Valutazione dello stato di integrità di componenti dell'industria petrolifera affetti (Estratto...
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Estratto dalla Tesi di Laurea: “VALUTAZIONE DELLO STATO DI INTEGRITÀ DI COMPONENTI DELL'INDUSTRIA PETROLIFERA AFFETTI DA DANNEGGIAMENTI PER CORROSIONE” STUDENTE: VIRGILIO SANTONICOLA RELATORE: TOMMASO PASTORE
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Estratto dalla Tesi di Laurea:
“VALUTAZIONE DELLO STATO DI INTEGRITÀ DI COMPONENTI
DELL'INDUSTRIA PETROLIFERA AFFETTI DA
DANNEGGIAMENTI PER CORROSIONE”
STUDENTE: VIRGILIO SANTONICOLA
RELATORE: TOMMASO PASTORE
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1. NORMA API 579
La normativa API 579 fornisce una procedura standardizzata per la conduzione
di una verifica di “fitness for service” (FFS) di componenti affetti da
danneggiamenti per corrosione. Essa è un chiaro esempio di “usable
procedure”: l’utente ha a disposizione tutte le direttive necessarie allo
svolgimento di una FFS, compresa una chiara spiegazione delle nozioni
contenute nei codici di design dei componenti.
La prima edizione, pubblicata nel 2000 dall’API1, fornisce le linee guida per
condurre una FFS di componenti danneggiati con riferimento alla sola industria
petrolifera. In particolare tali componenti sono identificabili e classificabili come
recipienti in pressione, piping e serbatoi di stoccaggio.
Una seconda edizione pubblicata nel 2007 in collaborazione con l’ASME2, con il
codice “API 579-1/ASME FFS-1”, estende il campo di applicazione della
procedura a altri settori industriali (Ref. /5/).
1.1. Generale
1.1.1. Struttura del documento
La norma API 5793 è caratterizzata da una struttura modulare evidenziata nello
schema a blocchi di figura 1.1.
I moduli sono suddivisi a seconda della natura del danneggiamento del
materiale4, in modo da renderne immediato l’utilizzo e l’aggiornamento. Ciascun
modulo o sezione riporta in maniera chiara i campi di applicazione, i limiti della
procedura e i dati richiesti in suo supporto.
1 American Petroleum Institute 2 American Society for Mechanical Engineers 3 Per semplicità ogni volta che è menzionata la API 579, si fa riferimento a quella del (Ref. /5/) 4 Vedi paragrafo 1.2.2 per il dettaglio delle classi di danneggiamento
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5Figura 1.1: Struttura generale della norma API 579
Per facilitarne la consultazione in ogni sezione vengono incluse anche relazioni
di calcolo, tabelle riassuntive, esempi applicativi e figure.
La chiarezza espositiva è completata dall’aggiunta di apposite appendici, nelle
quali sono riportate curve di riferimento per le caratteristiche dei materiali, valori
di alcuni coefficienti di sicurezza ed equazioni di design per le apparecchiature
in pressione.
1.1.2. Classi di danneggiamento
Le classi di danneggiamento contemplate dalla norma sono riportate nello
schema a blocchi di figura 1.2. Tale suddivisione è utilizzata per accumunare le
diverse parti di assessment sviluppate nella norma, facilitando l’individuazione
della causa di danneggiamento primaria, quando questa non è certa. Ad
esempio, la perdita di metallo per corrosione/erosione può essere associata ai
casi di corrosione generalizzata, localizzata e ai fenomeni di pitting Inoltre, si
evidenziano le possibilità in cui la stessa procedura può essere utilizzata per
cause di danneggiamento diverse: per esempio, il metodo previsto per
l’assessment delle perdite di metallo localizzato6 può essere impiegato sia nel
5 Diagramma riportato nella figura 4 del (Ref. /6/) 6 Vedi la sezione 5 del (Ref. /5/)
CORPO CENTRALE
Procedura generale di FFS e casi particolari suddivisi per la classe di danneggiamento
(corrosione, incendio, meccanica, etc)
APENDICE A:
Equazioni dello spessore e del
MAWP per la FFS (formule codici di
design)
APPENDICE B:
Formule per l’analisi dello stato di stress
APPENDICE C:
Fattori di intensità dello sforzo (K, J)
APPENDICE F:
Proprietà meccaniche e
fisiche dei materiali
APPENDICE G:
Meccanismi di danneggiamento
Altre appendici….
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caso in cui il danno è dovuto a fenomeni corrosivi, sia nel caso di danni per
incendio, sia nel caso di un danneggiamento di natura meccanica.
7Figura 1.2: Procedure di assessment da utilizzare in funzione del tipo di danneggiamento
1.1.3. Applicabilità, limiti della procedura e dati richiesti
La procedura di FFS sviluppata con la norma API 579, utilizzata in aggiunta ai
codici di ispezione, API 510, API 570, API 653 e al NB-238, determina l’idoneità
del componente a continuare l’esercizio, laddove le ispezioni hanno mostrato la
presenza di difetti e degrado.
7 Schema a blocchi della figura 2.1 del (Ref. /5/) 8 National Board Inspection Code
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Essa può essere impiegata per l’assessment e il “rerating” di tutti i componenti
progettati e realizzati secondo i seguenti codici9:
ASME B&PV10 code, section VIII, division 1;
ASME B&PV code, section VIII, division 2;
ASME B&PV code, section I;
ASME B31.1 piping code;
ASME B31.3 piping code;
API 62011;
API 65012.
È specificato, inoltre, che la procedura può essere utilizzata anche per
l’assessment di componenti non realizzati secondo i codici sopra elencati,
purché siano noti gli attributi alla base dei codici ASME e API:
le specifiche e caratteristiche del materiale: curve di resistenza in funzione
della pressione e della temperatura, dati ricavati dagli “Hydrotest” iniziali e
dalle “Non Destructive Examinations” (NDE);
design di tutte le parti del componente, con indicazione degli stress
ammissibili e degli spessori necessari alla resistenza alla frattura;
requisiti del materiale a operare in condizioni particolari di carico (fatica e
creep);
dettagli dei processi di fabbricazione e qualità della lavorazione, con
particolare attenzione alle ZTA13.
In alternativa, si può scegliere di ricondurre la specifica del materiale del
componente in esame a una equivalente ASME o API accettata dalla norma.
Oltre i dati pregressi del materiale, elencati sopra, è opportuno un excursus del
piano di manutenzione e dello storico di esercizio, attraverso:
la misura dei parametri attuali di esercizio: pressione, temperatura, fluido
operativo, Crate; 9 Vedi paragrafo 1.2.2 del (Ref. /5/) 10 B&PV sta per Boiler e Pressure Vessel 11 Utilizzata per i serbatoi di stoccaggio (Tank) 12 Riferita ai serbatoi di stoccaggio in acciaio 13 ZTA sta per zona termicamente alterata
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identificazione delle cause che possono variare le condizioni di esercizio:
influenza dell’ambiente operativo e di quello esterno;
esame dello storico di esercizio del componente, connesso a quello
dell’impianto: data di installazione e delle successive modifiche/riparazioni
effettuate.
1.1.3.1. Classificazione dei componenti per il livello di
Assessment
Dopo aver specificato i componenti per i quali è possibile applicare la procedura
di FFS della norma API 579, si riporta ora una classificazione dei componenti
che facilita la scelta del livello di assessment in una procedura di FFS. Si
suddividono i componenti in tre categorie – A ,B e C – ad ognuna delle quali è
associato un livello di valutazione:
Componenti di tipo A: sono quelli caratterizzati da equazioni di design che
mettono in relazione la pressione e altri carichi allo spessore di parete richiesto.
Ad esempio:
recipienti in pressione a sezione cilindrica o conica;
recipienti in pressione e altri di tipo sferico;
sezioni diritte dei componenti di un “piping”;
elementi curvilinei di una pipe che non hanno connessioni strutturali;
serbatoi atmosferici a sezione cilindrica.
Componenti di tipo B: questi non hanno equazioni di design che legano la
pressione ed altri carichi allo spessore di parete richiesto. Ma per essi è
possibile ottenere una configurazione accettabile, a valle di una procedura di
design codificata. Ne fanno parte tutti i componenti caratterizzati da
discontinuità strutturali importanti. Ad esempio:
tubi di ingresso e uscita (principali e secondari) di un vessel o di un tank e
le diramazioni di un sistema di piping;
la zona rinforzata di una connessione conica;
le giunzioni tra un corpo cilindrico e la testa piatta;
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le flange di collegamento di un sistema di piping.
Componenti di tipo C: questi non hanno equazioni di design che legano la
pressione ed altri carichi allo spessore di parete richiesto. Inoltre non hanno una
procedura di progettazione codificata per determinare gli stress locali. Ad
esempio:
le giunzioni tra la testa e la parete esterna di un vessel;
gli anelli rigidi attaccati alla parete laterale;
gli elementi di supporto di un vessel;
la giunzione in corrispondenza della parete di fondo di un tank.
1.2. Metodi per l’acquisizione dei dati ispettivi
Le valutazioni di una FFS sono sviluppate a partire dall’esecuzione di una
campagna ispettiva del componente. I dati ottenuti saranno utilizzati per
valutare i parametri di riferimento per l’assessment14.
Le ispezioni possono essere eseguite secondo due modalità di lettura dello
spessore di parete: basandosi sulla lettura dello spessore per punti – “Point
Thickness Readings” (PTR), oppure ricavando un profilo critico dello spessore –
“Critical Thickness Profiles” (CTP).
1.2.1. Point Thickness Readings (PTR)
La lettura dello spessore per punti è eseguita acquisendo nell’area corrosa un
campione casuale di spessimetrie e valutando lo media di tali letture tam. Tale
procedura è utilizzabile per l’assessment di aree in cui la variazione dello
spessore è piccola, concentrata intorno a un valore medio. Infatti, la sua validità
è basata sul calcolo della covarianza15 (COV) della popolazione di letture dello
spessore.
14 Vedi il paragrafo 1.8, in cui si riportano i passi della procedura di valutazione, in cui si evince l’importanza dei dati ottenuti dalle ispezioni 15 La covarianza (COV) è definita come il rapporto tra la deviazione standard e la media del campione in esame (vedi figura 1.3).
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Come mostrato nella figura 1.3, un piccolo valore della covarianza del
campione di dati è collegato a una minima variabilità dello spessore di parete
del componente. Quindi, corrisponde al caso di perdita di materiale
generalizzata (corrosione uniforme).
Figura 1.3: relazione tra la covarianza e la lettura dello spessore di parete
Se si utilizza una lettura dello spessore per punti, come indicato al par. 1.3.3.2
del (Ref. /5/), si deve verificare che il nostro componente rientri nella casistica di
corrosione uniforme, attraverso le seguenti procedure:
ispezione del componente eseguita con un esame visivo, radiografico o
con metodi non distruttivi (NDE);
acquisizione di minimo 15 letture dello spessore, a meno che l’ispezione
mediante NDE non confermi la perdita di metallo uniforme;
il valore della covarianza (COV) deve essere inferiore al 10%, altrimenti
occorre ricorrere all’utilizzo di un profilo critico dello spessore (CTP).
1.2.2. Critical Thickness Profiles (CTP)
La valutazione di un profilo critico è utilizzata quando la covarianza del
campione di spessimetrie è maggiore del 10%, indicando una perdita di
materiale di tipo localizzata (corrosione non uniforme).
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Figura 1.4: Esempi di determinazione del piano di ispezione (Ref. /5/)
In questo caso, dopo aver identificato la regione di metallo corrosa, occorre
individuare il piano di ispezione sul quale identificare il profilo critico delle letture
di spessore (CTP). Tale scelta dipende dal componente specifico preso in
considerazione, come evidenziato dai casi particolari di figura 1.4.
Stabilito il piano di ispezione, occorre realizzare una serie di misurazioni
nell’area corrosa, al fine di ottenere una griglia di letture dello spessore. Ai fini di
un’analisi corretta, tali letture devono essere eseguite con una spaziatura
adeguata. Nel caso in cui la superficie corrosa non sia accessibile per
un’ispezione visiva, la norma suggerisce una relazione sperimentale, per
determinare la spaziatura di lettura:
4.1 0.36 ; 2
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Figura 1.5: Griglia di misure nel piano di ispezione e calcolo del CTP (Ref. /5/)
Nella figura 1.5 è riportato un esempio di calcolo del CTP nel caso di una
superficie cilindrica. Si evidenzia anche come si possa determinare il CTP nella
direzione longitudinale (Mi) e circonferenziale (Ci), individuando dalla griglia di
misure a disposizione i valori minimi dello spessore lungo queste direzioni.
Ricavato il CTP occorre calcolarne la lunghezza nella direzione longitudinale e
in quella circonferenziale, rispettivamente indicate con le lettere s e c nella
figura 1.6(b) e 1.6(c). Tali lunghezze vengono determinate confrontando lo
spessore considerato per l’assessment16 con lo spessore nominale del
componente o con quello letto lontano dalla zona di corrosione individuata. Ad
esempio, in riferimento alla figura 1.6(b) la lunghezza s corrisponde alla
distanza compresa tra i punti in cui il CTP interseca il valore dello spessore
minimo tmin, oppure, come nel caso della 1.6(c), in cui la dimensione di c è data
dall’intersezione tra il CTP e lo spessore caratteristico dell’assessment tc.
Inoltre, nel caso in cui vi siano più regioni confinanti/vicine fra loro caratterizzate
da una perdita di materiale, per determinare s e c si ricorre alla metodologia
indicata nella figura 1.7 e 1.8. Si procede assimilando le aree dei difetti ad
un’area unica definita scegliendo la lunghezza massima longitudinale e
circonferenziale tra quelle delle aree confrontate.
16 Può essere sia la media degli spessori tam, sia lo spessore caratteristico tc che lo spessore minimo di parete tmin calcolato secondo il paragrafo A2 all’Appendice A del (Ref. /5/)
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Figura 1.6: Metodo per determinare i CTP longitudinale (b) e circonferenziale (c) (Ref. /5/)
Se, al termine di questa operazione di assimilazione delle aree, quella unica
ottenuta va ad intersecarne un'altra precedentemente non contemplata, si
rivedranno i valori di s e c anche in funzione di quest’ultima17.
Figura 1.7: Esempio di determinazione di s per difetti vicini (Ref. /5/)
17 Vedi la figura 1.8 – step 3: i valori di s e c definiti allo step 2, vengono ampliati in modo da contenere anche l’area B.
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Figura 1.8: Esempio di procedura per ricavare le dimensioni s e c, nel caso di aree confinanti o
in vicinanza.
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1.3. Struttura dell’assessment
La norma API 579 è organizzata secondo tre livelli di assessment. In generale,
ogni livello è determinato da una scelta bilanciata tra:
il grado di conservatività;
la quantità di informazioni necessarie per la procedura;
l’abilità del personale che deve eseguirlo;
il grado di complessità dell’analisi.
Al crescere del livello, aumentano il dettaglio dei dati richiesti per l’analisi, i
requisiti minimi del personale, il costo e diminuisce la conservatività, come
riportato in maniera esemplificata nello schema di figura 1.9.
Figura 1.9: Schema dei livelli di approfondimento dell’assessment
Riassumendo:
1° livello di assessment: prevede uno screening conservativo dei dati, un
livello minimo di informazioni sullo stato del componente e per eseguire le
ispezioni. Può essere sviluppato da semplice personale ingegneristico;
2° livello di assessment: richiede maggiori informazioni sul componente,
anche attraverso l’utilizzo di metodi di ispezione non distruttivi. Deve
Livello 3:
analisi agli elementi finiti, curve nominali dei materilai
Livello 2:
carichi effettivi, T effettive, formule elastoplastiche
Livello 1 (poco accurato):
carico nominale, Tmax, formule elastiche
Fine dell’analisi
Livello crescente di accuratezza, know-how e
costi
Percorso 1 Percorso 2
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fornire dei risultati più dettagliati e accurati rispetto al livello precedente. e
deve essere eseguito da personale ingegneristico qualificato;
3° livello di assessment: è il livello meno conservativo, si basa su
valutazioni dettagliate dei materiali e delle ispezioni. Richiede analisi
numeriche specifiche – metodo degli elementi finiti (FEM) o calcoli di
fluidodinamica computazionale (CFD). Deve essere eseguito da ingegneri
con elevato grado di esperienza e conoscenza nell’applicazione delle
procedure di FFS.
Al crescere del livello di assessment, oltre ad aumentare l’accuratezza richiesta,
aumentano anche i costi di realizzazione che sono influenzati anche dal
dettaglio dei dati iniziali a disposizione. Nello schema di figura 1.9, sono
evidenziati due percorsi (1 e 2), il secondo dei quali inizia dal 2° livello di
assessment. A differenza del percorso 1, al raggiungimento del 3° livello, il
percorso 2 risulterà più economico. In definitiva, la maggiore richiesta di
accuratezza dei dati iniziali, si traduce in un risparmio complessivo sulla
procedura di assessment.
1.3.1. Diagramma logico per la procedura di assessment
Figura 1.10: Esempio di “flow chart” per la procedura di assessment
1° Livello
Esecuzione dell’Assessment
2° e 3° Livello
Fit for service
NO
Riduzione dei parametri di design
SI
SI
Aumenta il livello di
Assessment
Inizio Assessment
SI NO Rerate
NO
Documentare i risultati
Ripara/ Sostituisci
Documentare i risultati
Reimpiego del componente
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Al fine di rendere più chiara e immediata la scelta del grado di assessment
necessario e lo sviluppo della stessa procedura, in ogni sezione della norma
API 579 sono riportati dei diagrammi logici (“flow chart”). Questi ci permettono
di ottimizzare le risorse e i risultati, evidenziando le correlazioni tra le varie fasi
e fornendo una visione d’insieme dell'intero procedimento e dell'ordine di
esecuzione delle varie istruzioni. Una sintesi di tali diagrammi è riportata nello
schema a blocchi di figura 1.10
1.4. Criteri di accettazione
Al termine dell’esecuzione di ogni livello di assessment ne è prevista la verifica
della validità, attraverso dei criteri di accettazione. Se il responso di questa
verifica è negativo, si valuterà se è più conveniente passare al livello di
assessment successivo o decidere di riparare, sostituire o declassare il
componente.
Tra i criteri di accettazione, quello di resistenza agli sforzi ammissibili è il più
utilizzato. Questo è basato sulla valutazione dello stato di stress in un dato
componente, dovuto alla geometria, ai carichi, alla presenza di difetti e ad altre
condizioni che dipendono dalle proprietà del materiale. Esistono in particolare
due criteri che rientrano in questa categoria: il criterio degli sforzi ammissibili –
“Allowable Stress” – e quello del fattore degli sforzi rimanenti – “Remaining
Strength Factor”, rispettivamente basati sul comportamento elastico-lineare e
sul comportamento elasto-plastico del materiale.
1.4.1. “Allowable Stress”
È un criterio di semplice esecuzione, ma porta a ottenere dei risultati
approssimativi del carico effettivo che il componente può sopportare senza
incorrere in fenomeni di rottura.
Esso si basa sul calcolo degli sforzi risultanti da diverse condizioni di carico e
sul successivo confronto con i valori ammissibili classificati a seconda del
componente, del carico all’origine dello stato di stress e della specifica del
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materiale18. Inoltre, nel caso di FFS la sua applicazione è limitata a causa della
difficoltà di stabilire lo stress limite per i componenti danneggiati.
1.4.2. Fattore degli sforzi rimanenti (RSF)
Permette una stima più accurata della capacità di carico del componente,
attraverso un’analisi non lineare degli sforzi, valutando i limiti di carico elastico e
plastico, le deformazioni caratteristiche del componente e l’influenza dei
fenomeni di fatica e di creep.
L’RSF è definito come il rapporto tra il limite plastico del componente
danneggiato (LDC) e quello del componente integro (LUC).
4.2
Il valore calcolato del RSF sarà confrontato con il corrispondente valore
ammissibile RSFa riportato in apposite tabelle per ogni sezione della normativa.
Se il valore calcolato (RSF) è maggiore di quello ammissibile (RSFa), allora il
componente danneggiato può restare in servizio, lasciando invariato il valore
della MAWP. Invece se RSF<RSFa, allora il componente deve essere riparato o
riqualificato. Nel caso di riqualifica mediante declassamento – “derating”– si
deve ridurre il valore della massima pressione operativa per continuare ad
utilizzare il componente:
4.3
1.5. Valutazione della vita residua (Rlife)
Dopo aver stabilito che il componente danneggiato è accettabile al momento
dell’assessment, è necessario determinare la sua vita residua. Tale valutazione
permette una appropriata pianificazione delle ispezioni e delle attività di
monitoraggio future.
18 L’appendice B.1 della API 579 riporta una panoramica dell’analisi degli sforzi, classificata in funzione della tipologia del difetto.
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La Rlife nel caso di corrosione generalizzata è calcolata come rapporto fra il
“future corrosion allowance” (FCA) e il Crate stimato dai modelli predittivi della
velocità di corrosione oppure sulla base dei dati progressivi di spessore resi
disponibili dalla sequenza delle ispezioni.
Si evidenziano due criteri di massima per la valutazione della Rlife: quello basato
sul calcolo dello spessore di parete minimo “Thickness Approach” e quello
basato sul calcolo della massima pressione operativa “MAWP Approach”.
1.5.1. “Thickness Approach”
Tale metodo basa il calcolo della Rlife sullo spessore minimo richiesto per le
condizioni di esercizio (tmin)19, sulla media degli spessori misurati con l’ispezione
(tam) e sulla stima della velocità di corrosione (Crate) (vedi paragrafo 3.2.1).
4.4
K è un parametro che dipende dal livello di assessment utilizzato e dalla
tipologia del componente in esame.
La sua validità è ristretta ai componenti di tipo A20 e risulta non conservativa se
applicata ad altri componenti.
1.5.2. “MAWP Approach”
Si ricorre a questo metodo quando il componente in esame è di tipo B o C21. A
differenza del “Tickness Approach”, la Rlife viene calcolata attraverso un metodo
sistematico articolato in diversi punti:
step 1 – calcolare tloss, sottraendo la media degli spessori misurati tam alla
precedente ispezione allo spessore nominale tnom:
4.5
19 Calcolato secondo quanto indicato al paragrafo A2 dell’appendice A del (Ref./5/). 20 Definiti al paragrafo 1.2.3.1. 21 Definiti al paragrafo 1.2.3.1.
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step 2 – calcolare il MAWP, collegandolo all’incremento temporale della
vita di servizio del componente, utilizzando un “corrosion allowance”
effettivo (CAe)22 e lo spessore nominale per la sua valutazione;
step 3 – riportare il MAWPtime, calcolato al punto precedente, insieme al
MAWP di design sullo stesso diagramma in funzione del tempo di
esercizio. Il punto al quale le due curve si intersecheranno, corrisponderà
alla Rlife;
step 4 – nel caso di componenti costituiti da più parti, si ripetono i punti 1,2
e 3 e la Rlife sarà determinata dal più critico dei valori riscontrati.
1.6. Rimedi
Al termine della procedura di FFS non sempre è possibile valutare la Rlife del
componente esaminato, oppure il suo valore così determinato è talmente ridotto
da escludere un impiego futuro alle condizioni di esercizio predefinite. In questi
casi è opportuno considerare la possibilità di intervenire sulle condizioni di
esercizio future implementando metodi atti a mitigare la velocità di corrosione
(per esempio attraverso il trattamento con inibitori di corrosione) al fine di
valutare la possibilità di contenere la progressione del danneggiamento futuro
entro valori praticabili.
1.6.1. Intervento sulle condizioni operative
Ove praticabile può essere considerato un intervento sulle condizioni operative.
secondo le seguenti modalità:
contenimento della temperatura e della pressione operativa;
contenimento della velocità del fluido nei casi di fenomeni di corrosione23
sensibili a tale parametro;
installazione di opportuni filtri o impianti di lavaggio e trattamento.
22 “Corrosion Allowance” effettivo: ∙ . 23 Erosione, corrosione da CO2, corrosione in fessura, ecc
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1.6.2. Rivestimenti protettivi
Si protegge la superficie esposta all’ambiente corrosivo, applicando un
opportuno rivestimento che può essere di natura organica o metallica. La scelta
è influenzata dalla compatibilità del rivestimento con il fluido e le condizioni di
processo.
1.6.3. Utilizzo di inibitori
Tale metodo prevede l’iniezione di sostanze chimiche (inibitori di corrosione) in
grado di rallentare i processi elettrochimici di corrosione, non alterando
l’ambiente del processo. L’efficacia di tale rimedio, oltre che della corretta
selezione del prodotto chimico adeguato, è subordinata ad una corretta
implementazione progettuale e operativa del sistema di iniezione dell’inibitore e
del suo continuo controllo.
1.7. Casi di FFS assessment
Viene riportata di seguito una sintesi delle procedure di FFS assessment nei
casi di corrosione generalizzata e localizzata. Nella norma API 579 tali casi
fanno entrambi riferimento al meccanismo di corrosione da CO2 che può avere
un carattere più o meno localizzato a seconda dell’uniformità dello spessore di
parete nell’area corrosa. In particolare all’aumentare della disomogeneità dello
spessore si passa dal caso generalizzato a quello localizzato.
1.7.1. FFS per il caso di perdita di metallo generalizzata
Questa sezione è dedicata ai componenti in pressione progettati secondo i
codici indicati al paragrafo 1.1.3, affetti da una perdita di metallo generalizzata.
Le cause di tale danneggiamento possono essere fenomeni di corrosione o
erosione e danni da incendio, come evidenziato nello schema di figura 1.2.
Dopo aver verificato le condizioni indicate ai paragrafi 1.1.3 e 1.2, si passa a
descrivere ora in dettaglio i tre livelli di assessment previsti dal codice API 579
per un componente affetto da corrosione generalizzata.
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1.7.1.1. 1° livello di FFS assessment
La scelta di tale livello deve essere confermata mediante la verifica delle
seguenti condizioni:
il componente in esame:
deve essere di tipo A – secondo la distinzione riportata al paragrafo
1.2.3.1;
non deve essere soggetto a condizioni cicliche di funzionamento. Per
evitare la presenza di fenomeni di fatica, lo standard API 579
stabilisce il limite a circa 150 cicli di funzionamento totali;
deve essere sottoposto solo ai carichi derivanti dalla pressione interna
ed esterna;
verificare che i parametri operativi – temperatura e tempo – siano tali da
escludere la possibilità di fenomeni di creep;
individuare se l’area del componente oggetto dello studio è in vicinanza di
una discontinuità strutturale24 (valvole, ugelli, superfici coniche, flange di
collegamento, etc.). Se tale verifica risulta positiva, senza dover
aggiungere ulteriori considerazioni, si deve direttamente passare al 2°
livello di assessment.
Quindi, se le condizioni elencate sopra sono verificate, si può procedere allo
sviluppo del 1° livello. E’ utile distinguere due casi generali, il caso (a) e il caso
(b), suddivisi secondo la modalità con cui sono stati acquisiti i dati25.
Caso (a) – lettura dei dati con “Point Thickness Reading” (PTR)
step 1 – calcolare lo spessore minimo richiesto (tmin)26;
step 2 – analizzare i dati della lettura di spessori (PTR) e da questi
calcolare: lo spessore minimo misurato (tmm), la media (tam) del campione
24 .Vedi la sequenza delle operazioni riportate nel “flow chart” di pag. 4-22 del (Ref. /5/). 25 Vedi paragrafo 1.3 26 Il calcolo di tmin è effettuato con le modalità riportate al par. A.2 dell’annex A del (Ref. /5/), nella quale sono anche evidenziate le relazioni di calcolo di alcuni componenti secondo i codici di design originali (ASME e API).
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di spessimetrie, la deviazione standard (STD) e il coefficiente di
covarianza (COV)27:
4.6 ∑ ,
4.7 ∑ ,
4.8 ,
step 3 – verificare che il valore della COV sia inferiore al 10%, per le
ragioni indicate al paragrafo 1.3.1;
step 4 – verificare l’accettabilità del difetto al 1° livello di assessment
utilizzando le relazioni riportate nella tabella 1.1, in funzione del parametro
utilizzato per l’assessment.
LETTURA DEI DATI CON (PTR)
1° L I V E L L O
PARAMETRO DELL’ASSESSMENT VERIFICA DI
ACCETTABILITA’
tam28: [1.9]
MAWP o MFH29:
[1.10]
[1.11]
Tabella 1.1: Relazioni per la verifica dell’accettabilità del difetto al 1° livello di assessment nel
caso generalizzato con lettura dei dati PTR
Caso (b) – lettura dei dati con “Critical Tickness Profile” (CTP)
Oltre a dover essere utilizzato quando la covarianza del campione di dati a
disposizione è maggiore del 10%, può essere utile anche per avere un’analisi
più accurata dello stato del componente.
27 Nelle relazioni 1.5, 1.6 e 1.7 – N corrisponde al numero di campioni, trd,i all’i-esimo spessore. 28 La 1.9 può essere utilizzata per superfici cilindriche, coniche, sferiche, Tanks atmosferici e di bassa pressione. 29 La 1.10 è utilizzata per superfici cilindriche, coniche, sferiche ed il calcolo del MAWPr è effettuato considerando come spessore la quantità (tam-FCA) con le relazioni riportate al par. A.2 dell’annex A del (Ref. /5/). La 1.11 è utilizzata nel caso di Tank atmosferici e di bassa pressione ed il calcolo del MFHr è basato sullo spessore (tam-FCA) con le relazioni riportate al par. A.2 dell’annex A del (Ref. /5/).
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L’utilizzo di questo metodo di acquisizione di dati è connesso ad una verifica
geometrica dell’area corrosa, che ci permette di stabilire se tale area rientra nel
caso di corrosione generalizzata o localizzata. Tale verifica confronta le
dimensioni della lunghezza L dello spessore medio con la dimensione s
longitudinale del profilo critico calcolata secondo la procedura indicata al
paragrafo 1.2.2. Calcolo dei parametri utili per l’assessment:
step 1 – calcolare lo spessore tmin e la MAWP come riportato
nell’appendice A del (Ref./5/);
step 2 – determinare il CTP, come evidenziato al paragrafo 1.2.2, e
riportare anche il valore dello spessore minimo misurato tmm;
step 3 – valutare lo spessore di parete critico,utilizzato per l’assessment30:
4.12 t t LOSS FCA
4.13 t t FCA
step 4 – valutare il rapporto dello spessore rimanente:
4.14 R
step 5 – calcolare la lunghezza L dello spessore medio:31
4.15 L Q Dt
step 6 – calcolare la media degli spessori tsam e tcam, rispettivamente nella
direzione longitudinale e circonferenziale.
Numericamente tsam e tcam, sono determinate con una procedura grafica basata
sugli spessori letti agli estremi della lunghezza L, rispettivamente nelle direzioni
s e c, posizionando il centro della lunghezza L in corrispondenza dello spessore
minimo misurato tmm. Tali spessori saranno utilizzati per calcolare le aree A1 e
A2 evidenziate in figura 1.11.
30 L’utilizzo della 1.12 o della 1.13, dipende dai dati a disposizione. Se abbiamo possibilità di misurare lo spessore lontano dalla zona di corrosione e quindi valutare trd utilizziamo la 1.13.
31 Se → 1.123⁄
1,
;se → 50.Vedi tab.4.5 (Ref. /5/).
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Seguendo lo schema a blocchi32 riportato nella figura 1.12, si evince come dal
confronto di s e L si effettuano delle scelte da cui dipende la corretta tipologia di
procedura di assessment da utilizzare.
Figura 1.11: Esempio di calcolo di tam, valido sia per la direzione longitudinale s che
circonferenziale c.
Si distinguono i casi b.1 e b.2:
Caso (b.1) – s ≤ L
In questo caso la dimensione longitudinale del difetto è accettabile. Il
componente può essere riportato in esercizio, a meno che non sia una
superficie cilindrica, conica o un gomito. In tal caso occorre verificare anche la
dimensione circonferenziale c del difetto, seguendo la procedura riportata nel
caso localizzato allo step 5 del paragrafo 1.8.2.2a.
Caso (b.2) – s > L
In questo caso la verifica di accettabilità delle dimensioni del difetto può essere
eseguita con diverse modalità a seconda del grado di conservatività, in funzione
del quale si utilizzano valori dello spessore diversi per l’assessment:
Approccio conservativo
L’accettabilità del livello di assessment e quindi delle dimensioni del difetto è
basata sullo spessore minimo misurato tmm. In particolare si utilizzano le
relazioni previste nella sezione 4 del (Ref./5/) sostituendo a tam lo spessore tmm.
32 Tale schema è ripreso in parte dallo schema logico di figura 4.2 del (Ref./5/).
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LETTURA DEI DATI CON (CTP) – APPROCCIO CONSERVATIVO
1° L I V E L L O
PARAMETRO DELL’ASSESSMENT VERIFICA DI ACCETTABILITA’
tmm 33:
[1.16]
[1.17]
[1.18]
MAWP34 o MFH
; [1.19]
[1.20]
[1.21]
Tabella 1.2: Relazioni per la verifica dell’accettabilità del difetto al 1° livello nel caso
generalizzato con lettura dei dati CTP – approccio conservativo
Media degli spessori
Se il risultato dell’approccio conservativo fornisce un esito negativo, si può
diminuire il livello di conservatività, utilizzando come parametro dell’assessment
la media degli spessori tam che è maggiore rispetto allo spessore minimo
misurato utilizzato nell’approccio conservativo.
LETTURA DEI DATI CON (CTP) – MEDIA DEGLI SPESSORI
1° L I V E L L O
PARAMETRO DELL’ASSESSMENT VERIFICA DI ACCETTABILITA’
tsam e tcam35
[1.22]
[1.23]
; [1.24]
[1.25]
MAWP o il MFH36:
; [1.26]
[1.27]
[1.28]
Tabella 1.3: Relazioni per la verifica dell’accettabilità del difetto al 1° livello nel caso
generalizzato con lettura dei dati CTP – media degli spessori
33 La 1.16 e la 1.17 sono utilizzate nel caso di superfici cilindriche o coniche; la 1.18 è impiegata per le superfici sferiche e per i componenti dei recipienti di bassa pressione. 34 La 1.19 è utilizzata per le superfici coniche e cilindriche, e MAWPC
r e MAWPLr sono ottenuti
rispettivamente utilizzando come spessore le quantità (tmm-FCA); la 1.20 è riferita alle superfici sferiche e il calcolo di MAWPr è fatto considerando come spessore (tmm-FCA); la 1.21 è utilizzata per i serbatoi atmosferici e in bassa pressione ed il calcolo del MFHr è basato sullo spessore (tmm-FCA). 35 La 1.22 e la 1.23 sono utilizzate nel caso di superfici cilindriche e coniche, per le quali è necessario una verifica del difetto nella direzione longitudinale e in quella circonferenziale; la 1.24 per le superfici sferiche, la 1.25 per i serbatoi atmosferici e di bassa pressione. 36 La 1.26 è utilizzata per le superfici coniche e cilindriche, e MAWPC
r e MAWPLr sono ottenuti
rispettivamente utilizzando come spessore le quantità (tsam-FCA) e (tcam-FCA), per le verifiche del difetto nella direzione longitudinale e circonferenziale; la 1.27 è riferita alle superfici sferiche e il calcolo di MAWPr è fatto considerando come spessore ( min[ tsam; tcam]-FCA).
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Figura 1.12: schema logico per la scelta del caso di assessment in funzione di s e L.
SI
SI
NO
s ≤ L
L’acquisizione dei dati è effettuata
mediante CTP
L’estensione longitudinale del difetto è accettabile
Assessment completo
Superficie cilindrica,
conica
Valutare l’estensione
circonferenziale del difetto – 1° livello caso localizzato
Valutare le seguenti possibilità
Approccio Conservativo
Perdita di materiale
localizzata
Media degli spessori
Utilizza tam=tmm per l’assessment
Verifica utilizzando 1° e 2° livello del
caso generalizzato
Utilizza tam per l’assessment
Verifica utilizzando 1° e 2° livello del caso localizzato
NO
Il componente è accettabile
SI NO
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1.7.1.2. 2° livello di FFS assessment
È utilizzato per l’assessment dei componenti di tipo A e B; che sono sottoposti
anche a carichi supplementari/imprevisti, oltre quelli primari dovuti alla
pressione interna ed esterna.
Per i componenti lontani da una discontinuità la procedura è la medesima
riportata nel par. 1.7.1.1., a meno dei criteri di accettabilità del componente, nei
quali si introduce il (RSFa) visto al paragrafo 1.5.2.
Caso (a) – lettura dei dati con “Point Tickness Reading” (PTR):
Valgono ancora i punti 1, 2 e 3 visti al caso (a) del paragrafo 1.7.1.1. del 1°
livello. Le relazioni per la verifica di accettabilità del difetto sono riportate invece
nella tabella 1.4.
LETTURA DEI DATI CON (PTR)
2° L I V E L L O
PARAMETRO DELL’ASSESSMENT VERIFICA DI ACCETTABILITA’
tam t ∙ [1.29]
[1.30]
MAWP o il MFH37
; [1.31]
[1.32]
[1.33]
Tabella 1.4: Relazioni per la verifica dell’accettabilità del difetto al 2° livello nel caso
generalizzato con lettura dei dati PTR
Caso (b) – lettura dei dati con “Critical Tickness Profile” (CTP)
Si rivalutano le relazioni viste al caso (b.2) del paragrafo 1.8.1.1a per
l’accettabilità del difetto introducendo l’RSFa e conservando i rispettivi campi di
applicazione.
37 La 1.31 è valida per le superfici coniche e cilindriche. Per il calcolo di MAWPC
r si utilizza come spessore (tam-FCA)/RSFa; per il calcolo di MAWPL
r si utilizza come spessore (tam-tsl-FCA)/RSFa nella quale per il calcolo di tsl si rimanda alla appendice A.7 del (Ref. /5/). La 1.32 è impiegata per le superfici sferiche. Il calcolo di MAWPr si basa sullo spessore (tam-FCA)/RSFa. Mentre la 1.33 è riferita ai serbatoi atmosferici e per il calcolo di MFHr si usa lo spessore (tam-FCA).
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Approccio conservativo
LETTURA DEI DATI CON (CTP) – APPROCCIO CONSERVATIVO
2° L I V E L L O
PARAMETRO DELL’ASSESSMENT VERIFICA DI ACCETTABILITA’
tmm
F ∙ [1.34]
∙ [1.35]
∙ [1.36]
MAWP o il MFH:38
; [1.37]
[1.38]
[1.39]
Tabella 1.5: Relazioni per la verifica dell’accettabilità del difetto al 2° livello nel caso
generalizzato con lettura dei dati CTP – approccio conservativo
Media degli spessori
LETTURA DEI DATI CON (CTP) – MEDIA DEGLI SPESSORI
2° L I V E L L O
PARAMETRO DELL’ASSESSMENT VERIFICA DI ACCETTABILITA’
tsam e tcam
∙ [1.40]
∙ [1.41]
;∙
[1.42]
[1.43]
MAWP o il MFH39
;
[1.44]
[1.45]
[1.46]
Tabella 1.6: Relazioni per la verifica dell’accettabilità del difetto al 2° livello nel caso
generalizzato con lettura dei dati CTP – media degli spessori
Se anche la verifica al 2° livello di assessment fornisce esito negativo si
procede intraprendendo una delle seguenti scelte:
passare al 3° livello di assessment;
38 Le relazioni 1.37, 1.38 e 1.39 hanno gli stessi campi di applicazione del 1° livello con la differenza che la MAWP e il MFH sono calcolati utilizzando come spessore la quantità (tmm-FCA)/RSFa. 39 Nella 1.44 utilizziamo come spessore le quantità (tsam-FCA)/RSFa per MAWPC
r e (tcam-tsl-FCA)/RSFa per MAWPL
r; nella 1.45 il calcolo di MAWPr è fatto considerando come spessore il (min[ tsam; tcam]-FCA)/RSFa; la 1.46 è identica alla 1.28.
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seguendo il diagramma logico di figura 1.12, si valuta il componente
passando al caso localizzato sviluppato al paragrafo 1.7.2;
riparare, sostituire o declassare il componente, correggendo i fattori di
sicurezza e ripetendo l’assessment40.
1.7.1.3. 3° livello di FFS assessment
Si ricorre all’utilizzo di questo livello quando i precedenti hanno fornito un esito
negativo riguardo l’accettabilità ed in generale per i seguenti casi:
componenti di tipo A, B e C sottoposti a carichi supplementari/imprevisti,
pressione interna ed esterna e ad una combinazione degli stessi;
componenti il cui design è stato basato su prove di collaudo. Ad esempio
compenti di piping realizzati secondo il codice ASME B16.9;
componenti che hanno superato i 150 cicli di funzionamento o per i quali
l’analisi della fatica è parte integrante del loro design.
L’ esecuzione di questo livello, come indicato al paragrafo 1.4, prevede l’utilizzo
del metodo agli elementi finiti o di altri metodi di calcolo numerico complessi.
Tra questi, ad esempio, un’analisi elastico-lineare delle tensioni con
un’appropriata classificazione delle stesse, oppure un’analisi elasto-plastica non
lineare delle tensioni per calcolare i carichi di rottura ( includendo, in questo
ultimo caso, anche l’analisi dei fenomeni di creep).
1.7.2. FFS per il caso di perdita di metallo localizzata
La procedura riportata in questa SEZIONE dello standard API 579 è utilizzata
per valutare l’assessment delle perdite di materiale localizzate, dovute sia a
fenomeni di corrosione/erosione, sia a danni meccanici che a danni per
incendio, come riportato nello schema di figura 1.2. A differenza del caso di
corrosione generalizzata riportato al paragrafo 1.7.1, per tutti i livelli di
assessment si deve utilizzare solo il CTP come metodo di lettura dello spessore
nell’area danneggiata. Inoltre, nel caso di corrosione generalizzata
40 Vedi i rimedi riportati al paragrafo 1.7.
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l’assessment e l’accettabilità dei livelli sono basate sul concetto di media degli
spessori misurati, mentre nel caso seguente si basano sul “RSF”.
1.7.2.1. Caratterizzazione delle aree danneggiate
Per quanto riguarda i difetti che rientrano nella categoria di perdita localizzata
del metallo, essi si suddividono in due principali categorie:
“Local Thin Area” (LTA): Difetti localizzati sulla superficie del componente e
per i quali la lunghezza dell’area danneggiata è dello stesso ordine di
grandezza della larghezza. Le grandezze rilevanti per l’assessment saranno
ancora le dimensioni s e c del difetto, viste al paragrafo 1.2.2;
“Groove-Like Flaw”: Questi difetti sono caratterizzati da una lunghezza
dell’area danneggiata molto più grande della larghezza, tipo profilo sottile.
Anche se l’area danneggiata visibile può essere ridotta, la criticità dei difetti di
groove è dovuta al fatto che possono avere un raggio acuto di perforazione. I
parametri che caratterizzano tali difetti dipendono dalla loro orientazione
rispetto agli assi di simmetria del componente.
Figura 1.12: Dimensioni caratteristiche dei difetti di groove per il caso particolare di una
superficie cilindrica (Ref ./5/)
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Nella figura 1.12 si distinguono la lunghezza assiale gl, la larghezza gw, la
lunghezza radiale gr e l’orientazione β per il caso particolare di un componente
cilindrico. Il calcolo delle grandezze caratteristiche s e c, nel caso di difetto di
groove, dipende dall’orientamento del difetto. Infatti nei casi di orientamento
assiale e radiale del difetto, esse vengono assimilate a seconda del caso a gl,
gw e gr41; nel caso di orientamento arbitrario del difetto, con angolo β inferiore a
90°, s e c sono calcolate con le seguenti relazioni:
4.47
4.48
1.7.2.2. 1° livello di FFS assessment
Le condizioni da verificare per procedere con questo livello sono le stesse viste
nel caso di corrosione generalizzata al paragrafo 1.7.1.1. Inoltre, i dati a
disposizione devono permettere di: valutare la resistenza meccanica residua
del componente e di verificare i limiti dei parametri operativi. Altrimenti è
necessario ricorrere all’impiego del 3° livello. Per confermare l’utilizzo del 1°
livello, occorre anche verificare le seguenti relazioni42:
4.49 0.20
4.50 2.5
4.51 1.8
Accertato l’utilizzo del 1° livello, si procede sviluppando i punti seguenti:
step 1 – determinare il CTP;
step 2 – valutare lo spessore minimo misurato (tmm) nella zona
danneggiata e le dimensioni s e c del difetto. Dalla conoscenza di queste
ultime si distingue se il difetto è classificabile come una “LTA” o come un
“groove”,secondo quanto riportato al paragrafo 1.7.2.1. Nel caso in cui le
dimensioni del difetto sono tali da definirlo come “groove”, per continuare
41 Vedi i casi di disposizione assiale e circonferenziale del difetto, riportati nella figura 1.12. 42 Per il calcolo di Rt utilizziamo la 1.14. Nella 1.51 viene calcolato la distanza minima che deve esserci tra il difetto considerato e una discontinuità geometrica. D è il diametro interno del componente. Per lo spessore tc si utilizzano la 1.12 e la 1.13 a seconda dei dati a disposizione.
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l’assessment si deve verificare la relazione 1.52. Diversamente, per
l’assessment del difetto si dovrà ricorrere alla sezione 9 del (Ref./5/).
4.52 1
step 3 – Calcolare il MAWP43 utilizzando uno degli spessori calcolati con
la 1.12 e la 1.13 e ricavare il parametro della lunghezza longitudinale del
difetto (λ), dato dalla 1.53:
4.53 . ∙
step 4 – riportando i valori di Rt e di l’λ calcolati su un diagramma come
quello della figura 1.13 si verifica l’accettabilità del difetto.
Figura 1.13: diagramma utilizzato allo STEP 4 per stabilire l’accettabilità del difetto.
Se il punto individuato si trova sulla curva o oltre, allora l’estensione del difetto è
accettabile per operare alla MAWP calcolata allo step 3. In caso contrario si
deve procedere al calcolo del “RSF” secondo la 1.5444.
4.54
43 Per le relazioni di calcolo del MAWP vedere il paragrafo A2 dell’appendice A (Ref ./5/). 44 Nella 1.54 Mt è il “Folias factor” definito al paragrafo D.2.3 dell’appendice D (Ref. /5/).
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Se RSF ≥ RSFa il difetto è accettabile per operare alla MAWP calcolata
allo step 3.
Mentre se RSF < RSFa si dovrà ridurre la pressione entro il valore di
MAWPr45 per confermare l’accettabilità del difetto;
step 5 – gli step precedenti sono sufficienti a verificare l’assessment di tutti
i componenti, eccetto quelli caratterizzati da una superficie cilindrica o
conica e per i raccordi a gomito. In questi ultimi casi, occorre verificare
l’estensione circonferenziale del difetto, attraverso i passi seguenti:
step 5.1 – valutare il parametro della lunghezza circonferenziale del
difetto (λc), dato dalla 1.55:
4.55 . ∙
step 5.2 – per la verifica di accettabilità del 1° livello di assessment per
questi componenti occorre verificare le seguenti relazioni46:
4.56 9
4.57 20
4.58 0.7 1.0
4.59 0.7 1.0
4.60 0.7 1.0
step 5.3 – in seguito alle verifiche dello step 5.2, si calcola il fattore di
resistenza alla trazione “TSF” del componente, definito dalla 1.61:
4.61 ∙
1
step 5.4 – inserendo nel diagramma di figura 1.14 il valore di TSF
calcolato dalla 1.61 si individua la curva di riferimento per il caso
analizzato. Poi, se l’intersezione dei valori λc e Rt calcolati ai punti 45 MAWPr è calcolato con la 1.2 al paragrafo 1.5.2. 46 Nella 1.48 EL è l’efficienza longitudinale dei giunti saldati. Nella 1.49 EC è l’efficienza circonferenziale dei giunti saldati.
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precedenti definisce un punto sulla o oltre la curva di riferimento del
TSF, allora l’estensione circonferenziale del difetto è accettabile per il
1° livello.
Figura 1.14: diagramma utilizzato per stabilire l’accettabilità del difetto allo STEP 5.4.
1.7.2.3. 2° livello di FFS assessment
A differenza del precedente è basato su una stima più accurata del “RSF”
attraverso la procedura riportata di seguito:
step 1 – ordinare le letture dello spessore in ordine ascendente in base
alla perdita di metallo;
step 2 – iniziare la valutazione a partire dal punto in cui si è registrata la
perdita di metallo massima, cioè dove si legge lo spessore minimo di
parete. Suddividere il profilo dello spessore in corrispondenza di questo
punto, in una serie di sottosezioni, il cui numero ed estensione influenza
l’accuratezza dell’analisi. Per ognuna delle sottosezioni si valuterà il “RSFi”
con la relazione 1.62, i cui parametri sono evidenziati nella figura 1.1547.
47 Nella 1.51, Ai è l’area della perdita di metallo associata alla lunghezza si e può essere valutata utilizzando una tecnica di integrazione numerica. Mentre Ai
0 = si·tc è l’area originaria associata ad si, cioè quella che comprende sia la parte di spessore persa che quella rimanente.
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Infine si dovrà scegliere il “RSFi” minimo tra tutti quelli misurati per
caratterizzare il punto considerato;
4.62
step 3 – ripetere la procedura allo step 2 per tutti i punti, seguendo l’ordine
indicato allo step 1 e infine confrontare tutti i valori minimi del “RSFi” per i
punti analizzati. Si sceglierà tra questi il minore, che sarà utilizzato per
l’assessment.
Figura 1.15: Processo di suddivisione dell’area danneggiata per determinare “RSFi”
A meno che siano presenti carichi supplementari non trascurabili, per la verifica
di accettabilità del livello si fa riferimento agli step 4 e 5 esaminati al paragrafo
1.7.2.2, utilizzando il “RSF” calcolato secondo la procedura riportata per il 2°
livello di assessment.
Invece, nel caso in cui siano presenti carichi supplementari48 non trascurabili –
vedi figura 1.16 – rispetto alla pressione interna del componente, si procede
48 I carichi supplementari possono essere dovuti all’azione di momenti flettenti o di torsione, forze assiali e forze di taglio.
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calcolando le tensioni principali σcm e σlm rispettivamente nella direzione
circonferenziale e longitudinale e a ricavare la tensione tangenziale 49.
Figura 1.16: Esempio di sezione cilindrica, caratterizzata da una perdita di metallo localizzata e
soggetta alla pressione interna e carichi supplementari.
Note le tensioni principali σ e , si calcolano le tensioni equivalenti nei punti A e
B indicati nella figura 1.16, con le relazioni 1.63 e 1.64 basate sul criterio di
resistenza di Von Mises.
4.63 3
4.64 3
La verifica di accettabilità del livello di assessment è eseguita attraverso la
relazione 1.6550:
4.65 ;
49 Per le relazioni di calcolo di σcm, σlm e si rimanda alla 5.26, 5.27, 5.28, 5.29 del (Ref./5/). 50 Nella 1.54: Hf è il fattore del carico ammissibile – Hf = 1 in tutti i casi e Hf = 3 quando ci sono anche i carichi termici – Sa è il valore del carico ammissibile del componente determinato in fase di design.
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Al termine della verifica di accettabilità, come indicato per ogni livello di
assessment, nel caso di responso negativo si procede a valutare se riparare il
difetto, sostituire il componente oppure declassarlo. Altrimenti, passare al livello
successivo di assessment.
1.7.2.4. 3° livello di assessment
La procedura per questo livello di assessment è la stessa prevista per il caso di
corrosione generalizzata, riportata al paragrafo 1.7.1.3.
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2. Valutazione dell’integrità e stima della
vita residua di un recipiente in pressione
Tra le norme presentate ai capitoli 4, 5 e 6, l’unica procedura certificata per la
valutazione dell’integrità dei recipienti in pressione è quella della norma API
579-1/ASME FFS-1. In essa si esplicitano i passi per eseguire la valutazione di
“fitness for service” dei “vessel”, a partire dalla conoscenza dei dati di progetto e
dei risultati di una campagna ispettiva del componente.
Per la stima della vita residua di un “vessel” danneggiato, come riportato al
paragrafo 1.6, la norma API 579 introduce una procedura valida, con buona
affidabilità, solo nel caso di attacco generalizzato. Non si esclude la possibilità
di effettuare tale stima anche nel caso di attacco localizzato, ma non viene
esplicitata nella norma la procedura analitica.
2.1. Dati iniziali del Vessel
Durante un’analisi ispettiva di un Vessel, eseguita mediante UTM51 sono state
evidenziate diverse aree interne della parete cilindrica, affette da problemi di
corrosione. Il Vessel studiato fa parte di un impianto up-stream petrolifero e ha
la funzione di separatore di primo stadio trifase, ovvero separare la fase oleosa
da quella acquosa e gassosa. In questo tipo di componente la corrosione da
CO2 risulta essere il meccanismo principale di danneggiamento.
51 Ultrasonic Thickness Measurement
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2.1.1. Informazioni utili per l’assessment del componente
Per il Vessel 1st V-10, oggetto di questo esempio, si specificano le condizioni
seguenti note dai dati di progetto:
è un componente di tipo A;
è costruito secondo il codice ASME B&PV Section VIII – Division 1;
non è caratterizzato da condizioni cicliche di esercizio. Quindi si esclude la
presenza di eventuali fenomeni di fatica;
tutti i carichi supplementari risultano trascurabili rispetto al carico
principale esercitato dalla pressione interna;
la temperatura e la pressione di esercizio riportate nella tabella 2.1
escludono fenomeni di creep per il materiale del componente;
la zona corrosa cerchiata nella figura 2.1 è lontana da discontinuità
strutturali – valvole, ugelli, superfici coniche, gomiti, etc.
DATI DI PROGETTO
VESSEL 1st V-10
Materiale SA – 516 Grade 60 Year 2007
Diametro Nominale Interno (Di) 2743 mm
Spessore Nominale di parete (tnom) 25 mm
Lunghezza (TT) 6096 mm
Pressione di Design (P) 13.7 barg
Corrosion rate (Crate) 0.45 mm/year
Corrosion Allowance (CA) 3.18 mm
SMYS (S)52 108 MPa @ T<350°C
Efficienza dei giunti saldati (E)53 0.85
Tabella 2.1: Dati di progetto del Vessel – 1 st V-10
52 Il valore limite del carico di snervamento è riportato in funzione della tipologia di materiale e della temperatura di esercizio nella tabella 1A del codice ASME BPVC 2007 Section II – Part D pag.12 53 Il valore dell’efficienza dei giunti saldati è calcolato secondo i valori riportati nella tabella UW-12 del codice ASME BPVC Section VIII – Division 1.
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2.2. Dati d’ispezione
L’analisi ispettiva del Vessel è stata eseguita mediante il metodo di misura dello
spessore di parete ad ultrasuoni (UTM). I risultati di tale ispezione sono stati
sufficienti per consentire lo sviluppo della valutazione di “fitness for service”.
Nella figura 2.1 sono indicati i punti di ispezione del vessel e l’area cerchiata in
verde è quella valutata in questo esempio pratico.
La sua distanza minima da una discontinuità strutturale è pari a (Lmsd =
1200mm). Confrontandola con la lunghezza critica L riportata nella tabella 2.4,
verifica la relazione , per confermare che l’area corrosa non è in
prossimità di discontinuità strutturali e quindi non devono essere utilizzati
particolari fattori d sicurezza per il calcolo della pressione critica di rottura.
Figura 22.1: Indicazione dei punti del Vessel ispezionati. L’area cerchiata in verde è quella
presa in considerazione per l’assessment.
Per l’area cerchiata in figura 2.1 è stata fornita una griglia di misurazioni lungo i
piani longitudinale e circonferenziale del Vessel, tipo quelle indicate al
paragrafo 1.2.2.
Vessel
A
B
C
D
E
F
G
H
N
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Figura 2.2: Griglia d’ispezione
Sia per la direzione circonferenziale che per quella longitudinale, la spaziatura
per tali misure è calcolata secondo la relazione 1.1 ed è pari a 50mm. La griglia
risultante da tali rilevazioni è riportata nella figura 2.2.
Piano di ispezione
Longitudinale
Piano di ispezione Circonferenziale CTP Circonferenziale
C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7 C8 C9
M1 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25
M2 25 22.0 19.0 18.7 18.7 21.0 19.0 19.0 25 18.7
M3 25 19.0 21.0 18.2 18.1 18.7 18.8 22.0 25 18.1
M4 25 19.5 20.5 19.2 20.0 19.0 21.0 19.0 25 19
M5 25 21.0 20.0 19.0 17.2 19.0 17.8 18.7 25 17.2
M6 25 19.1 19.1 20 19 19.1 18.1 21 25 18.1
M7 25 18.8 17.4 21 18.5 19 18.1 19.2 25 17.4
M8 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25
CTP Longitudinale
25 18.8 17.4 18.2 17.2 18.7 17.8 18.7 25
Tabella 2.2: Griglia delle letture dello spessore
Dalla lettura dei dati lungo i piani d’ispezione longitudinali Mi e lungo quelli
circonferenziali Ci, si ricavano i valori degli spessori riportati nella tabella 2.2.
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Figura 2.3: Vista tridimensionale dell’area corrosa del Vessel 1st V-10
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Figura 2.4: Vista tridimensionale laterale dell’area corrosa del Vessel 1st V-10
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2.2.1. CTP – “Critical Thickness Profile”
Considerando la procedura riportata al paragrafo 1.2.2 e i valori dello spessore della
tabella 2.2, si ottiene il CTP nella direzione longitudinale e in quella circonferenziale,
individuando i valori minimi dello spessore lungo i piani Mi e Ci. Nelle figure 2.5 e 2.6 si
riporta la rappresentazione grafica di entrambi i CTP.
Figura 2.5: Profilo critico longitudinale delle spessimetrie
Figura 2.6: Profilo critico circonferenziale dello spessore
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2.3. Asset Integrity Assessment
Dai valori misurati dello spessore di parete e dai CTP ricavati, si evidenzia che nell’area
danneggiata il sovraspessore di corrosione CA=3.18mm previsto in fase di design risulta
interamente consumato ed inoltre la corrosione ha intaccato anche lo spessore minimo
meccanico riportato nella tabella 2.354.
PARAMETRO FORMULA VALORE
0.6
20.65
; 20.65mm
2 0.4
10.20
Tabella 2.3: Calcolo dello spessore minimo meccanico secondo il desgin del componente
Di conseguenza vi è la necessità di avviare una verifica di “fitness for service” per valutare
se il componente può restare in esercizio e per quanto tempo ancora, oppure occorre
sostituirlo. Per tutte le valutazioni si farà riferimento alla data di Gennaio 2011 in cui è
stata eseguita l’ispezione.
2.3.1. Parametri utili per la fase di assessment
Seguendo lo schema logico di figura 1.2 del (Ref./5/), prima di iniziare la procedura per
l’assessment del componente, si devono valutare alcuni parametri caratteristici.
FCA “Future Corrosion Allawance”: previsione della velocità di corrosione futura
calcolata in funzione del Crate e di un tempo di vita futura pari a 5 anni.
tc: spessore critico utilizzato per l’assessment;
tmin e MAWP55: spessore minimo meccanico e massima pressione ammissibile futuri
calcolati secondo l’appendice A del (Ref./5/);
tmm: spessore minimo misurato ottenuto dalle spessimetrie;
Rt: rapporto caratteristico dello spessore rimanente;
L: lunghezza critica della media degli spessori;
tam: media degli spessori misurati
s e c: dimensione longitudinale (s) e circonferenziale (c) dell’area corrosa.
54 Il raggio R utilizzato per il calcolo del tmin meccanico è pari: 2⁄ 55 Il raggio R=Rfuture riportato nelle relazioni di tabella 2.4: 2⁄ 1373.75
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# FORMULA VALORE
FCA ∙ 2.25mm
56 22.75mm
0.620.68
; 20.68
2 0.410.22
0.6
15.05; 15.05
20.4
30.61
Minimospessoredaidatiditabella2.2 17.2mm
0.657
57.
2
220.071.123
11 ⁄
1.
0.88
Tabella 2.4: Valori e ralzioni dei parametri utili per l’assessment
Per la validità delle relazioni utilizzate per il calcolo di tmin e MAWP occorre verificare la
2.1, 2.2 e la 2.3.
2.1 0.385 → 13.7 353.43
2.2 0.5 → 20.68 686.87
2.3 0.5 → 10.22 686.87
In funzione dei parametri riportati alla tabella 2.4, le relazioni sono tutte verificate.
tam media delle spessimetrie: la valutazione di questo spessore è di tipo grafico,
secondo la procedura riportata all’appendice A del (Ref./5/). Per questo ci si riferisce
alle figure 2.7 e 2.8, rispettivamente per il calcolo di tams e tam
c riferiti alla direzione
longitudinale e circonferenziale del CTP.
56 Nella quale il LOSS corrisponde alla quantità di metallo persa lontana dalla zona corrosa, che come si evince dalla tabella 2.2 è pari a zero. Infatti, ai limiti dell’area corrosa si è rilevato il valore dello spessore nominale del componente. 57 RSFa=0.9 essendo il Vessel 20-V-210 progettato secondo il codice ASME Section VIII – Division 1, come indicato nella tabella 2.3 del (Ref./5/). Q è calcolato considerando che 0.5868 0.9
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Calcolo degli spessori incogniti t1 e t2, individuati sul CTP longitudinale (Fig. 2.7)
17.4 18.8 17.4 . 17.68mm
17.8 18.7 17.8 . 17.98mm
AREE PARZIALI AREE TOTALI 17.68 17.4 2⁄ 10.035 176.02
1951.02 17.4 18.2 2⁄ 50 890
18.2 17.2 2⁄ 50 885
17.98 17.8 2⁄ 10.035 179.53
1989.53 17.8 18.7 2⁄ 50 912.5
18.7 17.2 2⁄ 50 897.5
Tabella 2.5: Valori delle aree per ricavare tams
2.4 .
.17.90
Figura 2.7: Calcolo del tams in direzione longitudinale
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Calcolo degli spessori incogniti t3 e t4, individuati sul CTP circonferenziale in
corrispondenza delle estremità della lunghezza L (Fig. 2.8).
18.1 18.7 18.1 . 18.22mm
17.4 25 17.4 . 18.92mm
AREE PARZIALI AREE TOTALI
18.22 18.1 2⁄ 10.035 182.23
2014.74 18.1 19 2⁄ 50 927.5
19 17.2 2⁄ 50 905
18.92 17.4 2⁄ 10.035 182.26
1952.26 17.4 18.1 2⁄ 50 887.5
18.1 17.2 2⁄ 50 882.5
Tabella 2.6: Valori delle aree per ricavare tamc
2.5 .
18.02
Figura 2.8: Calcolo del tamc in direzione circonferenziale
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Calcolo delle grandezze geometriche s e c
Sulla base di quanto riportato nel paragrafo 1.2.2, le dimensioni s e c sono date
dall’intersezione dei rispettivi CTP con il valore dello spessore critico utilizzato per
l’assessment tc. Facendo riferimento alla figura 2.5 e ricordando la spaziatura della griglia
è di 50mm, la lunghezza s è pari a:
2.6 364mm
Mentre per quando riguarda la dimensione caratteristica del CTP circonferenziale c, si fa
riferimento alla figura 2.6 ricordando che anche in questa direzione la spaziatura della
griglia è di 50mm.
2.7 317,14
2.4. FFS “assessment” caso generalizzato
Con riferimento al diagramma logico di figura 1.12, confrontando la lunghezza L con la
dimensione s (vedi figura 2.5) si ricava:
364 220.07
Si procede alla verifica di accettabilità del difetto a partire a partire dal caso con grado di
conservatività maggiore.
2.4.1. Approccio Conservativo
APPROCCIO CONSERVATIVO
1°
L I V E L L O
# VERIFICA FFS
tmm14.95 20.68
NO14.95 10.22
MAWP0.6
9.92 ;
9.92 15.05
NO
20.4
20.07
Tabella 2.7: Risultati FFS al 1° livello – Approccio conservativo
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APPROCCIO CONSERVATIVO
2°
L I V E L L O
# VERIFICA FFS
tmm
∙ 14.95 18.61
NO
∙ 14.95 9.20
MAWP
/0.6 /
11.02 ;
11.02 15.05
NO
2 /0.4 /
22.30
Tabella 2.8: Risultati FFS al 2° livello – Approccio conservativo
Con questo approccio molto conservativo, in quanto considera lo spessore minimo
misurato come parametro, l’area danneggiata non risulta accettabile né al 1° né al 2°
livello di assessment.
2.4.2. Metodo della media degli spessori
Con questo metodo si diminuisce la conservatività considerando come parametro
dell’assessment la media degli spessori misurati tamsetamccalcolate al paragrafo 2.3.1.
MEDIA DEGLI SPESSORI
1°
L I V E L L O
# VERIFICA FFS
tamsetamc
15.65 20.68 NO
15.7710.22
MAWP0.6
10.38 ;
10.38 15.05
NO
20.4
21.17
Tabella 2.9: Risultati FFS al 1° livello – Media degli spessori
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MEDIA DEGLI SPESSORI
2°
L I V E L L O
# VERIFICA FFS
tamsetamc
∙ 15.65 18.61
NO
∙ 15.77 9.20
MAWP
/0.6 /
11.53 ;
11.53 15.05
NO
2 /0.4 /
23.54
Tabella 2.10: Risultati FFS al 2° livello – Media degli spessori
Anche diminuendo la conservatività l’area danneggiata non è accettabile per entrambi i
livelli di assessment.
2.5. FFS ”assessment” caso localizzato
Seguendo l’indicazione del diagramma logico di figura 1.12, in alternativa alla mancata
verifica del difetto come caso generalizzato, si può valutare l’area nel caso di s>L secondo
la procedura di attacco localizzato.
2.5.1. 1° livello di assessment
L’area danneggiata può essere classificata come una “LTA”, poiché le dimensioni
longitudinale e trasversale, ricavate rispettivamente dalle relazioni 2.6 e 2.7, sono simili:
2.8 364 317.14
Si esclude, di conseguenza, la procedura prevista per i difetti di tipo “groove”.
Per il 1° livello di assessment, oltre a verificare le condizioni di applicabilità riportate al
paragrafo 1.7.1.1, è necessario confermare la validità di questo livello attraverso le
relazioni 1.49, 1.50 e 1.51:
2.9 0.20
2.10 2.5
2.11 1.8
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Considerando i valori calcolati, riportati nella tabella 2.4, tutte e tre le condizioni di validità
sono verificate.
2.5.1.1. Verifica direzione longitudinale del difetto
Noto il rapporto caratteristico dello spessore rimanente Rt, si valuta anche il parametro
caratteristico della lunghezza longitudinale del difetto λ, espresso dalla relazione 4.53. Noti
Rt e λ si verifica l’accettabilità del difetto in questa direzione, utilizzando il diagramma di
figura 2.9.
2.12 . ∙ 1.87
Figura 2.9: Diagramma per la verifica di accettabilità dell’estensione longitudinale del difetto
Il punto di coordinate Rt=0.657 e λ=1.87 si trova al di sotto della curva limite
parametrizzata secondo la 2.1358. Tale situazione ci porta a ritenere inaccettabile la
dimensione longitudinale del difetto per continuare ad operare alla MAWP calcolata nella
tabella 2.4.
58 Nella 2.33 Mt è il “Folias Factor” definito al paragrafo D.2.3 dell’appendice D del (Ref./5). Per l’espressione parametrica di Mt in funzione di λ, si fa riferimento all’espressione riportata nella tabella 5.2 del (Ref./5/).
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Rt
λ
Verifica longitudinale del difetto
Curva limite Rt Rt1 lambda(L)
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2.13 1
Di conseguenza è necessario calcolare un valore della MAWPr ridotto definito dalla 2.14.
2.14 15.05 .
.14.08
con RSF dato dalla 2.15:
2.15 0.842
e Mt=1.5592 in corrispondenza di λ=1.87.
Il valore così ottenuto soddisfa il criterio di verifica dell’estensione longitudinale del difetto
2.16 14.08 13.7
Quindi, il difetto è accettabile per la sua dimensione longitudinale.
2.5.1.2. Verifica dimensione circonferenziale del difetto
Per la geometria cilindrica del vessel, occorre procedere alla verifica della dimensione del
difetto nella direzione circonferenziale. Si valuta, quindi, il parametro caratteristico λc della
dimensione del difetto in questa direzione, la cui conoscenza è alla base di questa verifica.
2.17 . 1.63
L’utilizzo del 1° livello di assessment deve essere verificato per mezzo delle relazioni 2.18,
2.19, 2.20, 2.21 e 2.22
2.18 9 → 1.63 9
2.19 20⁄ → 120.77 20
2.20 0.7 1 → 0.7 0.842 1
2.21 0.7 1 → 0.7 0.85 1
2.22 0.7 1 → 0.7 0.85 1
Sulla base dei valori riportati nella tabella 2.4, questi criteri sono tutti verificati.
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Figura 2.10: Diagramma per la verifica della dimensione circonferenziale del difetto.
Accertata l’applicabilità del 1°livello, si procede alla stima del fattore di resistenza alla
trazione (TSF) del componente
2.23 1 1.187
noto RSF dalla relazione 2.15 e considerando i parametri Ec e EL pari a 0.85, ossia uguali
all’efficienza dei giunti saldati riportata nella tabella 2.1.
Nella figura 2.10 sono riportate le curve di accettabilità λc - Rt, parametrizzate al valore di
TSF, in accordo alle relazioni riportate nella tabella 5.4 della norma API 579 (Ref./5/). Su
questo diagramma, il punto di coordinate λc=1.63 e Rt=0.657 si posiziona sopra la curva
limite di accettabilità individuata dal parametro TSF=1.187. Risulta così verificata
l’accettabilità del difetto anche in direzione circonferenziale.
RISULTATI CASO LOCALIZZATO
LIVELLO DI ASSESSMENT
DIMENSIONE DEL DIFETTO
FFS INTEGRITÀ ENTRO IL
2016
1° LIVELLO LONGITUDINALE RICHIESTA VERIFICATA
CIRCONFERENZIALE RICHIESTA VERIFICATA
Tabella 2.11: Risultati accettabilità del componente nel caso localizzato
1.187
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3. RIFERIMENTI
Ref. /1/ World Energy Outlook del 2004 dell’IEA (International Energy Agency) e
secondo l’International Energy Outlook del 2006 dell’EIA (Energy Information
Admistration)
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