Normativa tecnica ed indicatori per la gestione nel tempo ...

1Dipartimento innovazioni tecnologiche e sicurezza degli impianti prodotti e insediamenti antropiciDipartimento innovazioni tecnologiche e sicurezza degli impianti prodotti e insediamenti antropici1

Normativa tecnica ed indicatori per la gestione nel tempo di

impianti ed attrezzature a pressione

Corrado Delle Site

INAIL DIT

Seminario "La gestione sicura dell’invecchiamento delle attrezzature negli stabilimenti Seveso nell’ambito delle verifiche ispettive ex art. 27 del d. Lgs . 105/2015"Roma 23.0302018

(pag. 1/4)

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Dipartimento innovazioni tecnologiche e sicurezza degli impianti prodotti e insediamenti antropici

Introduzione

• L’invecchiamento è un problema emergente per gli impianti di processo in Europa

• La costruzione di impianti nuovi è ostacolata da problemi economici

• Molti recipienti a pressione e reattori stanno diventando vecchi

• Per valutare l’idoneità al servizio di impianti vecchi occorre valutare la vita residua



Impianti a pressione in Stabilimenti RIR

IMPIANTI A PRESSIONE

STABILIMENTI RIR

Depositi gas liquefatti Stabilimenti chimici e

petrolchimici Centrali termoelettriche Raffinazione petrolio ecc.

60%

40%

AcciaierieDepositi olii mineraliDepositi esplosiviImpianti trattamento/recuperoDeposito tossici/ fitofarmaciGalvanotecnica, ecc.

NB: Tali stabilimenti non sono impianti a pressione ma contengono attrezzature a pressione per uso tecnologico (es. criogenici, aria compressa, ecc.)


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• esplosione a bordo nave SS Sultana• tre delle quattro caldaie esplosero• 1,800 dei 2,400 passeggeri furono uccisi• le caldaie del Sultana erano esplose a causa di basso livello di acqua e una

riparazione inadeguata.

1865 - Uno dei più grandi disastri marittimi nella storia degliStati Uniti, sul fiume Missisipi:



1905 – Incidente Brokton USA

disastrosa esplosionecaldaia di una fabbrica di scarpe uccidendo 58personeferendone altre 117danno patrimoniale di ¼ milione di dollari.

necessità di avere regole nella costruzione dellecaldaie a vapore

5


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1915 - Dopo 3 anni di innumerevoli incontri e udienze pubbliche fu adottata nellaprimavera del 1915 una stesura finale del primo “ASME rules” for construction ofstationary boilers and for allowable working pressures.



ANNO TOTALE

ESPLOSIONI

ESPLOSIONE DOVUTA A

CATTIVA CONDIZIONE DELLE

CALDAIE

VALVOLE DI SICUREZZA

SOVRACCARICHE O IN

CATTIVE CONDIZIONI,

SCARSITÀ DI ACQUA,

INCROSTAZIONI

CAUSE SCONOSCIUTE O

ESTERNE

1864 16 8 7 1

1865 12 10 2 0

1866 18 7 8 3

1867 19 9 8 2

1868 24 11 10 3

1869 18 9 8 1

TOTALE 107 54 43 10

7

Se diamo uno sguardo più attento alle differenti cause di esplosioni possiamo constatare che una grande percentuale poteva essere evitata con ispezioni

appropriate e periodiche. [Rif. Cause di esplosione di caldaie in Francia (Vincotte)]


Verifiche Periodiche

(DM 329/04, DM 11.4.11UNI TS 11325-12)

Risk-Based(UNI TS 11325-8)

Fitness for ServiceUNI TS 11325-9

Difetti?

si

no

ispezione

Riparazione?

si

no

Riparazioni Riparazioni temporaneeUNI TS 11325-5

La riparazione ha avuto esito positivo? sino

Decommissioning

Messa in servizioDM 329/04

UNI TS 11325-6

Progettazione e Costruzione- 2014/68/UE (PED)

Norme NazionaliVSR, VSG, M, S

Norme armonizzate

Le verifiche durante il ciclo di vita di un’attrezzatura


(*) t0=40 anni,

analisi preliminare t=10 anni

Temp>T0

no

Meccanismi di danno

Creep

UNI TS 11325-2

No Creep

n>500

no

Fatica

UNI TS 11325-11

No Fatica

si si

no

Corrosione

UNI TS 11325-9

No corrosion

si

0

t

s time>t0(*)

no

UNI TS xxx

No Ageing

si

Degrado metallurgico

Indicatori di degrado – meccanismi tempo dipendenti

Indicatori di degrado



Definire la vita consumata a creep

CALCOLI REPLICHE

MetallograficheCONTROLLI

NON distruttivi

intervallo di ulteriore esercizio dell’attrezzatura in

sicurezza

Effetti dei

giunti saldatiEffetti della

corrosione

Sommare il contributo della vita consumata

per fatica zsf=zs +zf

n

i i

ic

H

hz

1

Cr=0.9

i

cirif fII )(*)(

•Danno creep

•Estensione

Controlli

•Monitoraggio

Metodi convenzionali“Master Curve”

Metodi alternativi “Ωmethod”

ASTM A182 F 11

10000

15000

20000

25000

0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5

log () (MPa)

PLM ASTM DATA

Curva di Interpolazione

Danno creep 1 2 3 4 5

UNI TS 11325-4 Max 87120Min 29241

Max 69696Min 14620

Max 43560Min 7602

Max 17424Min 2340

Riparazione

1. Vita consumata per scorrimento viscoso

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2. Frazione di Vita Consumata per Fatica

mKCdN

da

Stabile Instabile

Curva FAD crescita di un difetto



3. Calcolo di vita consumata per creep-fatica

Frazione di vita per danno creep-fatica con la

regola lineare di Roberson

zsf=zs +zf ≤ Danno limite

(Danno limite ricavabile da figure per ogni classe di materiale)

Vita consumata:

zsf=OC/OV

STABILE



4. Vita consumata per corrosione

RC

SSVR imoattuale min

RC: rateo di corrosione



Vita consumata e ore di esercizio [HSE RR509]

Stage 1 Stage 2 Stage 3 Stage 4

Initial Maturity Ageing Terminal

Post Commissioning

Risk-Based

Deterministic Monitoring



Medio-bassa

bassa

Media

Alta

Stage 1 Stage 2 Stage 3 Stage 4

Estensione dei controlli

Fasi di vita e estensione controlli [HSE RR509]



RIS

CH

IO

LIVELLO DI ISPEZIONE

RISCHIOutilizzando un’analisi RBI ed ottimizzando il

programma di ispezione

RISCHIOCon programmi di ispezione

tipici

Rischio Residuo non eliminabile dall’uso di un’analisi RBI

Risk Based Inspection

Metodologia che offre un valido strumento ai fini di una ottimizzazione della pianificazione delle ispezioni in funzione di una valutazione basata sul rischio.



PROBABILITA’ EVENTO PoFCONSEGUENZA FINALE

CoFRISCHIOX =

A B C D E

COF – Consequence Category

LO

F –

Lik

eli

ho

od

Cate

go

ry

5

4

3

2

1

ALTA

MEDIO-ALTA

MEDIA

BASSA

CATEGORIA DI RISCHIO

Matrice di Rischio



A B C D E

COF – Consequence Category

LO

F –

Lik

elih

oo

d C

ate

go

ry

5

4

3

2

1

RP

Esempio RBI – Livelli di rischio

RP

1

2

1 Caso 1 – reattore di impianto petrolchimico (livello di rischio dopo 22 anni con 2 ispezioni generiche)

2 Caso 2 – reattore di impianto petrolchimico (livello di rischio dopo 22 anni con 4 ispezioni specifiche HTHA)



API 580, “Risk Based Inspection”

API 581, “Risk Based Inspection – Base Resource Document”

HSE CONTRACT RESEARCH REPORT 363/2001, “Best Practice for Risk Based Inspection

as a part of Plant Integrity Management” (HSE Book)

CWA 15740 Risk Based Inspection and Maintenance Procedures for European Industry

(RIMAP)

CEN TC 319 – prEN 16991 Risk Based Inspection

normativa di riferimento



CINETICA DEI MECCANISMI DI DANNO

I meccanismi di danno possono essere suddivisi in due macro-categorie:

Veloci Lenti

• Brevi intervalli di esercizio• T<10 years (orientativo)• Fatica ad alto n. di cicli• Surriscaldamento• Carichi imprevisti• Shock Termici

• Lunghi intervalli di esercizio• T>40 years (orientativo)• Degrado Metallurgico dei

materiali



Degrado dei materiali da prolungato esercizio

• Softening/Addolcimento

• Embrittlement/Infragilimento

• Decarburization/Decarburazione

• Carburization/Carburazione

• Graphitization/ Grafitizzazione

• ecc

Dopo t=40 anni sono suggerite ispezioni addizionali per verificare l’assenza di meccanismi «lenti»



Esempio: Sensibilizzazione in reattore in acciaio inox

•AISI 304

•Anni di esercizio 35

•T=490 °C, p=4,5 bar, per un anno

•T=440°C, p=5 bar, per 34 anni

•T>450°C

•Rischio sensibilizzazione •Piano di controllo :

•Repliche metallografiche

•UT

•PT

Esito finale: lieve sensibilizzazione ---------------------------------------------Monitorare evoluzione dannoDefinire un piano controllo futuroNon superare 450° C


Invecchiamento in valvole di sicurezza

TARATURA

ESERCIZIO

INVECCHIAMENTO

MANUTENZIONE

Verifica dell’apertura dellavalvola alla pressionestabilita

Valvola esposta a fluidi di processo, alte/basse temperature, ecc.

Incollaggio dell’otturatore nellasede.Causa:Valvole esposte per lunghiperiodi a fonti di calore (adesempio la luce solare estiva),risultano spesso affette daquesta problematicaEffetti:apertura della valvola apressioni superiori rispetto aquella prevista di 17,65 bar(GPL).

La manutenzione prevede:• Pulizia interna ed esterna

della valvola;• Eventuale sostituzione di parti

danneggiate (molla odotturatore ad esempio);


• TUBAZIONI1

• CREEP2

• Sorveglianza GV3

• CREEP4

• Riparazioni temporanee5

•Messa in servizio6•Esclusioni - note tecniche condivise7

• RBI8

• FFS9

• CREEP2

• CREEP4

• RBI8

• FFS9Sorveglianza 10

• TUBAZIONI1

• Degradox

Struttura della UNI TS 11325 (e collegate)

• Prova di pressionex

• Fatica11

•Sorveglianza3

• Sorveglianza GV10

INTEGRITA’ GEN VAPORE ESERCIZIO

Riparazioni

temporanee5Messa in

servizio6

Locali (bozza) X

Verifiche Periodiche (inchiesta)

12

• Verifiche Periodiche 12

• Fatica11

QUADRO D’INSIEME E AGGIORNAMENTO DELLE SPECIFICHE TECNICHE SERIE UNI TS 11325


Il ruolo delle PnD nella valutazione dell’invecchiamento

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ConclusioniPer i meccanismi tempo-dipendenti (creep, fatica, corrosione), al fine di valutare lo stato didegrado/invecchiamento di un’attrezzatura a pressione è utile valutare la frazione di vitaconsumata.

La conoscenza della vita consumata può dare infatti indicazioni sull’estensione delle PnD daeffettuare sul componente (più elevata la vita consumata più elevati i controlli).

Le Specifiche Tecniche della serie UNI TS 11325 costituiscono un set di norme per la valutazione deimeccanismi tempo-dipendenti e il degrado metallurgico dei materiali dovuto al prolungato esercizio

I controlli obbligatori per legge esame visivo e controllo spessimetrico, sono spesso insufficienti avalutare l’invecchiamento di un’attrezzatura.

E’ utile programmare le ispezioni da effettuare sul componente utilizzando una metodologia RBI, alfine di individuare i controlli più idonei in funzione del rischio del componente.

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