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𝑮𝒆𝒔𝒕𝒊𝒐́𝒏 𝒅𝒆 𝒍𝒂 𝑰𝒏𝒕𝒆𝒈𝒓𝒊𝒅𝒂𝒅 𝑴𝒆𝒄𝒂́𝒏𝒊𝒄𝒂 𝒆𝒏 𝒆𝒒𝒖𝒊𝒑𝒐𝒔 𝒆𝒔𝒕𝒂́𝒕𝒊𝒄𝒐𝒔 𝒆𝒏 𝒔𝒆𝒓𝒗𝒊𝒄𝒊𝒐.

✔𝑷𝒍𝒂𝒏𝒊𝒇𝒊𝒄𝒂𝒓: definir qué inspeccionar, cuándo, cómo y con qué técnicas, utilizando criterios de criticidad y riesgo (API-580/581), junto con los requisitos de inspección aplicables al tipo de activo (API-510, API-570 o API-653).

✔𝑰𝒏𝒔𝒑𝒆𝒄𝒄𝒊𝒐𝒏𝒂𝒓 : obtener información confiable mediante END y otras técnicas de evaluación.

✔𝑬𝒏𝒕𝒆𝒏𝒅𝒆𝒓: identificar el mecanismo de daño. Una pérdida de espesor puede ser consecuencia de corrosión general, corrosión bajo aislamiento, erosión-corrosión, fatiga, SCC o muchos otros mecanismos. Sin comprender la causa, cualquier decisión será incompleta.

✔𝑬𝒗𝒂𝒍𝒖𝒂𝒓: determinar el estado real del equipo. En muchos casos, API-510, API-570 o API-653 permiten establecer el MAWP actual, la vida remanente y los intervalos de inspección. Cuando el daño excede el alcance de estos estándares, API 579-1/ASME FFS-1 proporciona una evaluación de aptitud para el servicio.

✔𝑴𝒊𝒕𝒊𝒈𝒂𝒓: eliminar o controlar la causa del daño antes de intervenir el equipo. Modificar las condiciones de operación, controlar el proceso o mejorar la protección contra la corrosión suele generar más valor que reparar repetidamente el mismo problema.

✔𝑫𝒆𝒄𝒊𝒅𝒊𝒓: integrar la información técnica para determinar la acción más adecuada: continuar operando, operar con restricciones, aumentar la frecuencia de inspección, reparar, reemplazar o retirar el equipo del servicio.

✔𝑹𝒆𝒑𝒂𝒓𝒂𝒓: únicamente cuando la ingeniería demuestra que es la mejor alternativa y en conformidad con los códigos respectivos (NBIC Parte 3, API-510/API-570/API-653)

"𝐒𝐎𝐋𝐔𝐂𝐈𝐎𝐍𝐄𝐒 𝐀𝐏𝐋𝐈𝐂𝐀𝐃𝐀𝐒 𝐀 𝐋𝐀 𝐈𝐍𝐓𝐄𝐆𝐑𝐈𝐃𝐀𝐃 𝐌𝐄𝐂𝐀́𝐍𝐈𝐂𝐀, 𝐂𝐎𝐍𝐅𝐈𝐀𝐁𝐈𝐋𝐈𝐃𝐀𝐃 𝐎𝐏𝐄𝐑𝐀𝐂𝐈𝐎𝐍𝐀𝐋 𝐘 𝐑𝐄𝐃𝐔𝐂𝐂𝐈𝐎́𝐍 𝐃𝐄 𝐑𝐈𝐄𝐒𝐆𝐎𝐒 𝐄𝐍 𝐄𝐐𝐔𝐈𝐏𝐎𝐒 𝐒𝐎𝐌𝐄𝐓𝐈𝐃𝐎𝐒 𝐀 𝐏𝐑𝐄𝐒𝐈𝐎́𝐍"

¿𝐏𝐮𝐞𝐝𝐞 𝐮𝐧𝐚 𝐫𝐞𝐩𝐚𝐫𝐚𝐜𝐢𝐨́𝐧 𝐫𝐞𝐝𝐮𝐜𝐢𝐫 𝐥𝐚 𝐜𝐨𝐧𝐟𝐢𝐚𝐛𝐢𝐥𝐢𝐝𝐚𝐝 𝐮𝐧 𝐞𝐪𝐮𝐢𝐩𝐨 𝐬𝐨𝐦𝐞𝐭𝐢𝐝𝐨 𝐚 𝐩𝐫𝐞𝐬𝐢𝐨́𝐧?

Aunque parezca contradictorio o ilógico. La respuesta es Si.

Si bien una reparación tiene por objetivo reestablecer la integridad mecánica de un equipo sometido a presión, una reparación inadecuada puede introducir nuevos defectos o condiciones que favorezcan la iniciación o aceleración de los mecanismos de daño.

En consecuencia, la confiabilidad del equipo se verá afectada por la zona reparada de forma inadecuada, porque aumenta la probabilidad de una falla futura.

Cuando hablamos de una reparación inadecuada, hablamos de pasar por alto ciertos aspectos críticos para la integridad de la reparación, referentes al diseño, ejecución, examinación, inspección y pruebas de la reparación, tales cómo:

✔Selección del método adecuado de reparación.

✔La identificación de los mecanismos de daño activos en el equipo.

✔La identificación de las causas inmediatas, contribuyentes y raíz que generaron la falla o defecto.

✔La verificación de la información del equipo, tales como: planos originales, hojas de datos, MDR, materiales de fabricación, código original de construcción, datos de diseño, tipo de servicio, END, tratamientos térmicos, pruebas de impacto, inspecciones previas, reparaciones previas, entre otras.

✔La verificación del tipo de material mediante ensayos cuando no se disponga de información de partida de los materiales o del equipo.

✔La selección o calificación del WPS idóneo a utilizar, así como la calificación de los soldadores u operadores de soldadura.

✔Verificar como afecta al equipo realizar u omitir el PWHT localizado cuando sea requerido por Código o por servicio.

✔Evaluar los métodos de soldadura alternativos cuando realizar el PWHT sea desaconsejable o impracticable.

✔Verificar que los materiales de reemplazo sean los adecuados, que cumplan con los requerimientos del Código de Construcción.

✔Modificar la geometría de algún componente sin evaluar su efecto sobre la capacidad de contener la presión del equipo.

✔Restituir correctamente un revestimiento (cladding, lining u overlay) con espesores y composiciones químicas similares.

✔Evaluar la necesidad de un tratamiento de desgasificado (bakeout) en equipos y materiales propensos a contener hidrógeno atómico residual remanente.

✔Realizar END requeridos por el código de construcción original o cuando esto no sea posible o practicable, métodos alternativos de END que permitan resultados significativos.

✔Evaluar la realización de una prueba de presión o END adecuados en su reemplazo.

✔Realizar inspecciones en las etapas correspondientes de la reparación.

Aparte de eliminar la falla o defecto, toda reparación debe evitar crear condiciones favorables para una próxima falla.

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PWHT en Materiales Disímiles de Recipientes a Presión.

✔Algunas temperaturas de mantenimiento del PWHT pueden tener efectos perjudiciales sobre las propiedades de materiales disímiles.

✔ Cuando se unen mediante soldadura partes sometidas a presión con diferentes números P (P-Numbers), se debe aplicar un criterio de ingeniería para seleccionar la temperatura y el tiempo de mantenimiento, a fin de garantizar que las propiedades del material resultante sean adecuadas para el servicio previsto.

✔ Como alternativa, se puede utilizar un procedimiento de soldadura calificado de acuerdo con las reglas de 'enmantequillado' (buttering) de la Sección IX, QW-283 (Welds with Buttering).

✔Este párrafo QW-283 de la Sección IX aplica solo cuando las variables esenciales para el proceso de buttering son diferentes de las variables esenciales del proceso utilizado para la posterior soldadura de la junta.

✅ Ejemplos comunes son:

a) El elemento con buttering se somete a tratamiento térmico y la soldadura finalizada no se somete a tratamiento térmico después de la soldadura;

b) El metal de aporte utilizado para el buttering tiene diferente número F (F-Number) al utilizado para la posterior finalización de la soldadura.

✔La imagen adjunta muestra un ejemplo de este tipo de juntas con buttering.

Fuente: Código ASME Sección VIII Div. 1, Sección IX Ed. 2025

¿Se puede utilizar planchas de acero estructural SA-36 para fabricar partes sometidas a presión para recipientes de acuerdo al Código ASME Sección VIII Div. 1?

✔Si, siempre y cuando cumplan todas las siguientes condiciones:

1.- Los recipientes no se utilizan para contener sustancias letales, ya sean líquidas o gaseosas.

2.- El material no se utiliza en la construcción de calderas de v***r no sometidas a fuego directo (Que forman parte del alcance de la Sección VIII Div. 1).

3.- A excepción de las bridas, las tapas planas atornilladas y los anillos de refuerzo, el espesor de las placas sobre las que se aplica soldadura de resistencia no supera los 16 mm (5/8 pulg.).

✔Adicionalmente:

-Estas planchas que serán sometidas a esfuerzos debidos a la presión deben cumplir con todos los requerimientos establecidos en el Código ASME Sección VIII Div. 1 y la Sección II.

-El usuario o su agente designado debe asegurarse de que los materiales utilizados para la construcción de los recipientes sean adecuados para el servicio previsto, en lo que respecta a la conservación de propiedades mecánicas satisfactorias y la resistencia a la corrosión, la erosión, la oxidación y otros tipos de deterioro durante su vida útil prevista.

Fuente: Código ASME Sección VIII Div. 1 Ed. 2025.

Cuando debe calificarse un Procedimiento de Soldadura (WPS) para recipientes a presión con ensayo de impacto (CVN).

✔A menos que se exima de otro modo en UG-20(f), UCS-66 y UCS-68.

Un procedimiento de soldadura a ser utilizado en soldadura de producción, debe cumplir los requerimientos de la tabla UCS-67.2-1 (ver abajo) para la exención o calificación con prueba de impacto del metal de soldadura y la zona afectada por el calor (ZAC) de acuerdo con UG-84.

✔La temperatura mínima de diseño del metal (MDMT) referenciada en la tabla UCS-67.2-1 debe ser una de las siguientes:

(a) La MDMT estampada en la placa de identificación.
(b) la temperatura de exención obtenida antes de aplicar cualquier reducción adicional de temperatura de exención permitida por UCS-66(b) o UCS-68.2.

✔Por ejemplo según la tabla UCS-67.2-1, para una soldadura con material de aporte de soldadura, cuya MDMT sea más fría que 70ºF (21ºC), y cuyo espesor de cada pasada individual de soldadura sea mayor a 1/2"(13mm), independientemente de los requisitos de impacto del material base, el WPS debe ser calificado con prueba de impacto.

✔Cuando sea requerido el ensayo de impacto se aplicarán las variables esenciales suplementarias de la Sección IX, QW-250.

Fuente: Código ASME Sección VIII Div. 1 Ed. 2025.

Riesgo de un evento catastrófico en equipos sometidos a presión.

✔Los equipos sometidos a presión van a representar siempre un riesgo para la vida, la propiedad y el medio ambiente.

✔Las consecuencias de un evento catastrófico tienden a ser severas por la liberación súbita de la energía almacenada y típicamente implica: falla frágil o dúctil inestable, explosión física (BLEVE si hay líquidos presurizados calientes), liberación masiva de contenido tóxico o inflamable, colapso estructural de sus componentes, daños en cascada, etc.

✔Muchos eventos catastróficos no ocurren por desconocimiento técnico, sino por decisiones operativas tales cómo: equipos degradados operando sin la debida evaluación, con defectos aceptados sin un análisis de aptitud para el servicio (FFS), con una mala interpretación de los daños detectados por medio de inspección, etc.

✔Si bien este tipo de eventos catastróficos son poco frecuentes, considerando la cantidad enorme de equipos sometidos a presión que existen en el mundo, el riesgo es real y siempre está latente, por lo cual es necesario minimizarlo mediante una gestión adecuada.

✔La probabilidad de un riesgo catastrófico es baja si se gestiona adecuadamente, pero sus consecuencias son extremadamente altas.

✔La probabilidad se incrementa debido a la degradación del material, defectos de fabricación o reparación, condiciones de operación diferentes a las de diseño, errores de diseño, entre otras.

✔La severidad de las consecuencias aumenta con la energía acumulada (presión, volumen, temperatura), si el fluido es tóxico o inflamable, si el equipo está dentro de una zona poblada, si el equipo puede afectar a equipos críticos a su alrededor (Efecto dominó).

✔La mejor manera de minimizar este riesgo es:

✅ Mediante la prevención, cumpliendo los diferentes códigos de construcción o reparación. (ASME BPVC, ASME B31, API 510, API 570, NBIC)

✅ Mediante la detección temprana, con inspección basada en riesgo (RBI), END's, monitoreo de la corrosión.

✅ Mediante una evaluación continua, con análisis (FFS), con un de-rating en caso de ser necesario.

✅ Mediante la mitigación, con el dimensionamiento adecuado de sistemas de alivio, sistemas de paro de emergencia o una contención secundaria.

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