tiempo mínimo de permanencia como se indica en API 582.
 Solo se tiene una información limitada de los materiales que se encuentra en
las curvas de Nelson, no se tiene información de cómo se comporta otros
materiales en las mismas condiciones de presión y temperatura.
 Las curvas de Nelson indicadas en API 941 aún sigue siendo la principal
consideración para el diseño de equipos.
 Para la fabricación de equipos se deben considerar información
complementaria a ASME como son las practicas recomendadas API (API
582, API 934).
 La selección de los métodos y frecuencias de inspección para detectar HTHA
estará en función de cada equipo en particular y dependerá del conocimiento
de cada compañía.
 Aun se sigue desarrollando la investigación sobre las técnicas de inspección
para detectar daños por HTHA, lo más aceptado es utilizar dos o tres
métodos diferentes que se complemente en la inspección.
 Las metodologías basadas en riesgo y ventas operacionales de integridad
son una herramienta que contribuye a la prevención de fallas de este tipo de
daño. Su implementación es responsabilidad de cada compañía.
 El ensayo de emisión acústica está más enfocado a monitoreo, se debe
desarrollar más su investigación y comprobarlo en casos reales.
 Aun no se tiene un consenso de cómo aplicar el método de ensayo, la
metodología aún sigue en investigación y la está en función de la experiencia
del operador y de su conocimiento del tema.
 No existe una técnica comprobada que detecte un daño a inicios de HTHA.

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54

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[43] NAGESWARAN, Channa. op. cit, p.20-22
[44] MALEKMOHAMMADI, Hamed y HOSSEIN, Mohammad. op. cit, p.3
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[51] MARTINEZ, Eva y GALLEGO, Antonio. op. cit, p.32-39
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[58] ASME BPVC Section V, 2017, op. cit, p.312-313
[59] NAGESWARAN, Channa. op. cit, p.5