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Mantenimiento Tradicional Reactivo de Calderas frente al Mantenimiento basado en Condición y el Siguiente Nivel Resultado del Monitoreo de Ventanas de Integridad Operacional

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Imagen del artículo Mantenimiento Tradicional Reactivo de Calderas frente al Mantenimiento basado en Condición y el Siguiente Nivel Resultado del Monitoreo de Ventanas de Integridad Operacional

Carlos Luis Lasarte
Director General – Consultor Combustión, Energía & Ambiente, S.A.

RESUMEN

En el presente artículo se lleva a cabo un análisis comparativo, haciendo uso de un caso histórico, entre lo que es la práctica tradicional, reactiva, de mantenimiento de calderas, frente a lo que podría ser luego de levantar y analizar la información histórica de la caldera, definir un plan de inspección basado en las metodologías de RBI y/o evaluación de condición (Condition Assessment), para establecer una condición de base y definir el alcance de los próximos mantenimientos. Además, se resalta la conveniencia de identificar las variables o límites operativos y manejarlo bajo la metodología de Ventanas de Integridad Operacional (IOW) según la Práctica Recomendada de API 584, que se deben establecer para monitorear y controlar de forma permanente para generar acciones correctivas acertadas e inmediatas, durante la operación de calderas en tiempo real, con el fin de optimizar la seguridad operacional y la eficiencia, además de identificar las condiciones que promueven la generación de mecanismos de daño probables y creíbles en cada componente de la caldera, con la consecuente pérdida de fiabilidad en caso de no controlar suficiente y oportunamente estos límites operativos, con lo que se puede y deben tomar correctivos inmediatos y alimentar día a día el próximo Plan de Inspección basado en riesgos (RBI) o evaluación de condición (Condition Assessment) y los Mantenimientos a corto y mediano plazo de la caldera.

INTRODUCCIÓN

Análisis de la situación

Los alcances o enfoques de mantenimientos de las calderas que tradicionalmente se encuentran a nivel de la industria en general, donde las calderas son equipos esenciales para la producción y/o la generación de potencia, suelen ser del tipo Reactivo (correctivo) dependiendo de las Fallas más Recientes y Frecuentes o con alcances iguales año a año, siguiendo las recomendaciones tanto de algunos códigos o el manual de operación y mantenimiento del fabricante, sin considerar que cada caldera, en función sus tiempos de funcionamiento, de su régimen y condiciones de operación varían su nivel de fiabilidad, ya que se van generando y evolucionando una cierta variedad de mecanismos de daños no siempre evidentes ante una inspección visual. Esto se observa incluso en instalaciones donde se aplica Mantenimiento Proactivo o Mantenimiento Centrado en Fiabilidad a los Equipos Rotativos (Turbina, Ventiladores y Bombas).

Desde el punto de vista de la operación, los operadores atienden típicamente como parámetros más importantes de control el flujo, presión y temperatura del vapor producto, flujo del agua de alimentación, flujo de combustible, que el nivel de agua esté dentro de un rango especificado y con una frecuencia determinada se hacen análisis químicos del agua de alimentación y de la caldera, y luego para mantener la carga requerida a la unidad, se aumenta la combustión del combustible sin que en la mayoría de los casos el operador analice posibles desbalances de temperaturas en los varios espacios y pasos de los gases de combustión, ingreso y salida en los varios componentes de intercambio que integran la caldera, sobre-calentadores, recalentadores, bancos de tubos, economizadores, precalentadores de aire y de los propios elementos metálicos de los componentes principales de la caldera.

Durante las condiciones de operación normal y eventos fuera de control (contingencias o salida de los límites críticos operativos), aun si se sabe lo que está ocurriendo, con tal de cumplir con los requerimientos de vapor por parte del proceso, pocas veces se lleva a cabo un análisis comparativo con las condiciones originales de diseño y el posible efecto en la promoción y generación de mecanismos de daño probables y creíbles en cada componente de la caldera. Aunque se estén observando y registrando los valores de los parámetros en estas condiciones, este “monitoreo de condición en tiempo real”, no siempre implica toma de acciones correctivas acertadas e inmediatas para controlar suficiente y oportunamente estos límites operativos, porque primero está el vapor requerido y volviendo al asunto de fiabilidad e integridad de la caldera, no hay una alimentación continua a la información requerida para establecer los Planes de Inspección basados en las metodologías de Inspección Basada en Riesgos (RBI) o Evaluación de Condición (Condition Assessment), como lo plantea la Práctica Recomendado de API 584 “Ventanas de Integridad Operacional” (IOW), dejando esto como un trabajo de recuperación a finales del periodo de producción (anualmente o más).

Antecedentes

Normalmente, cuando se plantea llevar a cabo un “plan de inspección” o realizarse ensayos suplementarios de una caldera, más allá de lo que plantean los reglamentos de calderas en diversos países, se observa que se desarrolla un mapeo de espesores, con lo que se está asumiendo como único criterio de evaluación el desgaste por erosión y/o corrosión de todos los componentes de la caldera, sin considerar posibles mecanismos de daños mecánicos, como fatiga debido a la frecuencia y condición de arranques y paradas y/o envejecimiento que depende de la condición de operación a altas temperaturas, que normalmente no manifiestan pérdidas de espesores; o se llevan a cabo inspecciones cuyos enfoques o alcances se limitan a las áreas de las calderas que han manifestado fallas recientes y repetitivas.

Desde el punto de vista del mantenimiento, estos tienden a seguir una rutina (diaria, semanal, mensual y anual) planteada por listas de verificación de ciertos códigos o estándares y/o el manual del fabricante (Maintenance Checks), que tienden a desplazarse en el tiempo por compromisos de producción, faltas de recursos u otras prioridades. Se suele consultar al personal de operaciones sobre defectos o daños evidentes que afecten la operación normal de las calderas, que planteado en términos de planta se traduce en condiciones que limiten alcanzar la máxima producción requerida de vapor para el proceso. Se incluye dentro del alcance de mantenimientos las actividades que quedaron pendientes en paradas anteriores, bien sea por tiempo insuficiente o por no disponer de los recursos necesarios para llevarlo a cabo.

Cuando se incluyen trabajos de reemplazo de elementos tubulares y componentes, normalmente estos se limitan a aquellos que han venido fallando de manera repetitiva y frecuente, que hayan generado paradas no planificadas de la caldera y los que se hayan reportado con espesores por debajo de lo aceptable en el mapa de espesores más recientes. Pocas veces se dispone de informes de determinación del mecanismo de daño actuante en estas fallas y si hay análisis de causa raíz estos se basan en asunciones, ya que como se indica antes pocas veces se logra recuperar el elemento fallado para determinar el mecanismo de daño actuante. La acción típica para darle continuidad a la producción o por falta de recursos es el parcheo, enmantequillado o taponado “Ver Figura 01”.

Figura 01. Opciones de reparaciones paliativas normalmente seleccionadas para darle continuación a la producción en corto tiempo, sin recuperación del área de falla.

Son pocas las instalaciones en las que se hace una recuperación y evaluación de los históricos de condiciones y régimen de operación, control químico y contaminaciones, condiciones de preservación fuera de servicio, fallas ocurridas durante el periodo de operación reciente y sus análisis de causas raíz, para definir los posibles y creíbles mecanismos de daños actuantes en los diferentes componentes de la caldera y de esto, el alcance del plan de inspección y de mantenimiento basado en estas condiciones. Muchas menos las instalaciones en las que el Monitoreo en Tiempo Real de los Parámetros Límites Críticos Operativos definan la condición y alimenten de manera constante lo que ha de ser el Plan de Inspección, de acuerdo con lo que plantea la Práctica Recomendado de API 584 “Ventanas de Integridad Operacional” (IOW).

CASO HISTÓRICO - INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO MECÁNICO

El caso utilizado como referencia en este artículo se describe a continuación.
Caldera de 49 años de servicio - Diseño 158.757 Kg/hr – 1.050 psi

Descripción de la Caldera:

Construida por The Babcock & Wikcox Company de USA,
Originalmente estampada ASME.

Características:

  • Capacidad de 350.000 Lbrs/Hr ó 159,00 Ton/Hr
  • Presión de Diseño: 1.050 psi
  • Condiciones de Operación: 900 psi / 910°F (487,8°C)
  • Presión a la salida de los sobrecalentadores: 850 psi (60,00 Hg/cm2)
  • Superficie de Calentamiento:
    - de la Caldera: 23.423 pies2
    - del Horno: 3.347 pies2
    - del Sobre-calentador: 6.840 pies2
  • Combustible: Fuel Oíl Pesado

Bajo la práctica o modalidad de mantenimiento correctivo de los tubos que han fallado recientemente y de forma repetitiva, en este caso se muestra las dos fallas que hicieron mandatorio llevar a cabo un mantenimiento mayor que implicó el reemplazo de tubos en dos de los componentes.

FALLAS MÁS RECIENTES Y FRECUENTES:

1. Tubos del Sobre-calentador, mecanismo sin definir.

Alta frecuencia de fallas en un área determinada. Tubos con 20 años de servicio. Debido al parcheo frecuentes de tubos del sobre-calentador en el lado de radiación en un área específica de este arreglo tubular “Ver Figura 02”

Figura 02. Vistas de fallas más frecuentess en el sobre-calentador

2. Tubos del Banco de Generación de Convección, mecanismo sin definir.

Parcheo de tubos del banco de convección en la zona fría (salida hacia precalentadores de aire) en su parte baja cercana al domo inferior “Ver Figura 03”.

Entre los años 2015 y 2018 se llevó a cabo la inspección por RFT de los tubos del banco de generación de convección, a raíz de fallas ocurridas en tubos recién instalados en el año 2014. En la “Figura 04” se puede ver el análisis comparativo de los niveles de deterioro de los tubos, entre la primera inspección – 2015 y la última – 2018, en la que se tomó la decisión de llevar adelante el reemplazo de los tubos.

Figura 03. Vista de acciones correctivas de falla de tubos en el banco de convección, parte baja - lado frío, reemplazados en agosto 2014
Figura 04. Comparación de los resultados observados en las inspecciones por RFT 2015 y 2018

En este caso particular, el mecanismo de daño, podría haber estado relacionado con el observado en el Análisis Causa Raíz de Fallas efectuado en el año 2015 a los tubos recientemente reemplazados en el 2014 “Ver Figura 05”
“Corrosión severa localizada por picaduras, de la superficie externa de los tubos, acelerada por la combinación de presencia de inclusiones superficiales en densidad (severidad) y dimensiones suficientes para generar zonas anódicas puntuales, acumulación de altas cantidades de lodos aceitosos, de alta humedad, alta conductividad y bajo pH y esfuerzos residuales en la zona debido al doblado en frio y expandido”.

Figura 05. Daños observados en los tubos recientemente reemplazados con menos de seis meses de servicio.

ALCANCE DETERMINADO POR MANTENIMIENTO DE PLANTA PARA PRÓXIMA PARADA:

Debido a la alta frecuencia de fallas y tomando en cuenta los años de servicio de los tubos en ambos componentes, 20 años en el caso del sobre-calentador y 49 años (tubos originales) en el caso del banco de convección, se tomó la decisión de llevar a cabo el reemplazo de la totalidad de los tubos en ambos componentes.

Del sobre-calentador el reemplazo de todo el haz de tubos de este componente se puede observar en la “Figura 06”.

Figura 06. Vista general de los colectores del sobrecalentador una vez que se removieron los tubos de dicho componente.

Del banco de tubos de convección el reemplazo de todos los tubos del banco de convección se puede observar en la “Figura 07”.

Figura 07. Vista del domo inferior durante el proceso de reemplazo de los tubos del banco por sectores.

DE LA EVALUACIÓN DE CONDICIÓN (CONDITION ASSESSMENT)

Ante la posibilidad de recuperar la data operacional registrada, información histórica, en esta caldera se llevó a cabo el análisis de la misma para cubrir una Primera Fase y se asociaron estas condiciones con mecanismos de daños creíbles, con la finalidad de establecer un Plan de Inspección basada en la evaluación de condición y/o RBI.

Además de los parámetros que típicamente monitorea el operador y que hemos indicado antes en el Análisis de la Situación:

  • carga de la unidad (flujo, presión y temperatura del vapor producto).
  • flujo del agua de alimentación.
  • flujo de combustible.
  • nivel de agua dentro de un rango especificado y cumplimiento de la frecuencia de los análisis de control químicos del agua de alimentación y de la caldera.

Desde el punto de vista de registros de operación se solicitaron las variaciones de temperaturas de piel de tubos de sobre-calentadores, de la parte inferior y superior del domo superior, se compararon las condiciones de las curvas de arranque reales versus las curvas planteadas por el fabricante. La información operacional se graficó y se vieron las tendencias de los parámetros límites en diferentes momentos de operación, como se muestra en la “Figura 08”, donde llama la atención que coincidieron condiciones inadecuadas para garantizar la fiabilidad de la caldera.

En esta gráfica se resaltan condiciones críticas como, una curva de arranque que se prolongó por más de once horas, cuando la curva del fabricante llevaba la caldera a su carga nominal en seis horas; periodos en el proceso de arranque donde ya a la presión nominal de la caldera se observan flujos de vapor bastante bajos y aunque no se llegaron a los extremos de alarmas y disparos, se observaron fluctuaciones bastante severas de nivel de agua. Todo lo anterior genera limitaciones de circulación de agua al interior de la caldera con el consecuente bajo enfriamiento de las paredes de los tubos, además de sedimentación y deposición de los sólidos suspendidos en el agua. Además, vale la observación de que el proceso de arranque coincidiera con la contaminación del condensado con agua de mar.

Figura 08. Gratificación de parámetros operacionales donde coinciden varias condiciones inadecuadas para la integridad de la caldera.

Además del análisis de la información operacional:

Se evaluaron y conocieron las características del diseño original de la caldera (planos y parámetros de operación del fabricante).

Se verificaron modificaciones o alteraciones tanto mecánicas como en las condiciones operacionales.

Desde el punto de vista de mantenimiento se levantó información de:

  • Las rutinas llevadas a cabo durante las paradas por mantenimiento y los informes generados.
  • Los registros de verificación y calibración de instrumentos de medición, lazos de control y dispositivos de seguridad.
  • Los mantenimientos mayores y reparaciones de los últimos años.

Se revisaron los históricos de fallas, contando con un único informe de análisis de falla.

Se solicitaron los registros de control químico y se evaluaron las tendencias, comparando estos valores con las condiciones de carga de la unidad, los registros de los acondicionamientos durante los periodos fuera de servicio.

Se analizaron los reportes de inspecciones previas y la efectividad de la aplicación de ensayos no destructivos en función de los mecanismos de daños esperados.


Para cerrar esta Primera Fase de la Evaluación de Condición se llevaron a cabo entrevistas con personal de operación, mantenimiento, fiabilidad y control químico.


De lo anterior, se desarrolló y se ejecutó un Plan de Inspección considerando los componentes en los que pudieran estar generándose mecanismos de daño creíbles. Los hallazgos más relevantes hechos durante la ejecución de Plan de Inspección (Segunda Fase) se presentan a continuación, llamando la atención de lo que fue el alcance del mantenimiento mayor reciente versus lo que debió haberse considerado adicionalmente antes estos hallazgos.

DE LOS RESULTADOS DE LA EJECUCIÓN DEL PLAN DE INSPECCIÓN

Los resultados obtenidos en el estudio de Evaluación de Condición y una vez ejecutado el Plan de Inspección, se resaltan los hallazgos relevantes en varios de los componentes inspeccionados.

En principio, de la evaluación de la información en la Primera Fase se concluyó que la caldera se encontraba en una condición de Muy Bajos Niveles de Seguridad y Muy Alto Riesgo por la condición operacional de los principales sistemas de seguridad.

El Sistema de Control General de la Caldera, debido la falta de actualización y no cumplir los plazos de calibración y verificación de la instrumentación asociada, no son fiables y no permite a los operadores ubicar la condición real de la caldera ante una contingencia de Sobrepresión, Pérdida de Nivel de agua o problemas de Combustión. Los valores de los Parámetros Límites Críticos utilizados no van en línea con lo observado.

Se considera imperativo actualizar el sistema de control antes de cualquier otra acción de mantenimiento o rehabilitación.

Ejemplo de esto se muestra en la “Figura 09” donde las vistas de los niveles de agua alcanzados en el interior del domo superior tendrían que haber causado alarmas y disparos de la unidad.

Figura 09. Vistas varias de los niveles de agua observados durante la inspección del Domo superior.

Enfocado en los Niveles de Fiabilidad Mecánica, se encontró una condición de Bajos Niveles de Fiabilidad. En adición a los componentes ya contemplados dentro del Plan de próximo Mantenimiento Mayor, seleccionados por la frecuencia de fallas recientes y los tiempos de funcionamiento (Tubos del Sobre-calentador y Tubos del Banco de Convección), se resaltan algunos hallazgos que han de tomarse en cuenta para redefinir el nuevo alcance de lo que serán los próximos mantenimientos mayores:

  • Reemplazo de los colectores del Sobre-calentador por avanzada condición de envejecimiento por degradación térmica “Ver Figura 10”.

NOTA: De haber observado-considerado esta condición antes de determinar el solo reemplazo de los tubos del sobre-calentador, se habría podido procurar e instalar el paquete completo fabricado en taller, con todo el aseguramiento de la calidad y evitar defectos debido a la instalación de los tubos dentro de la caldera en colectores y tubos conectores envejecidos.

  • Reemplazo de un panel de tubos del techo que se encontraron deformados por eventos de fluctuación de nivel (bajo nivel) “Ver Figura 11”.
  • Reparación de discontinuidades (socavaciones y grietas) en la raíz de la soldadura en uniones de colectores superiores de paredes laterales – tubos de transferencia al domo superior “Ver Figura 12”.
  • Reemplazo de atomizador del atemperador y reparaciones o reemplazo del punto de acople de este dispositivo por daños generados, normalmente debido a fatiga térmica.

NOTA: De haber considerado este reemplazo se garantizaría el buen control de temperatura del vapor producto y se prevendría el daño prematuro del segundo paso del sobre-calentador, por una atemperación inadecuada.

Figura 10. (Arriba) - Metalografía no destructiva en el colector de 14" mostrando evidencias de envejecimiento por sobrecalentamiento (Abajo) vista de condición del colector de 14" donde se observan daños-reparaciones previas - no registradas.
Figura 11. (Izquierda) - deformación de tubos de techo. (Derecho) - deformación de tubos de transferencia de vapor saturado al sobre-calentador.
Figura 12. Discontinuidades demarcadas en soldaduras en colectores superiores laterales.
Figura 13. Detección de defectos, posiblemente por fatiga térmica en el acople del atemperador a la tubería de transferencia entre los sobre-calentadores.

Dentro de los lineamientos de la metodología de Inspección Basada en Riesgo (RBI) o Evaluación de Condición (Condition Assessment), se debe activar la Tercera Fase ante la generación de la siguiente recomendación:

  • Evaluación de los puntos de mayor concentración de esfuerzos y alineación del domo de vapor que por eventos de alta fluctuación de nivel de agua, muestra deformación en los ángulos de sujeción del Domo superior o de vapor “Ver Figura 14”.

Figura 14. Vista de la deformación de los ángulos sujetadores de la caldera.

SIGUIENTE NIVEL - MONITOREO DE VENTANAS DE INTEGRIDAD OPERACIONAL

Claros en los Parámetros Límites Críticos de una caldera industrial y su relación con los mecanismos de daños que pudieran actuar en los varios componentes antes sus desviaciones, más allá de los que típicamente el operador verifica dentro de la forma tradicional de “garantizar” el caudal de vapor a la presión y temperatura que requiere el proceso, sin considerar los efectos dañinos en los varios componentes de la caldera, se abre la oportunidad de instruir al equipo de operaciones y fiabilidad para establecer la modalidad de Monitoreo en Tiempo Real de los Parámetros Límites Críticos Operativos, de manera que estos se controlen de forma permanente para generar acciones correctivas acertadas e inmediatas, durante la operación de las calderas, con el fin de optimizar la seguridad operacional y la eficiencia, además de identificar las condiciones o contingencias que promueven la generación de mecanismos de daño probables y creíbles en cada componente de la caldera, con la consecuente pérdida de fiabilidad en caso de no controlar suficiente y oportunamente estos límites operativos.

El Monitoreo en Tiempo Real de los Parámetros Límites Críticos Operativos, de acuerdo con lo que plantea la Práctica Recomendado de API 584 “Ventanas de Integridad Operacional” (IOW) debe alimentar día a día el próximo Plan de Inspección basado en riesgos (RBI) o evaluación de condición (Condition Assessment) y los Mantenimientos a corto y mediano plazo de la caldera.

DISCUSIÓN Y CONCLUSIONES

El presente análisis comparativo entre la tendencia a definir alcances de mantenimientos mayores en función de fallas frecuentes y recientes, frente a la definición de dicho alcance basado en los resultados de una inspección, tampoco tradicional, basada en riesgo (API/ASME) o evaluación de condición (EPRI), aunque las fallas no se hayan manifestado, garantizan la seguridad operacional y fiabilidad de las calderas.

Por otro lado, contar con la opción de identificar las “Ventanas de Integridad Operacional” (IOW) – los Parámetros Límites Críticos Operativos y llevar a cabo su Monitoreo en Tiempo Real, para que el operador alineado e instruido en esta nueva metodología:

  • Genere acciones correctivas acertadas e inmediatas, con el fin de optimizar la seguridad operacional y la eficiencia.
  • Identifique las condiciones o contingencias que promueven la generación de mecanismos de daño probables y creíbles en cada componente de la caldera, con la consecuente pérdida de fiabilidad.

Llevará a la inspección y mantenimiento de la caldera, del Nivel promedio actual basado en fallas frecuentes e inspecciones visuales o limitadas a mediciones de espesores, aun sabiendo que el mayor porcentaje de los mecanismos de daños actuantes no manifiestan pérdidas de espesores, a un Nivel de Monitoreo de Condición en Tiempo Real.

Adicionalmente, en el presente trabajo se reitera la conveniencia de llevar adelante planes de inspección de calderas, basándose en antecedentes de funcionamiento, que además de los históricos de control químico y contaminaciones, procesos de preservación, antecedentes de fallas, mantenimientos, reparaciones, regímenes de operación (ciclado), entre otra información, con lo que se permitirá definir los posibles mecanismos de daños a generarse en cada componente de la caldera y un Plan de Mantenimiento mucho más efectivo, con el consecuente aumento de la seguridad operacional y fiabilidad.

Los planes de inspección no pueden limitarse a inspecciones visuales y mediciones de espesores, ya que existe una variedad de mecanismos de daño que no serán detectados y cuantificados haciendo uso únicamente de estos métodos.

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