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UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR
Decanato de Estudios de PostgradoEspecializacin enConfiabilidad de Sistemas Industriales
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
PLAN DE INSPECCIN BASADA EN RIESGO PARA EQUIPOSESTTICOS DE UNA INSTALACIN DE PROCESAMIENTO DE
HIDROCARBUROS
por
Adrin Alejandro Balda Salas
Marzo, 2006
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UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR
Decanato de Estudios de PostgradoEspecializacin en Confiabilidad de Sistemas Industriales
PLAN DE INSPECCIN BASADA EN RIESGO PARA EQUIPOSESTTICOS DE UNA INSTALACIN DE PROCESAMIENTO DE
HIDROCARBUROS
Trabajo Especial de Grado presentado a la Universidad Simn Bolvar por
Adrin Alejandro Balda Salas
Como requisito parcial para optar al grado de
Especialista en Confiabilidad de Sistemas Industriales
Realizado con la tutora del Profesor
Michele Leccese Petrucci
Marzo, 2006
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UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR
Decanato de Estudios de PostgradoEspecializacin en Confiabilidad de Sistemas Industriales
PLAN DE INSPECCIN BASADA EN RIESGO PARA EQUIPOSESTTICOS DE UNA INSTALACIN DE PROCESAMIENTO DE
HIDROCARBUROS
Este Trabajo Especial de Grado ha sido aprobado en nombre de laUniversidad Simn Bolvar por el siguiente jurado examinador:
31 de marzo de 2.006
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AGRADECIMIENTOS
Hoy que alcanzo una nueva etapa de mi vida profesional, dedico este trabajo:
A Dios, por haberme dado la salud, capacidad y fortaleza para llegar hasta esta etapa.
A mis padres, Hilda y Reinaldo, por ensearme que la constancia y el esfuerzo son los
medios para alcanzar las metas.
A mi esposa Gladys, quin me motiv a emprender esta jornada. Gracias por tu paciencia y
soporte continuo.
A mis hermanos, sobrinos y cuados, Marthy, Mylene, Reynaldo, Ariadna, Alejandro,
Martina, Erick, Ingmar, Brigitte, Wilfredo, Jeancarlos, Nadia, Rosa, Ana Maria, Giancarlo,
Alessandro, Vanessa y Luigi, por estar siempre pendiente de mi. Los quiero mucho.
A Ana Maria Ricter por ser mi amiga. Gracias por tu apoyo y consejos.
A los compaeros de la Seccin de Confiabilidad del Departamento de Servicios Tcnicos
de la Refinera Puerto La Cruz, por su valiosa colaboracin y aporte en la ejecucin de este
trabajo.
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RESUMENDentro de las iniciativas enfocadas a mejorar la confiabilidad operacional de las instalacionesindustriales destacan los esfuerzos que se estn aplicando para hacer uso efectivo de losrecursos destinados a la inspeccin y el mantenimiento de los equipos estticos.
Incrementar la Confiabilidad Operacional de una instalacin significa:
Un factor de servicio de la planta alto y predecible.
Bajos costos de operacin mediante la aplicacin de programas de monitoreo y control.
Mnimo nmero de paradas no programadas durante la operacin normal (corrida).
Una herramienta efectiva para cumplir con lo antes mencionado, es la metodologa de
Inspeccin Basada en Riesgo (IBR) desarrollada por el American Petroleum Institute, cuyosresultados de su aplicacin en una instalacin de procesamiento de hidrocarburos en unaRefinera del Oriente de Venezuela, se presentan en este Trabajo de Grado.
Los resultados muestran un nivel de riesgo aceptable en la instalacin evaluada, ya que ningnequipo esttico o seccin de equipo se ubica en la situacin de alto riesgo y aproximadamenteel 60% (80 items) de los renglones evaluados se clasifican en las categoras de riesgo medio ybajo. Los intercambiadores de calor de riesgo medio alto representan un 28,03% de losrenglones evaluados (18,04% lado carcaza y 9,09% lado tubo). Tambin, los resultadosindican que el riesgo en la instalacin evaluada est inducido principalmente por laconsecuencia de la falla.
Dentro de las recomendaciones emitidas se encuentran aplicar el plan de inspeccin propuestoen este Trabajo de Grado, a efectos de evitar un incremento en el nivel de riesgo y hacer unuso efectivo de los recursos disponibles para la inspeccin y el mantenimiento de lainstalacin; y el seguimiento a los resultados de la aplicacin del plan para ser utilizados comoinsumo en la mejora del estudio y actualizacin del plan.
Palabras Claves: Confiabilidad Operacional, Inspeccin, Mantenimiento, Riesgo, EquiposEstticos
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NDICE GENERAL
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APROBACIN DEL JURADO..... i
AGRADECIMIENTOS... ii
RESUMEN... iii
NDICE GENERAL iv
LISTA DE FIGURAS.. vi
LISTA DE SMBOLOS Y ABREVIATURAS.. viiINTRODUCCIN... 1
Justificacin del problema. 2
Objetivo General 4
Objetivos Especficos. 4
Descripcin Breve de la Instalacin Objeto del Estudio... 4
CAPTULO I. MARCO TERICO.. 12
Conceptos Bsicos. 12
Incertidumbre y Riesgo.. 14
Alcance de la metodologa IBR del API 16
Fundamentos de la mejora en las actividades de inspeccin. 16
Estimacin de la probabilidad de falla... 21
Evaluacin del deterioro del equipo.. 22
Estimacin de las consecuencias de la falla... 24
Reduccin del Riesgo mediante la Inspeccin... 26
Mejoramiento del programa de inspeccin 27
Impacto de la aplicacin de IBR 28
Gerencia del Riesgo... 29
Relacin de IBR con los estndares de integridad mecnica. 30
Relacin de IBR con otras metodologas de Confiabilidad y Riesgo 31
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CAPTULO II. METODOLOGA. 33
Algunas consideraciones en la aplicacin de la metodologa de InspeccinBasada en Riesgo (IBR) del API...
35
Recopilacin de Informacin. 35Estimacin de las consecuencias... 37
Algunas consideraciones sobre la estimacin de consecuencias... 42
Estimacin de la probabilidad de falla... 44
Emisin de Resultados... 54
Matriz de Riesgo 54
Plan de Inspeccin. 57
Software para IBR.. 60
CAPTULO III. RESULTADOS... 62
CAPTULO IV. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 70
Conclusiones.. 70
Recomendaciones.. 72
REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS... 73
ANEXO A. DEFINICIN DE LOS GRUPOS DE INVENTARIO UNIDADDA-1..
75
ANEXO B. RESULTADOS DE LA ESTIMACIN DEL RIESGO.. 78
ANEXO C. PLAN DE INSPECCIN... 92
ANEXO D. CRITERIOS DE EFECTIVIDAD DE LA INSPECCIN DEACUERDO CON LA METODOLOGA IBR API PARAADELGAZAMIENTO DE PARED POR CORROSIN GENERALIZADA.. 108
ANEXO E. CRITERIOS DE EFECTIVIDAD DE LA INSPECCIN DEACUERDO CON LA METODOLOGA IBR API PARAADELGAZAMIENTO DE PARED POR CORROSIN LOCALIZADA... 109
ANEXO F. CRITERIOS DE EFECTIVIDAD DE LA INSPECCIN DEACUERDO CON LA METODOLOGA IBR API PARAADELGAZAMIENTO DE PARED POR CORROSIN EXTERNA... 110ANEXO G. CRITERIOS DE EFECTIVIDAD DE LA INSPECCIN DEACUERDO CON LA METODOLOGA IBR API PARA TUBOS DEHORNOS..
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LISTA DE FIGURAS
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Figura 1 Diagrama de Proceso simplificado de la Unidad DA-1. 11
Figura 2 Estimacin del Riesgo... 13
Figura 3 Niveles de Conocimiento... 15
Figura 4 Perfil aceptable de la Gerencia del Riesgo 17
Figura 5Causas de las fugas en una instalacin de procesamiento de
hidrocarburos.
18
Figura 6 Manejo o Gerencia del Riesgo usando Inspeccin Basada en Riesgo... 20
Figura 7 Diagrama de flujo simplificado para la estimacin de las consecuencias. 25
Figura 8 Relacin de IBR con otros estndares de integridad mecnica. 31
Figura 9 Procedimiento para la aplicacin de la metodologa IBR del API 34
Figura 10 Diagrama de flujo simplificado para la estimacin de consecuencias.. 38
Figura 11 Representacin grfica de la medicin de las consecuencias 40
Figura 12 Criterios para determinar el tipo de fuga... 41
Figura 13 Representacin grfica del clculo de la frecuencia de falla. 45
Figura 14 Estructura de los Mdulos Tcnicos.. 51
Figura 15 Matriz de Riesgo tpica del programa de Inspeccin Basada en Riesgo... 56
Figura 16 Planificacin de la inspeccin... 57
Figura 17 Efecto de la implantacin de IBR en el riesgo.. 58
Figura 18Factores de Riesgo lmites para establecer la efectividad, cantidad y
frecuencia de inspeccin59
Figura 19 Efecto del nivel de efectividad de la inspeccin en la probabilidad de
falla y el riesgo...60
Figura 20 Matriz de riesgo (condicin actual - frecuencia) Unidad DA-1 63
Figura 21Matriz de riesgo (condicin actual - distribucin de equipos) Unidad
DA-1..64
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RTB Nafta rica en aromticos y naftenosSCC Agrietamiento ocasionado por corrosin bajo tensin (Stress Corrosion
Cracking)
TMSF Subfactor del Mdulo Tcnico (Technical Module Subfactor)
TOFD Tcnica especial de inspeccin no destructiva por ultrasonido (Time of Flight
Diffraction)
UT Tcnica de inspeccin no destructiva por ultrasonido
VCE Explosin de nube de vapor de hidrocarburo (Vapor Cloud Explosion)
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INTRODUCCINUna de las interrogantes ms importantes que se hace toda persona responsable del cuidado de
una instalacin de proceso es cmo utilizar efectivamente los recursos disponibles para
realizar actividades de prevencin de fallas. El entorno industrial de hoy en da, donde las
empresas se enfrentan a mercados globalizados, altos costos de materias primas, restricciones
al acceso y altos costos de capital, conduce a que cada unidad monetaria invertida en el
cuidado de la instalacin debe estar completamente justificada, es decir, debe estar dirigida a
atacar una situacin especfica, y al mismo tiempo, debe tener un impacto positivo en elnegocio, de modo que pueda agregar valor al mismo. La metodologa de Inspeccin Basada en
Riesgo (IBR) se presenta como una herramienta til para la persona responsable del cuidado
de una instalacin de proceso debido a que le permite identificar aquellos elementos dentro de
la instalacin que muestran un alto riesgo de operacin, y sobre los cuales deben dirigirse los
esfuerzos y los recursos de las actividades de inspeccin y mantenimiento, permitiendo as un
uso efectivo de dichos esfuerzos y recursos, y al mismo tiempo, reducir la probabilidad de
ocurrencia de eventos no deseados y controlar los riesgos de operacin, al detectar y conocer
el comportamiento de los mecanismos de degradacin que afectan a un equipo, y que pueden
conducir, si no estn debidamente identificados y caracterizados, a una falla catastrfica del
equipo. Por otra parte, el uso de la metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo puede
identificar oportunidades en la toma de decisiones gerenciales para la reduccin del riesgo a
travs de la mitigacin de las consecuencias de eventos no deseados.
El presente Trabajo de Grado mostrar la aplicacin de la metodologa de Inspeccin Basada
en Riesgo desarrollada por el American Petroleum Institute (API), con la finalidad de elaborar
un plan de inspeccin para los equipos estticos de una instalacin de procesamiento de
hidrocarburos en una refinera del Oriente de Venezuela.
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Justificacin del problema
Para realizar las actividades de cuidado de una instalacin se requiere definir la poltica de
inspeccin y mantenimiento de los equipos que componen la misma. Sin embargo, esta no es
una tarea sencilla y los problemas emergen desde el principio para definir las polticas y
estrategias de inspeccin y mantenimiento, entre los cuales se encuentran:
No hay consistencia en la filosofa de anlisis.
El personal de mantenimiento, a pesar del riesgo, crea polticas en las que un sobre-
mantenimiento; y el uso de mtodos intrusivos o de revisin y reparacin como medios de
prevencin, a menudo sirven ms para el detrimento de la confiabilidad que para su bien.
No hay auditorias, y slo aquellos que escriben las polticas, conocen sus motivos. Se hace
casi imposible revisar el programa y evaluar objetivamente su efectividad.
Debido a que el establecimiento de las polticas se convierte en una tarea prioritaria, se aplican
acciones contingentes, como es la de definir la poltica de mantenimiento de los equipos y la
instalacin adoptando las recomendaciones del fabricante de los equipos, o utilizando planes
de mantenimiento de activos similares en instalaciones equivalentes, o considerando los
requerimientos de los cdigos, estndares y regulaciones o leyes gubernamentales aplicables,
una combinacin de toda esta informacin disponible.
El problema de adoptar este tipo de prctica es que las polticas y planes de mantenimiento no
se adaptan al contexto operacional de la instalacin. En los planes de inspeccin y
mantenimiento adaptados se encuentra que:
Muchas tareas se duplican.
Algunas tareas se hacen demasiado frecuente (y algunas demasiado tarde).
Algunas tareas no sirven para nada.
Muchas tareas son intrusivas y basadas en revisin y reparacin en vez de tomarse
decisiones basadas en las condiciones del equipo.
Suceden muchas fallas costosas y riesgosas, que pudieran ser prevenidas.
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As, estos planes de inspeccin adaptados se aplican indiscriminadamente y de manera
repetitiva cada vez que se requiere realizar el mantenimiento de la instalacin, sin tomar en
cuenta el contexto operacional especfico de cada equipo en la instalacin.
Por otra parte, la mayora de los estndares y cdigos utilizados para establecer frecuencias de
inspeccin estn basados exclusivamente en la probabilidad de ocurrencia de una falla, sin
considerar la consecuencia de dicha falla. Estos estndares y cdigos generalmente proveen
los requerimientos mnimos para las frecuencias de inspeccin, como una gua para el
establecimiento de los planes de inspeccin.
Otros requerimientos que debe satisfacer un plan de inspeccin de equipos son:
Reducir el riesgo de fallas de altas consecuencias.
Mejorar la efectividad de los recursos y esfuerzos invertidos en las actividades de
inspeccin y mantenimiento.
Proveer el fundamento tcnico para dirigir los recursos y esfuerzos invertidos en las
actividades de inspeccin y mantenimiento, hacia los equipos que presentan los mayores
riesgos de operacin.
Estimar y comprender los riesgos asociados a los planes de inspeccin aplicados
actualmente.
Estimar la reduccin del riesgo como resultado de la ejecucin de actividades de
inspeccin.
Reducir el tiempo fuera de servicio de la instalacin durante las paradas de mantenimiento
mayor.
Evaluar el impacto de diferir el perodo de tiempo en el cual se debe realizar la parada de
mantenimiento mayor de la instalacin, en trminos de riesgo.
Identificar aquellos equipos que pudieran ser intervenidos durante la operacin normal de
la instalacin (inspeccin en servicio en caliente).
Los requerimientos del plan de inspeccin previamente mencionados pueden ser cubiertos
mediante la aplicacin de la metodologa de IBR.
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Objetivo General
El objetivo del presente Trabajo de Grado es elaborar un Plan de Inspeccin para los equipos
estticos de una instalacin de procesamiento de hidrocarburos, utilizando la metodologa de
Inspeccin Basada en Riesgo desarrollada por el API, con la finalidad de agregar valor al
negocio mediante la planificacin de actividades efectivas de inspeccin que permitan la
prevenciny reduccinde fallas cuyas consecuencias afectan a la seguridad del personal, al
ambiente y la instalacin; e incrementar as su disponibilidad, confiabilidad, calidad de los
productos y productividad.
Objetivos Especficos
Utilizar la metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo desarrollada por el API, para elaborar
un Plan de Inspeccin para los equipos estticos de una instalacin de procesamiento de
hidrocarburos que permita:
Evaluar los equipos que componen la instalacin para identificar reas de alto
riesgo.
Estimar el riesgo asociado a la operacin de cada equipo.
Jerarquizar los equipos con base en la estimacin de su riesgo de operacin.
Elaborar un plan de inspeccin para cada equipo adecuado al riesgo estimado.
Descripcin Breve de la Instalacin Objeto del Estudio
La instalacin objeto del presente trabajo es una planta de destilacin atmosfrica ubicada en
una refinera del oriente de Venezuela. Esta unidad fue diseada para procesar 0,081 m 3/s (44
MBD) de crudo con una gravedad promedio de 30 API. Sin embargo, debido a las mejoras
realizadas en la unidad, se puede procesar 0,147 m3/s (80 MBD). Los crudos que conforman la
dieta tpica a la planta son: Mesa de 30 API y Merey de 16 API, este ltimo hasta un 10% en
volumen de la alimentacin a la unidad. Actualmente, el crudo alimentado es 100% Mesa de30 API a un caudal de 0,145 m3/s (79 MBD).
La unidad consta de los siguientes equipos: un desalador elctrico, un tambor compensador de
crudo, una torre fraccionadora principal con 34 platos, cinco recipientes despojadores, dos
hornos, uno de tiro natural de 19 MBD y el otro de tiro forzado de 72 MBD, una torre
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despojadores es descargada al drenaje o enviada al tambor FA-11 para reutilizarla
inyectndola al crudo que ser desalado.
Gasolina: Luego de ingresar a la DA-6 el producto de fondo es enfriado y se enva a la unidad
redestiladora de gasolinas (U-051) para su fraccionamiento en nafta despentanizada (DPN) y
nafta rica en aromticos y naftenos (RTB). Los vapores de tope son condensados y pasados al
tambor de reflujo FA-5, del cual los gases no condensables se envan al sistema de gas
combustible de Refinera o se procesan directamente en los hornos BA-1 y H-751. Los
lquidos son succionados y divididos en dos corrientes, una es retornada a la torre como reflujo
de tope y la otra es el propano - butano alimentado a la unidad de desintegracin cataltica de
lecho fluidizado (FCC).
Nafta: Se enva al despojador de nafta total DA-2 para recuperar componentes ms voltiles
que son retornados a la columna principal. De all es succionada y precalentada con reflujo
trap traypara ser alimentada a la fraccionadora de nafta DA-8 y obtener mezclas de nafta
liviana y pesada. Con la filosofa operacional de Maximizacin de Destilados, la nafta
pesada se incorpora a la corriente de diesel pesado o a la de Jet A-1, mientras que la nafta
liviana es enfriada y pasada al tambor FA-10, cuyo producto de fondo es succionado y
dividido en dos corrientes que van una al tope de la torre como reflujo y la otra enfriada a
almacenaje (sistema de naftas). Con la filosofa operacional de Maximizacin de Naftas,
ambas corrientes se envan al sistema de naftas.
Destilados: La unidad puede operar bajo tres esquemas: Kero, Jet A-1 y Diesel liviano. La
fraccin que se est retirando es despojada de componentes ms livianos en el DA-3 y
succionada a travs de un sistema de intercambiadores para aprovechar el calor desprendido en
el precalentamiento del crudo hasta completar su enfriamiento con agua. Todos los cortes son
enviados a almacenaje y pueden ser utilizados para mercado interno y/o exportacin. En el
caso de produccin de Jet A-1, se le incorpora la corriente de nafta pesada proveniente de la
DA-8 por conveniencia y estrategias de mercado. El Jet A-1 es comercializado comocombustible de aviacin.
Diesel pesado: Con aproximadamente 0,75% de azufre, tambin es utilizado para precalentar
al crudo alimentado a la unidad, previamente despojado en el DA-4 de fracciones ms livianas
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que pudiera contener. Completado su enfriamiento con agua es enviado a almacenaje para un
posterior uso y comercializacin en mercado local.
Gasleo: se utiliza en su totalidad como insumo para la unidad de Craqueo Cataltico en Lecho
Fluidizado (FCC), luego de ser despojado en el DA-5 de aquellas fracciones ms livianas
retornadas a la torre principal y enfriado mediante la transferencia de calor con las corrientes
de gasolina y nafta de fondo en los rehervidores de las torres DA-6 y DA-8 respectivamente,
con la del crudo alimentado y finalmente agua.
Residual: Es succionado de la torre principal y enfriado mediante el intercambio de calor con
el crudo de alimentacin y luego con agua para su posterior almacenaje. Se usa como mezcla
combustible para barcos (2,0 - 2,2 %S).
Como ya se mencion, de la torre principal DA-1 se extraen dos corrientes utilizadas paraaprovechar la transferencia de calor en el precalentamiento del crudo correspondientes a los
reflujos intermedios y trap tray. Ambos salen de la torre cediendo primeramente calor al
crudo, luego son succionados para intercambiar calor con gasolina alimentada a la torre DA-6
en el caso del reflujo intermedio, y con la nafta de alimentacin a la torre DA-8 en cuanto al
trap tray. Por ltimo, nuevamente con crudo antes de regresar a la torre. Adems, estos
reflujos ayudan a mantener el perfil de temperatura en esas zonas de la columna.
Los rendimientos de la unidad para un procesamiento de 0,145 m
3
/s (79 MBD) de crudo 100%Mesa, bajo las filosofas de operacinMaximizacin de Destilados y Maximizacin de Naftas,
se presentan en la Tabla 1 mostrada a continuacin:
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Tabla 1. Rendimientos tpicos para la Unidad de Destilacin Atmosfrica.
0,145 m3/s (79 MBD) 100% Mesa
Rendimientos (%V)
Maximizacin Destilados Maximizacin Naftas
Gas 0,70 0,70
GLP 0,70 0,70
Gasolina 13,80 13,80
Nafta L./Nafta T. 0,30 1,40
Jet A-1 11,40 10,10
Diesel Pesado 19,70 19,20
Gasleo 11.10 11,10
Residual 21,30 33,00
En cuanto a los parmetros de control operacionales procesando una dieta de 100 % crudo
Mesa bajo la filosofa maximizacin de destilados, estn los reportados en la Tabla 2 mostrada
a continuacin [1]:
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Tabla 2. Parmetros de control operacional de la Unidad de Destilacin Atmosfrica
(cont.).
Parmetros de Control Valores en Operacin Normal
Flujos (m3/s / BPH)
Reflujo Intermedio 0,071 / 1.600
Reflujo Tap-Tray 0,040 / 900
Gasolina 0,0211-0,0221 / 480-500
Nafta L. 353,3x10-6/ 8
Jet A-1 0,021 / 472
Diesel Pesado 0,035 / 810
Gasleo 0,019-0,020 / 430-450
Residual 0,040-0,042 / 900-950
Vapor de media (Kg/s / Lbs/Hr)
Fondo de DA-1 1,76 / 14.000
Para una mejor compresin de la instalacin evaluada la Figura 1 muestra un diagrama de
proceso simplificado de la Unidad de Destilacin Atmosfrica DA-1.
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Fuente: Troyer, S.Mensaje electrnico del autor, 03 de agosto de 2005
Figura 1. Diagrama de Proceso simplificado de la Unidad DA-1.
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CAPTULO I
MARCO TERICO
Conceptos Bsicos
En trminos comunes la palabra riesgotiene varios significados, pero generalmente se refiere
a la probabilidad o posibilidad de una prdida. Tambin se la utiliza para describir la magnitud
de una posible prdida.
En la metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo (IBR), el riesgodescribe una combinacinde la consecuencia y la probabilidad de una prdida. As, los eventos de alto riesgo tienen una
alta probabilidad que resultan en grandes consecuencias o prdidas. Los eventos de bajo riesgo
son aquellos con una probabilidad de ocurrencia muy baja y sin prdidas significativas. El
comprender el aspecto bidimensional del riesgo permite una nueva percepcin del uso del
riesgo como una herramienta para la jerarquizacin de las actividades de inspeccin.
Por lo tanto, para la metodologa Inspeccin Basada en Riesgo el riesgo ser:
Riesgo (Consecuencias/Ao) = P x C (1)
Donde:
P = Probabilidad o frecuencia de ocurrencia de un evento (Eventos/Ao)
C = Consecuencias del evento (Consecuencias/Evento)
El anlisis de esta ecuacin permite entender el poder de esta figura de mrito o indicador para
el diagnstico de situaciones y la toma de decisiones. A travs de este indicador, pueden
compararse situaciones y escenarios que bajo una perspectiva cotidiana resultaran dismiles,pero bajo ciertas circunstancias deben evaluarse y considerarse en un proceso de toma de
decisiones [2].
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La Figura 2 muestra un modelo ideal y simplificado del riesgo asociado a la operacin de
algunos equipos en una instalacin. En este ejemplo se estiman tanto la probabilidad como las
consecuencias de falla para 10 equipos, y los resultados se colocan en el grfico. Los puntos
representan el riesgo asociado a cada equipo.Ordenando los equipos por su riesgo se produce
una jerarquizacin por riesgo de los equipos a ser inspeccionados. A partir de esta lista se
puede desarrollar un plan de inspeccin que dirija su atencin en los equipos de alto riesgo.
P
R
O
B
A
B
I
L
I
D
A
D
D
E
F
A
L
L
A
RIESGO
2
3
6
5
7
4
9
8
CONSECUENCIAS
Fuente: Publicacin API P 581Risk Based Inspection Base Resource Document. 2.000
Figura 2. Estimacin del Riesgo
La estimacin de la probabilidad y de las consecuencias permite obtener una jerarquizacin
del riesgo (costo/ao), lo cual convierte a la metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo en
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certidumbre total. El grado de separacin entre el nivel de conocimiento del proceso que se
considere, y el estado de certidumbre total se define como nivel de incertidumbre, y se
representa grficamente el la Figura 3.
Fuente: Yaez M, M.; Gmez de la Vega, H.; Valbuena C., G.,Ingeniera de Confiabilidad y Anlisis Probabilstico de Riesgo.
Figura 3. Niveles de Conocimiento.
El nivel de incertidumbre se suele reflejar en formas de:
Sobre o sub - dimensionamiento
Sobre o sub - mantenimiento
Sobre o sub - estimacin de presupuestos
Fallas o paradas no planificadas
Estimaciones erradas y desaciertos
La incertidumbre proveniente del nivel de conocimiento que se tenga sobre variables, procesos
o fenmenos puede reducirse a travs de la adquisicin de mayor conocimiento o mediante la
compra de informacin (adiestramiento de personal, adquisicin de ms efectivas tecnologas
de medicin, encuestas, etc.). Es aqu donde la inspeccin de los equipos juega un papel
sumamente importante, debido a que permite reducir la incertidumbre relacionada a la
probabilidad de falla ocasionada por los mecanismos de degradacin, y en consecuencia
permite conocer el riesgo asociado a la operacin de los equipos.
Las actividades de inspeccin modifican la probabilidad de falla de los equipos. La falla en
sistemas desatendidos es diferente a la falla en sistemas atendidos. La falla en sistemas
desatendidos se define como:
Probabilidad de falla = probabilidad que el deterioro alcance el nivel crtico,
y la falla en sistemas atendidos se define como:
IGNORANCIA CERTEZA
INCERTIDUMBRE
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Fuente: Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [en lnea], Houston, Texas, USA, Risk Based
Inspection ASME, The Equity Engineering Group, Inc. Disponible en www.asmepem.org/meetings/past_nov_2003.pdf.
Figura 4. Perfil aceptable de la Gerencia del Riesgo
En muchas instalaciones industriales los planes de inspeccin se establecen para detectar y
evaluar el deterioro asociado al servicio. La Figura 5 muestra las causas de las fugas en una
instalacin de procesamiento de hidrocarburos. Aproximadamente cerca de la mitad de las
prdidas ocasionadas por fugas en una instalacin de procesamiento de hidrocarburos tpica
pueden ser influenciadas por las actividades de inspeccin [3].
CONSECUENCIAS
PROBABILIDAD
Enfoque en los
renglones de
alto riesgo
para reducir el
riesgo
Evitar costos de
inspeccin
innecesarios
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18
41%
20%
18%
8%
6% 4% 3%
Fallas MecnicasError Operacional
Causas Desconocidas
Desviaciones Operacionales
Peligros Naturales
Errores de Diseo
Sabotaje
Fuente: Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [en lnea], Houston, Texas, USA, Risk Based
Inspection ASME, The Equity Engineering Group, Inc. Disponible en www.asmepem.org/meetings/past_nov_2003.pdf.
Figura 5. Causas de las fugas en una instalacin de procesamiento de hidrocarburos.
La efectividad de los programas de inspeccin vara ampliamente, desde programas reactivos,
que se concentran en reas conocidas con problemas, hasta programas altamente proactivos
los cuales cubren una gran variedad de equipos. Un extremo de estos apunta hacia no reparar
a menos que se rompa, mientras que el otro sera una inspeccin completa de todos los
equipos basndose en la frecuencia, muchas veces invirtiendo dinero en actividades que no
son necesarias. La seleccin de los intervalos de inspeccin ha evolucionado con los aos. Con
la necesidad de verificar peridicamente la integridad de los equipos, los custodios y
organizaciones inicialmente fijaron intervalos basndose en fechas calendario o en tiempos en
servicio.
Con el avance de las tcnicas y metodologas de inspeccin, y con el mejor entendimiento de
los mecanismos y tasas de deterioro, los intervalos de inspeccin se hicieron ms dependientes
de la condicin del equipo que de un intervalo arbitrario basado en el calendario. Cdigos y
normas tales como API 510 [4], API 653 [5] y API 570 [6]se desarrollaron con una filosofa
de inspeccin fundamentada en elementos tales como:
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adicional al asociado a la operacin (por ejemplo ingreso de humedad en un equipo
susceptible a ataque por cidos politinicos; dao durante la inspeccin de recubrimientos
protectores en recipientes, etc.). Esta situacin es representada por la lnea punteada de la
curva superior en la Figura 6.
R
IE
SG
ORiesgo usando IBR
Riesgo usando programas de inspeccin tradicionales
Riesgo residual no afectadopor los programas de IBR
NIVEL DE LA ACTIVIDAD DE INSPECCION
Fuente: Publicacin API P 581Risk Based Inspection Base Resource Document. 2.000
Figura 6. Manejo o Gerencia del Riesgo usando Inspeccin Basada en Riesgo.
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Como se ve en la curva inferior de la Figura 6, el riesgo no se puede mitigar o reducir slo con
esfuerzos en inspeccin. Los factores que introducen riesgo residual de una prdida de la
funcin contenedora son, pero no estn limitados a los siguientes [7]:
Errores humanos Desastres naturales.
Eventos externos (por ejemplo colisiones o impactos de objetos).
Efectos secundarios de instalaciones cercanas.
Efectos por consecuencias en equipos asociados en la misma unidad o planta.
Actos deliberados (por ejemplo sabotaje).
Limitaciones fundamentales de los mtodos de inspeccin.
Errores de diseo.
Mecanismos de deterioro desconocidos.
Muchos de estos factores estn fuertemente influenciados por el sistema de Gerencia de
Seguridad de los Procesos (GSP) en la facilidad o instalacin.
Estimacin de la probabilidad de falla
La probabilidad de falla se estima para cada tipo de equipo que compone la unidad de proceso.
El anlisis para la estimacin de la probabilidad de falla se fundamenta en una base de datos
genrica de frecuencias de falla para cada tipo de equipo, y se calcula una Frecuencia de Falla
Ajustada (FFA), por medio de la modificacin de la Frecuencia Genrica de Falla (FGF), para
obtener una frecuencia de falla diferenciada y que es especfica para cada equipo dentro de la
instalacin. La frecuencia genrica de falla (FGF) es modificada por un factor (el factor de
equipo FE) que es especfico a la integridad mecnica del equipo contenedor de presin en
evaluacin, y tambin por un factor (el factor de gerencia FM) que es relativo a la calidad de lagerencia de los sistemas de la instalacin que afectan a la integridad mecnica. De all que la
Frecuencia de Falla Ajustada puede ser expresada como:
FFA = FGF * FE* FM (2)
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Algunos de los aspectos que son evaluados cuantitativamente para calcular el factor de
modificacin de equipo FEincluyen entre otros a [8]:
Tipo y tasa de dao esperado (por ejemplo, adelgazamiento de pared,
agrietamiento, etc.). Alcance y calidad del programa de inspeccin (por ejemplo, frecuencia, mtodos,
etc.).
Historial de equipos y procesos.
El factor de gerencia FGevala el impacto potencial en la integridad mecnica de sistemas de
gerencia tales como:
Procedimientos de mantenimiento y entrenamiento.
Informacin de seguridad de procesos.
Prcticas y procedimientos de manejo del cambio.
Procedimientos operacionales.
Anlisis de peligros de procesos.
Evaluacin del deterioro del equipo
El ncleo del factor de equipo FEes la evaluacin de los mecanismos de degradacin activos y
potenciales (por ejemplo, corrosin localizada agrietamiento ocasionado por H2S hmedo) y
las tasas de dao (tasa de corrosin tasa de agrietamiento). Esta evaluacin est incluida en
los mdulos tcnicos desarrollados para cada tipo de mecanismo de degradacin (incorporados
en la publicacin API P 581 [7]) los cuales se utilizan en el clculo del factor de modificacin
de equipo.
Otro aspecto principal evaluado por los mdulos tcnicos es la efectividad del programa de
inspeccin aplicado actualmente en detectar y hacer seguimiento (monitorear) a losmecanismos de degradacin identificados como activos. La efectividad de la inspeccin para
cada mecanismo de degradacin es jerarquizada tal como se muestra en la Tabla 3.
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Tabla 3. Jerarquizacin de la efectividad de la inspeccin [7]
Categora Descripcin Comentarios
A Altamente efectivaLos mtodos de inspeccin identificarn correctamente el estado
de dao verdadero casi siempre (80% a 100% de confianza).
B Generalmente efectivaLos mtodos de inspeccin identificarn correctamente el estado
de dao verdadero la mayora de las veces (60% a 80% de
confianza).
C Moderadamente efectivaLos mtodos de inspeccin identificarn correctamente el estado
de dao verdadero aproximadamente el 50% de las veces (40% a
60% de confianza).
D Poco efectivaLos mtodos de inspeccin proveern poca informacin para
identificar correctamente el estado de dao verdadero (20% a
40% de confianza).
E InefectivaLos mtodos de inspeccin no proveern informacin paraidentificar correctamente el estado de dao verdadero, y son
considerados inefectivos para detectar un mecanismo de dao
especfico (menos de 20% de confianza).
Se han desarrollado mdulos tcnicos especficos para cada uno de los diferentes tipos de
mecanismos de dao identificados como activos en la industria de procesamiento de
hidrocarburos y petroqumica, como por ejemplo:
Mecanismos de corrosin general y localizada.
Mecanismos de agrietamiento ocasionados por corrosin bajo tensin (Stress
Corrosion Cracking SCC).
Agrietamiento ocasionado por ataque por hidrgeno.
Daos ocasionados por ataque por hidrgeno a alta temperatura.
Fractura frgil y otros efectos trmicos/mecnicos.
Estos mdulos tcnicos cumplen cuatro funciones:
Analizar las condiciones de operacin para identificar los mecanismos de
degradacin activos.
Establecer la tasa de dao.
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Las estimaciones de consecuencias para cuatro tamaos de agujeros de fuga, desde 0,25
pulgadas hasta ruptura total, son calculadas y sumadas. Para eventos con fluidos inflamables
se efectan clculos para determinar la probabilidad de que el evento sea una explosin de una
nube de vapor, un fuego tipo llamarada (flash), un fuego tipo antorcha (jet), un incendio tipo
piscina (pool fire), o una dispersin segura (sin ignicin).
El efecto en la interrupcin del negocio (prdida de dinero) se incluye cuando una cantidad de
activos de capital puedan perderse o estar fuera de servicio un perodo de tiempo despus de
un evento. El costo de efectos ambientales catastrficos puede ser incluido, espacialmente en
el evento de una potencial fuga de lquido fuera de la instalacin, por ejemplo una fuga de que
contamine una fuente de agua. Tambin se evalan potenciales eventos txicos a los seres
humanos, en el caso de que un fluido txico pudiera ser liberado.
Reduccin del Riesgo mediante la Inspeccin
El producto final de la aplicacin de la metodologa IBR cuantitativa en un proceso particular
debe contener una jerarquizacin prioritaria de cada equipo para los siguientes niveles de
actividades de inspeccin:
Un plan de inspeccin mnimo.
El nivel de inspeccin actual.
Un nivel de inspeccin optimizado.
Este producto conducir al usuario a entender como diferentes programas de inspeccin con
diferentes niveles de actividades de inspeccin, afectan los niveles de riesgo total debido al
cambio en la probabilidad de falla.
Una vez estimado el riesgo total para cada equipo, el prximo paso es decidir que hacer con la
lista de equipo jerarquizada por el riesgo. Existen muchas oportunidades para la reduccin del
riesgo en la Industria de Procesamiento de Hidrocarburos y Petroqumica (IPHP), y esta
industria est invirtiendo sumas millonarias de dinero hacia este fin. Uno de estos esfuerzos de
potencial reduccin de riesgo es el programa de inspeccin y pruebas. Una vez conocidos los
equipos de mayor prioridad, se est en capacidad de determinar muy especficamente donde
deben enfocarse los esfuerzos del programa de inspeccin y pruebas para reducir el riesgo
total.
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Primero, y lo ms obvio, es que la frecuencia de inspeccin puede ser ajustada al nivel de
riesgo del equipo. Pero tambin, los mtodos y herramientas para el programa de inspeccin y
pruebas pueden ser cambiados. El alcance, calidad y extensin de la inspeccin y los datos
adquiridos pueden ser ajustados. Pueden ser aplicadas tcnicas ms globales de inspeccin
(como termografa o emisin acstica), cuando sea apropiado. Se pueden efectuar ms
inspecciones en-marcha (on-stream) para evaluar el dao mientras el equipo est en servicio.
Las inspecciones pueden estar ms enfocadas a las reas donde se esperan daos. Cuando sea
apropiado, se pueden utilizar herramientas y tcnicas ms sofisticadas para detectar y
caracterizar dao localizado y agrietamiento, como el ultrasonido de defectologa (por ejemplo
tcnicas zipscan, TOFD y otras similares).
Estos cambios en las actividades de inspeccin son planificados en la prxima inspeccin
programada, es decir, en la planificacin de la prxima parada de mantenimiento mayor. Una
vez que se realizan las inspecciones, se efectan los anlisis, se evala la adecuacin al
servicio del equipo, y se realizan las reparaciones recomendadas, entonces el usuario est listo
para actualizar la informacin en el modelo de IBR para determinar como el riesgo total de
cada equipo fue afectado por los cambios en las actividades de inspeccin. Cada vez que se
realiza este proceso se emite una nueva lista jerarquizada de equipos, y despus de que este
proceso se ha ejecutado varias veces, el usuario obtiene una apreciacin, cuantitativa, de cmo
ha cambiado el riesgo de un evento no deseado en la unidad de proceso.
Los equipos de bajo riesgo pueden haber recibido menos recursos y actividades de inspeccin,
sin afectar apreciablemente su riesgo de falla. Los equipos de alto riesgo pudieran haber
descendido apreciablemente en la lista jerarquizada del riesgo, como resultado de haber
recibido mayor inspeccin y mantenimiento en la parada planificada. En general, no solamente
se reduce el potencial para lesiones, prdidas de activos de capital, y prdidas de produccin;
sino que se est en capacidad de alcanzarlo con recursos limitados de inspeccin.
Mejoramiento del programa de inspeccin
Uno de los productos de la aplicacin de la metodologa IBR es el esfuerzo para mejorar el
programa de inspeccin, mediante la obtencin del riesgo ms bajo razonable. Para llevar a
cabo esto, una empresa puede encontrar que se pueden dirigir sus limitados recursos de
inspeccin desde los equipos de bajo riesgo (los cuales pueden estar sobre-inspeccionados)
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Algunas consideraciones en la aplicacin de la metodologa de Inspeccin Basada en
Riesgo (IBR) del API
Un programa exhaustivo de IBR debe incluir todos los equipos estticos que componen la
barrera de contencin de fluidos del sistema en evaluacin, de acuerdo con las necesidades del
usuario. Estos equipos deben ser, entre otros, recipientes a presin (torres, tambores, tanques,
etc.) y sistemas de tuberas de proceso. Adems, existen casos donde se deben abarcar los
componentes contenedores de algunos equipos rotativos (por ejemplo carcazas de bombas).
Se consideran los riesgos tanto en operacin normal, como en perodos de operacin no
rutinarios (arranques, paradas, descontroles o desviaciones en las condiciones normales de
operacin, etc.). La determinacin de las consecuencias y las frecuencias de falla se
fundamentan solo en la operacin normal, debido a que las condiciones normales de operacin
estn ms fcilmente definidas y representan la mayora del tiempo de operacin. Se aplican
ajustes para tomar en cuenta las operaciones no rutinarias, con base en la frecuencia y la
severidad de las desviaciones del proceso y otras situaciones no rutinarias. Estos ajustes se
realizarn para un equipo especfico o de manera universal, segn sea apropiado.
La metodologa IBR requiere un uso intensivo y extensivo de la informacin en detalle. Sin
embargo, el enlace implcito entre precisin y exactitud pudiera no existir, debido al elemento
de incertidumbre que es inherente a las probabilidades y las consecuencias. La exactitud de los
resultados es una funcin de los modelos utilizados, as como tambin de la cantidad y calidad
de la informacin disponible. No se requiere una alta precisin en la estimacin del riesgo para
obtener resultados significativos. Los requerimientos de precisin pueden variar de acuerdo
con la evaluacin. Por ejemplo, el conocimiento preciso del material de construccin de un
equipo es un elemento crtico en la evaluacin de sus mecanismos potenciales de degradacin.
Por otra parte, pequeos errores en las condiciones de operacin o en las dimensiones fsicas
de un equipo tendrn un pequeo efecto en la jerarquizacin final del mismo.
Recopilacin de Informacin
A fin de desarrollar un plan de Inspeccin Basada en Riesgo se debe recolectar entre otra, la
siguiente informacin:
Lista de equipos de la planta.
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Diagrama simplificado de procesos.
Manual de descripcin de procesos.
Diagrama de flujo de procesos.
Balances de masa
Condiciones de operacin de los equipos
Planos o diagramas de tuberas e instrumentacin
Plano o diagrama de ubicacin de equipos en la planta (plot - plant).
Densidad de poblacin (No. de personas/unidad de rea) en la planta, refinera y
reas adyacentes.
Hojas de datos de diseo de los equipos
Planos de los equipos (como construido)
Reportes de inspeccin de equipos
Descripcin de los siguientes sistemas disponibles en la planta y equipos que
cubren:
- Deteccin
- Aislamiento
- Mitigacin
Grupos de inventario
Impacto de la parada de planta diario.
Costo de reemplazo de la planta costo de reemplazo de los equipos.
Superficie ocupada por la planta.
Una lista de la informacin requerida para la aplicacin de la metodologa IBR se muestra de
manera amplia y explicada en detalle en el Captulo 10 Seccin 10.2 del documento API P 581
[7]. Tambin, en la Seccin 10.3 del mismo captulo se muestra una lista de las fuentes
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Fuente: Det Norske Veritas (2001)Risk Based Inspection Training Course. Houston, Texas, USA
Figura 11. Representacin grfica de la medicin de las consecuencias.
El tamao de la fuga o la ruptura, y la probabilidad de que la fuga sea instantnea o continua
por un perodo de tiempo tienen mucho que ver con el tamao y tipo del evento potencial. Los
criterios para determinar que una fuga sea instantnea o continua se muestran en la Figura 12,
y se indican a continuacin:
Todas las fugas de agujeros pequeos, 6,35 mm (0,25 pulgadas), se modelan
como continuas.
Si se toma menos de 3 min para liberar 4.536 Kgs (10.000 Lbs), la fuga para un
tamao de agujero especfico en instantnea.
Tasas de fuga menores se modelan como continuas.
Estos criterios se han desarrollado a partir de la revisin de los datos histricos de incendios y
explosiones, los cuales muestran que las explosiones de nubes de vapor de hidrocarburo no
AreaTxica
Lesionesal Personal
Dao a equipos
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Algunas consideraciones sobre la estimacin de consecuencias
El procedimiento para la estimacin de las consecuencias utilizado por la metodologa de
Inspeccin Basada en Riesgo del API es un enfoque muy simplificado de una disciplina
relativamente compleja, cuya intencin es establecer prioridades relativas para programas de
inspeccin. Debido a este nivel de simplificacin, una alta cantidad de suposiciones estn
implcitas en el procedimiento, adicionalmente a las consideraciones que seran parte de un
anlisis ms profundo. Si se requiere una mayor precisin en la estimacin de las
consecuencias el usuario deber utilizar tcnicas de anlisis ms rigurosas, tal como el anlisis
cuantitativo de riesgos. Algunas de las ms importantes suposiciones relacionadas con este
enfoque simplificado usado por esta metodologa se describen a continuacin:
Hasta la fecha de elaboracin de este trabajo, los fluidos, sus propiedades y
modelos desarrollados para la metodologa IBR de API, se muestran en el Captulo
7, Seccin 7.2 del documento API P 581 [7]. Una lista de los fluidos considerados
en la metodologa IBR de API se muestra en la Tabla 3.
Tabla 3. Lista de fluidos representativos en la metodologa IBR API.
Fluido Aplicable a
C1-C2 metano, etano, etileno, LNGC3-C4 propano, butano, isobutano, LPG
C5 pentanoC6-C8 gasolina, naftaC9-C12 diesel, kerosnC13-C16 jet fuel, gasoil atmosfricoC17-C25 crudo tpico, LVGO, tope torre de vaco
C25+ residuo, crudo pesadoHidrgeno
H2SHF
AguaVapor de agua
Acid (low, med, high) Acido/castico (baja, media, alta presin)Styrene EstirenoAromatics Benceno, Tolueno, XilenoPyrophoric Material que al contacto con el aire hace ignicinEE, EA, EG Etilenglicoles
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Tabla 3. Lista de fluidos representativos en la metodologa IBR API (continuacin).
Fluido Aplicable aEO Oxido de etileno
Methanol Metanol
PO Oxido de propilenoAlCl3 Tricloruro de AluminioDEE Dietilter CO Monxido de Carbono
El mtodo de IBR de API usa un grupo de cuatro tamaos de agujero
predeterminados por tipo de equipo: 6,35 mm (0,25 pulgadas), 25,4 mm (1
pulgada), 101,6 mm (4 pulgadas) y ruptura, los cuales representan los casos de
ruptura pequea, mediana, grande y total respectivamente. Sin embargo, no todos
los tamaos de agujero pueden ser factibles debido a que ellos dependen del tipo y
tamao del equipo.
Se considera un lmite superior para la cantidad de fluido que puede ser liberada al
ambiente por un equipo (es decir, el inventariode fluido en el equipo). Es de hacer
notar que el clculo del inventario se utiliza como lmite superior y no indica que
esta cantidad de fluido sera liberada en todos los escenarios de fuga. La
metodologa de IBR de API no usa un modelo de fluido-hidrulica en detalle. En su
lugar, se utiliza un procedimiento simple para determinar la masa de fluido que
realmente pudiera ser liberada en el caso de una fuga. Al evaluar un equipo, su
inventario es combinado con el de otros equipo conexos que pueden contribuir con
masa de fluido a la fuga. La agrupacin de estos equipos es lo que se denomina un
Grupo de Inventario (este concepto se encuentra explicado ampliamente y en
detalle en el Captulo 10, Seccin 10.2.4.1 del documento API P 581 [7]). El
procedimiento estima la masa disponible para fugar como la menor de las
siguientes 2 cantidades:
- La masa en el equipo ms la masa que puede ser agregada desde el grupo de
inventario dentro de tres minutos, asumiendo el mismo flujo que en el
equipo que est fugando, pero limitada a una fuga por un agujero de 203,2
mm (8 pulgadas) en el caso de ruptura.
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- La masa total del grupo de inventario del equipo en evaluacin.
Los procedimientos y lineamientos para el clculo del inventario de fluido en un
equipo se explican ampliamente y en detalle en el Captulo 10, Seccin 10.4, y en
el Captulo 7, Seccin 7.4 del documento API P 581 [7]. A la fecha de publicacin del presente trabajo, la metodologa de IBR de API
solamente evala las consecuencias asociadas con cuatro fluidos txicos: cido
fluorhdrico (HF), sulfuro de hidrgeno (H2S), amonaco (NH3) y cloro (Cl).
El rea de consecuencias no refleja donde ocurre el dao. Incendios de los tipos
antorcha y piscina tienden a daar las reas alrededor del punto de fuga, mientras
incendios de los tipos explosin de nube de vapor (VCE) y llamarada ("flash")
pueden ocasionar daos lejos del punto de fuga.
El uso de un grupo de condiciones fijas para la meteorologa y orientacin de la
fuga es una gran simplificacin de los clculos en detalle de las consecuencias.
Estos factores tienen un impacto significativo en los resultados.
El uso de rboles estndares de eventos para los eventos de consecuencias y las probabilidades
de ignicin es una limitacin del mtodo de IBR del API. Estos factores son especficos de
cada sitio y se insta al usuario a comprender que ellos se seleccionaron para reflejar
condiciones representativas de la industria de procesamiento de hidrocarburos.
Estimacin de la probabilidad de falla
Para el clculo de la probabilidad de falla para cada equipo se utilizarn los datos de falla
reales disponibles en los sistemas de informacin de la instalacin. En caso de no estar
disponible dicha informacin, se recomienda utilizar los datos publicados en bases de datos
genricas tales como el documento OREDA [9], la gua del AIChE/CCPS [10] y otras. Los
valores de las tasas de falla emitidas en estos documentos deben ser ajustados por un factor de
modificacin de equipo para tomar en consideracin las condiciones de proceso y los aspectos
de diseo mecnico particulares de cada equipo, y su influencia en la integridad mecnica del
mismo. Este factor de modificacin de equipo se encuentra explicado ampliamente y en
detalle en el Captulo 8, Secciones 8.3 y 8.4del documento API P 581 [5].
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La metodologa IBR del API requiere el uso de una frecuencia genrica de falla para comenzar
el anlisis de probabilidad. Se debe seleccionar una fuente de datos que represente a las
instalaciones y equipos similares a aquellos que estn siendo evaluados. Las frecuencias de
fallas genricas se construyen usando los registros de todas las instalaciones dentro de una
empresa, o de varias instalaciones dentro de una industria, de la literatura disponible, reportes
histricos y bases de datos comerciales. Por lo tanto, los valores genricos representan a una
industria en general, y no reflejan la frecuencia de falla verdadera para una instalacin
especfica. La base de datos de frecuencias de falla genricas utilizada en la metodologa IBR
del API est fundamentada en una recopilacin de los registros disponibles del historial de
fallas de equipos. Los registros pueden provenir de una variedad de fuentes. Las frecuencias
de falla genricas han sido desarrolladas a partir de esta informacin para cada tipo de equipo
y cada dimetro de tubera. La base de datos genrica utilizada por la metodologa IBR, a lafecha de publicacin del presente trabajo, se muestra en detalle en la Tabla 4, y se asume que
las frecuencias genricas siguen una distribucin log - normal, con tasas de error variando de 3
a 10, y los valores indicados en la Tabla 4 corresponden a la mediana de la distribucin [11].
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Tabla 4. Base de datos de fallas genrica utilizada por la metodologa IBR del API [7].
Frecuencia de fuga (anual)
Dimetro del agujero (mm / pulgadas)Tipo de Equipo
6,35 / 0,25 25,4 / 1 101,6 / 4 Ruptura
Columnas 8x10-6 2x10-5 2x10-6 6,0x10-7
Compresor centrfugo 1x10-3 1x10-4
Compresor reciprocante 6x10-3 6x10-4
Condensador lado carcaza 4x10-6 1x10-5 1x10-6 6x10-7
Condensador lado tubo 4x10-6 1x10-5 1x10-6 6x10-7
Tambor 4x10-6 1x10-5 1x10-6 6x10-7
Intercambiador de calor lado carcaza 4x10-6 1x10-5 1x10-6 6x10-7
Intercambiador de calor lado tubo 4x10-6 1x10-5 1x10-6 6x10-7
Filtro 9x10-4 1x10-4 5x10-5 1x10-5
Intercambiador de calor tipo Fin Fan 2x10-3 3x10-4 5x10-8 2x10-8
Condensador tipo Fin Fan 2x10-3 3x10-4 5x10-8 2x10-8
Tubos de Hornos 4,62x10-6 1,32x10-6 6,60x10-7
Tambor asentador (K.O. drum) 4x10-6 1x10-5 1x10-6 6x10-7
Tubera, dimetro > 16 pulgadas 6x10-8 2x10-7 2x10-8 1x10-8
Tubera, dimetro 0,75 pulgadas 1x10-5 1x10-6
Tubera, dimetro 1 pulgada 5x10-6 5x10-7
Tubera, dimetro 10 pulgadas 2x10-7 3x10-7 4x10-8 2x10-8
Tubera, dimetro 12 pulgadas 1x10-7 3x10-7 3x10-8 1,5x10-8
Tubera, dimetro 16 pulgadas 1x10-7 2x10-7 2,5x10-8 1x10-8
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Tabla 4. Base de datos de fallas genrica utilizadas por la metodologa IBR del API
(continuacin).
Frecuencia de fuga (anual)
Dimetro del agujero (mm / pulgadas)Tipo de Equipo
6,35 / 0,25 25,4 / 1 101,6 / 4 Ruptura
Tubera, dimetro 2 pulgadas 3x10-6 3x10-7
Tubera, dimetro 4 pulgadas 9x10-7 5x10-7 1,6x10-7
Tubera, dimetro 6 pulgadas 4x10-7 4x10-7 8x10-8
Tubera, dimetro 8 pulgadas 3x10-7 3x10-7 5x10-8 2x10-8
Bomba centrfuga, sello simple 6x10-2 5x10-4 1x10-4
Bomba centrfuga, sello doble 6x10-3 5x10-4 1x10-4
Bomba reciprocante 7x10-1 1x10-2 1x10-3 1x10-3
Reactor 1x10-5 3x10-5 3x10-6 2x10-6
Tanque de almacenamiento atmosfrico 1x10-4 1x10-4 1x10-4 2x10-6
Piso de tanque de almacenamientoatmosfrico
7,2x10-3 2x10-5
Los factores de modificacin reflejan las diferencias identificables en las unidades de proceso
y entre los tipos de equipos en estas unidades. El primer ajuste examina detalles especficos de
cada equipo y del proceso en el cual opera, con el objetivo de desarrollar un factor de
modificacin nico para este equipo en particular. El segundo factor de correccin (FG), ajusta
la influencia de las facilidad del sistema de gerencia en la integridad mecnica de la planta o
unidad. Los factores de modificacin mayores a la unidad incrementarn la frecuencia de falla,
mientras que los menores a la unidad disminuirn la misma.
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Los anlisis para estimar la frecuencia o probabilidad de falla se realizan considerando los
mecanismos de degradacin que afectan a cada equipo de la unidad o planta. En este caso, al
estimar el factor de equipo intervienen los siguientes elementos:
Un subfactor de modificacin que es dependiente del mecanismo de degradacin(TMSF del ingls Technical Module Subfactor), el ambiente y el tipo de material.
Este subfactor es especificado en los Mdulos Tcnicos del documento API P 581
[7].
La probabilidad o frecuencia de falla es estimada por medidas relativas y
categorizacin de la efectividad de la inspeccin.
La severidad y velocidad del deterioro debe ser estimada o calculada por el usuario.
La probabilidad de fuga es estimada mediante un modelo matemtico.
Existen dos trminos claves en la aplicaciones de Inspeccin Basada en Riesgo (IBR) de API:
Evento/Falla se refiere a una fuga en una frontera de presin.
Subfactor de dao (TMSF), el cual representa una extensin a la
cual un equipo especfico se espera que falle en comparacin con el promedio de la
poblacin (el mismo vara de 1 a 5.000).
La probabilidad o frecuencia de falla, la cual determina el riesgo, puede ser controlada
mediante:
La identificacin de los posibles mecanismos de dao en el proceso del equipo.
Uso del mtodo de inspeccin correcto, en el punto adecuado y a una frecuencia
especifica que pueda detectar el dao antes de que ocurra una falla.
Todos los clculos de la probabilidad o frecuencia de falla de los componentes se realiza a
travs de los Mdulos Tcnicos. Estos mdulos cumplen con varias funciones fundamentalesque se manifiestan en los siguientes pasos:
1. Determinar los mecanismos de dao bajo las condiciones normales y anormales de
operacin.
2. Establecer una velocidad de dao en el ambiente en que se opera.
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3. Cuantificar la efectividad de los programas de inspeccin. Confirmar niveles de
dao y velocidades de deterioro.
4. Calcular los subfactores de modificacin (TMSF) a ser aplicados a la frecuencia de
falla genrica. Calcular el factor de modificacin combinado.
5. Calcular la probabilidad de falla ajustada.
Los Mdulos Tcnicos usados para determinar los factores de modificacin (FE) cuentan con
suplementos tcnicos con las siguientes caractersticas:
Son la clave para el clculo de la probabilidad de falla (Factor de Dao).
Son sistemas expertos miniatura que proveen de un estimado de la probabilidad de
falla debido a varios mecanismos de falla.
Los mdulos principales (tipos de dao) son aplicables para la industria de
procesamiento de hidrocarburos y petroqumica. Han sido diseados
particularmente para mecanismos de deterioro activos en la industria, en aceros al
carbono, de baja aleacin e inoxidables.
Proveen de estimados conservadores de la velocidad de corrosin, o grado ms
probable de dao para varias formas de agrietamiento (corrosin bajo tensin y
mecnico).
La inspeccin es considerada mediante la inclusin de un cierto grado de confianza
en la estimacin del dao base observado de acuerdo al alcance de las tcnicas
usadas para cada mecanismo.
La Figura 14 muestra la estructura de los Mdulos Tcnicos.
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Fuente: Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [en lnea], Houston, Texas, USA, Risk Based
Inspection ASME, The Equity Engineering Group, Inc. Disponible en www.asmepem.org/meetings/past_nov_2003.pdf.
Figura 14. Estructura de los Mdulos Tcnicos.
Para establecer o cuantificar el avance del dao se especifican estados o etapas de dao,
clasificando este avance en categoras como se especifica a continuacin.
Etapa de Dao 1: El dao en el equipo no es peor que aquel esperado segn los
modelos de deterioro o la experiencia. Por ejemplo, en el caso de adelgazamiento
de pared, la velocidad de adelgazamiento es menor o igual a la pronosticada al usar
los datos de inspecciones pasadas, o a predicciones basadas en el historial del
equipo.
Etapa de Dao 2: El dao en el equipo no es algo peor al esperado segn los
modelos de deterioro o la experiencia. Este nivel de dao es algunas veces
observado en equipos similares. Por ejemplo, en el caso de adelgazamiento de
pared, la velocidad de adelgazamiento es hasta el doble de la predicha al usar los
datos de inspecciones pasadas del historial de equipos similares cuando no se han
realizado inspecciones.
Mdulos Tcnicos
AdelgazamientoInterno de pared
Agrietamientopor Corrosin
bajo tensin(SCC)
Corrosin
externa
Tubos
de hornos
& HTHA
Dao
Mecnico
y
Metalrgico
Recubri-mientos
metlicos(Linings)
Corrosin por:
Acido HCl Acidos
Sulfdico y
Naftnico a AT H2S / H2a AT H2SO4 Acido HF Aguas agrias Aminas
CO3
Custico Aminas
SSC HIC/SOHIC Carbonato
PTA ClSCC HSC-HF
HIC/SOHIC-HF
Atmosf-rica
Bajoaislamiento (CUI)
Deteriorode Tubos
dehornos
HTHA
Fracturafrgil
Fatiga detuberas
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Etapa de Dao 3: El dao en el equipo no es considerablemente peor al esperado
segn los modelos de deterioro o la experiencia. Este nivel de dao es raramente
observado en equipos similares, pero ha sido observado en alguna ocasin en la
industria. Por ejemplo, en el caso de adelgazamiento de pared, la velocidad de
adelgazamiento es hasta cuatro veces mayor a la predicha al usar los datos de
inspecciones pasadas del historial de equipos similares cuando no se han realizado
inspecciones.
Una vez determinada la etapa de dao, se establecen cinco categoras cualitativas de la calidad
de la inspeccin, que no es ms que una calificacin del mtodo aplicado donde se indica su
efectividad para detectar un mecanismo de deterioro especfico. A modo de ejemplo, en la
Tabla 5 se muestra esta clasificacin para el caso especfico del mecanismo de adelgazamiento
de pared.
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Tabla 5. Categoras de Inspeccin establecidas por la metodologa IBR-API para el caso
de adelgazamiento de pared [7]
CategoraEfectividad Cualitativa de
la Inspeccin
Alcance de la Inspeccin
A
Altamente efectiva.
Mtodo de Inspeccin
identifica correctamente
daos en servicios en 90% de
los casos
Intrusivas: 51-100% inspeccin visual
(remocin parcial de internos) y 51-100% de
Ultrasonido (UT) Radiografa (RT) de reas
de bajo espesor (ABE)
No intrusivas: 100% UT RT de las ABE,
10% de inspeccin con UT 10% de perfil de
espesor con RT
B
Usualmente efectiva.
Mtodo de Inspeccin
identifica correctamente
daos en servicios en 70% de
los casos
Intrusivas: 21-50% inspeccin visual y 21-50%
de medicin puntual de espesores con UT
No intrusivas: 75-99% de medicin puntual de
espesores con UT 5-9% de inspeccin con
UT 5-9% de perfil de espesor con RT
C
Medianamente efectiva.
Mtodo de Inspeccin
identifica correctamente
daos en servicios en 50% de
los casos
Intrusivas: 5-20% inspeccin visual y 5-20% demedicin puntual de espesores con UT
No intrusivas: 50 74% de medicin puntual de
espesores con UT perfil de espesores con RT
en forma aleatoria
D
Poco efectiva.
Mtodo de Inspeccin
identifica correctamente
daos en servicios en menos
de 40% de los casos
Intrusivas: < 5% inspeccin visual sin medicin
de espesoresNo intrusivas: 25 49% de medicin puntual de
espesores con UT
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Tabla 5. Categoras de Inspeccin establecidas por la metodologa IBR-API para el caso
de adelgazamiento de pared (continuacin)
CategoraEfectividad Cualitativa de
la InspeccinAlcance de la Inspeccin
E
No efectiva.
Mtodo de Inspeccin
identifica correctamente
daos en servicios en menos
de 1/3 de los casos
No intrusivas:
< 25% de medicin puntual de espesores con
UT
Emisin de Resultados
Una vez estimadas las probabilidades y consecuencias de la falla de cada uno de los
componentes de la instalacin a la cual se le aplica el programa de Inspeccin Basada en
Riesgo (IBR); se calcula el riesgo, se construye la matriz de riesgo y se elabora el plan de
inspeccin de acuerdo con el riesgo estimado de los equipos.
Matriz de Riesgo
En la Figura 5 se presenta una matriz de riesgo tpica de un estudio de IBR. Cada equipo de la
instalacin puede ser ubicado en la matriz, lo que permite la comparacin del riesgo de la
instalacin en un momento determinado, y ayuda a jerarquizar los esfuerzos de reduccin para
los diferentes niveles de riesgo.
En la matriz de riesgo se indica la probabilidad de falla en el eje vertical, con una escala del 1
al 5. En la metodologa propuesta en el documento API P 581, esta escala indica que los
equipos que estn en las categoras 1, 2, 3 y 4, tendrn una probabilidad de falla igual o menor
a 2, 20, 100 y 1000 veces la probabilidad de falla de la base de datos genrica,
respectivamente, mientras que los que estn en la 5 tendrn una probabilidad de falla mayor a
1000 veces la probabilidad de falla genrica.
La consecuencia de la falla se expresa en el eje horizontal, con una escala desde la A hasta la
E y cada una equivale a un rea afectada especfica. La Categora A corresponde a un rea
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afectada menor o igual a 9,29 m2 (100 pies2), en caso de falla del equipo; la Categora B
corresponde a un rea afectada menor o igual a 92,9 m2(1.000 pies2); la Categora C equivale
a un rea afectada menor o igual a 279 m2 (3.000 pies2); la Categora D a un rea afectada
menor o igual a 929 m2(10.000 pies2), mientras que la E corresponde a un rea mayor a 929
m2.
Como puede observarse en la Figura 15, en la matriz de riesgo se identifican cuatro categoras
de riesgo diferenciadas en zonas de colores que se describen a continuacin: La zona de color
rojo corresponde a la de riesgo alto, mientras que las zonas de color naranja, amarillo y
blanco, corresponden a las de riesgo medio alto, medio y bajo, respectivamente.
La matriz de riesgo se utiliza para elaborar el plan inspeccin, tal como se describe en la
prxima seccin.
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Probabilidad
de Falla
Consecuencias Probabilidad
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Plan de Inspeccin
El desarrollo de un plan de inspeccin debe estar dirigido a los tipos de dao que la inspeccin
debe detectar, y a las tcnicas de inspeccin apropiadas para detectar el dao. La inspeccin
influye en el riesgo primordialmente mediante la reduccin de la probabilidad de falla.
Muchas condiciones (errores de diseo, defectos de fabricacin, mal funcionamiento de
dispositivos de control) pueden ocasionar la falla de un equipo, pero la planificacin de la
inspeccin en servicio est interesada principalmente en la deteccin de la progresin del
dao durante la vida til del equipo, tal como se muestra en la Figura 16, como otra de las
causas de falla.
Fuente: Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [en lnea], Houston, Texas, USA, Risk Based
Inspection ASME, The Equity Engineering Group, Inc. Disponible en Disponible en www.asmepem.org/meetings/past_nov_2003.pdf.
Figura 16. Planificacin de la inspeccin.
La planificacin de la inspeccin considerando el riesgo involucra la concentracin de los
esfuerzos de inspeccin con el fin de reducir el riesgo de una falla. Por lo tanto, una parte
esencial de la planificacin en la metodologa IBR es establecer el enfoque ms costo efectivo
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de satisfacer la aceptabilidad de la falla, o el criterio de aceptabilidad de la probabilidad de
falla. La Figura 17 muestra como aumentar el riesgo hasta la fecha de la inspeccin. El riesgo
calculado disminuir al implantar un programa de IBR.
Fuente: Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [en lnea], Houston, Texas, USA, Risk Based
Inspection ASME, The Equity Engineering Group, Inc. Disponible en Disponible en www.asmepem.org/meetings/past_nov_2003.pdf.
Figura 17. Efecto de la implantacin de IBR en el riesgo.
La clave de la planificacin en la metodologa IBR es el uso del mtodo de actualizacin
probabilstica de las inspecciones, como una parte central del concepto de IBR. La
metodologa para establecer el intervalo de tiempo entre inspecciones est basada en
combinaciones seleccionadas de mtodos de inspeccin (es decir, efectividad de la
inspeccin), cantidad e intervalos entre inspecciones que puedan asegurar que el riesgo es
reducido por un cierto factor, dependiendo de su ubicacin en la Matriz de Riesgo, tal como se
muestra en la Figura 18.
Tiempo
Riesgo
Criterio de
aceptacin
Puntos de
inspeccin
recomendados
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Probabilidad
de Falla
1
2
3
4
5
Consecuencias
A B C D E
330 330 250 100 100
150 150 100 50 25
100 100 50 25 10
20 20 20 20 10
2 2 2 2 1
Fuente: Det Norske Veritas.API RBI Version 3.3.3. USA. 2002
Figura 18. Factores de Riesgo lmites para establecer la efectividad, cantidad y
frecuencia de inspeccin.
Uno de los criterios ms importantes es la capacidad de los mtodos de inspeccin de detectar
las caractersticas de los mecanismos de dao. Parte del anlisis de probabilidades de falla
involucra la asignacin de niveles de efectividad a las inspecciones pasadas. Una descripcin
grfica de el efecto del nivel de efectividad de la inspeccin en la probabilidad de falla y el
riesgo se muestra en la Figura 19. La efectividad de los mtodos de inspeccin para detectar
los mecanismos de dao est evaluada y caracterizada con base en las cinco categoras deefectividad mostradas en la Tabla 3. La asignacin de las categoras de efectividad de la
inspeccin est basada en el juicio profesional y en la opinin de expertos. Estas categoras
son aplicadas durante la planificacin en la metodologa IBR. El punto de inicio para evaluar
diferentes programas de inspeccin es estimar la probabilidad de falla para diferentes estados
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de dao, tomando en cuenta los resultados de la inspecciones previas y el historial de
mantenimiento del equipo.
Fuente: Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [en lnea], Houston, Texas, USA, Risk Based
Inspection ASME, The Equity Engineering Group, Inc. Disponible en www.asmepem.org/meetings/past_nov_2003.pdf.
Figura 19. Efecto del nivel de efectividad de la inspeccin en la probabilidad de falla y el
riesgo.
Software para IBR
A fin realizar la aplicacin de la metodologa IBR en la instalacin objeto del estudio se utiliz
el software desarrollado para tal fin por la empresa Det Norske Veritas para el API, el cual se
denomina Risk Based Inspection Version 3.3.3. Entre las caractersticas funcionales de este
software se incluyen [12]:
Anlisis de recipientes a presin, tanques y tuberas.
Tres niveles de anlisis: cualitativo, semi cuantitativo y cuantitativo.
Cantidad o Tasa de DaoConfianzaenlaCantidaddeDao
Sin inspeccin Baja efectividad
Media efectividad Alta efectividad
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Modulo de generacin de plan de inspeccin automatizado.
Valores de consecuencias expresados en trminos de riesgo por unidad de rea,
riesgo anual por unidad de rea y ubicacin en celda de la matriz de riesgo. Provee
las opciones para incorporar en el anlisis los efectos de daos a personas, daos aequipos, costos de parada, fugas txicas, explosiones, incendios y derrames al
ambiente.
Modelos de consecuencias para varios fluidos y gases comnmente encontrados en
la industria de procesamiento de hidrocarburos y petroqumica.
Estimacin de valores de riesgo para cada tipo de equipo.
Generacin de la matriz de jerarquizacin de riesgo.
Mdulo de clculo del riesgo financiero. Mdulos de sistemas expertos de clculo
del dao para varios mecanismos especficos de corrosin (localizada y
generalizada), varios mecanismos de agrietamiento especficos, fatiga,
termofluencia (creep), ataque por hidrgeno a alta temperatura, varios mecanismos
de fragilizacin, etc. Estos mdulos estn basados en las buenas prcticas de
ingeniera generalmente aceptadas y reconocidas, as como la informacin ms
reciente sobre la materia.
Capacidad para realizar anlisis del tipo que pasa si para considerar cambios,
revisin de unidades e incorporacin de nuevos equipos.
Generacin de reportes para todos los escenarios de riesgo, matrices, resmenes de
riesgo, reportes de consecuencias, probabilidades y planes de inspeccin.
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CAPTULO III
RESULTADOS
La aplicacin de la metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo (IBR) API a la instalacin de
procesamiento de hidrocarburos involucr el anlisis de 72 equipos estticos de proceso,
distribuidos en los siguientes tipos: 52 intercambiadores de calor tipo carcaza-tubo, 8 torres o
columnas, 11 tambores y un horno, lo cual se corresponde con los 132 renglones incorporados
en la base de datos del software de IBR para la estimacin del riesgo. A fin de considerar la
cantidad de fluido que aporta cada equipo, as como la disponibilidad de dispositivos de
aislamiento en la instalacin evaluada en la estimacin de las consecuencias, estos equipos
fueron distribuidos en los grupos de inventario mostrados en el Anexo A. Los siguientes
modelos fueron identificados como mecanismos activos en la instalacin bajo estudio:
Adelgazamiento de pared por corrosin interna.
Adelgazamiento de pared por corrosin atmosfrica.
Adelgazamiento de pared por corrosin bajo aislamiento.
No se identific agrietamiento por presencia de H2S como mecanismo activo, ya que ste se
presenta en muy bajas cantidades en ubicaciones especficas de la instalacin, y no se
presentan estn controladas las condiciones para que este mecanismo de degradacin se
muestre como un mecanismo activo. Los resultados de la estimacin del riesgo en la condicin
actual de los 72 equipos estticos evaluados se indican en las matrices de riesgo mostradas en
las Figuras 20 y 21, as como en el Anexo B.
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CATEGORIAS DE CONSECUENCIAS
A B C D E
5
4 2 3 11 1 17
3 2 1 3
2 6 1 1 2 10
CATEGORIASDE
PROBABILIDAD
1 23 13 3 25 38 102
31 19 5 36 41
Categoras
CATEGORIASDE RIESGO
Frecuencia %Consecuencias
(pis2)Probabilidad
ALTO 1 0,76 100 A 2 1
MEDIO ALTO 51 38,64 1.000 B 20 2
MEDIO 35 26,52 3.000 C 100 3
BAJO 45 34,09 10.000 D 1.000 4
132 100,00 > 10.000 E > 1.000 5
Figura 20. Matriz de riesgo (condicin actual - frecuencia) Unidad DA-1.
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CATEGORIAS DE CONSECUENCIAS
A B C D E
5
4EA-35 C, EA-31B T
EA-37 C, EA-38C, EA-39 C
FA-1, FA-12(CUERPO), FA-3, EA-1C C, EA-1D C, EA-1E C,EA-1F C, EA-1GC, EA-1H C, EA-3 C, EA-31B C
EA-11E T
3EA-36 C, EB-1TUBOS
FA-9 (CUERPO)
2
EA-1A T, EA-3 T,EA-37 T, EA-38T, EA-39 T, EA-
41 T,
FA-2EA-11B T, EA-11F T
CATEGORIASDEPROB
ABILIDAD
1
EA-13 A T, FA-100, E-2 T, EA-10 T, EA-13 B T,EA-1B T, EA-1CT, EA-1D T, EA-1E T, EA-1F T,EA-1G T, EA-1H
T, EA-21 T, EA-22 T, EA-30 T,EA-31A T, EA-35T, EA-36 T, EA-40 T, EA-42 T,EA-5 T, EA-7 T,EB-1 CAJA
DA-1 TOPE, FA-13 (CUERPO),FA-4, EA-10 C,EA-30 C, EA-40C, EA-12A T,EA-12B T, EA-17T, EA-24 T, EA-4T, EA-6 T, EA-9T
DS-2000(CUERPO), FA-8
(CUERPO), EA-42 C
DA-1 DIESEL,DA-1 NAFTA,DA-6 TOPE, DA-10, DA-2, DA-3DA-9, E-2 C, EA-14 C, EA-17 C,EA-1A C, EA-1BC, EA-21 C, EA-22 C, EA-31A C,EA-32 C, EA-33C, EA-34 C, EA-4 C, EA-5 C, EA-7 C, EA-9 C, EA-14 T, EA-32 T,BA-1 CONV 304
DA-1 FONDO, DA-6FONDO, DA-1GASOLEO, DA-4,DA-5, FA-5(CUERPO), EA-11AC, EA-11B C, EA-11C C, EA-11D C,EA-11E C, EA-11FC, EA-12A C, EA-12B C, EA-13 A C,EA-13 B C, EA-16 C,EA-24 C, EA-6 C,
EA-8A C, EA-8B C,EA-8C C, EA-8D C,EA-11A T, EA-11CT, EA-11D T, EA-16T, EA-33 T, EA-34 T,EA-8A T, EA-8B T,EA-8C T, EA-8D T,BA-1 CONV CS, BA-1 CONV P5, BA-1RAD 5Cr E9, BA-1RAD 7Cr E12, BA-1RAD 7Cr E9
Figura 21. Matriz de riesgo (condicin actual - distribucin de equipos) Unidad DA-1.
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Solamente un rengln (0,75%) se ubica en la categora de Alto riesgo, el EA-11 E T
Intercambiador Residual Crudo lado tubo. El resto de los renglones se distribuyen as en las
categoras de riesgo: 51 (38,64%) en Medio Alto, 35 (26,52%) en Medio y 45 (34,09%) en
Bajo Riesgo. La Tabla 6 presenta la distribucin del riesgo por tipo de equipo, mostrndose
que los intercambiadores de riesgo Medio Alto representan un 28,03% de los renglones
evaluados (18,04% lado carcaza y 9,09% lado tubo).
Tabla 6. Distribucin del riesgo por tipo de equipo
Categoras de Riesgo
Tipo de Equipo Alto Medio Alto Medio BajoTotal
Cantidad
Cantidad % Cantidad % Cantidad % Cantidad %
Intercambiador LC 25 18,94 20 15,15 5 3,79 50
Intercambiador LT 1 0,76 12 9,09 3 2,27 34 25,76 50
Torres 3 2,27 3 2,27 1 0,76 7
Tambores 6 4,55 8 6,06 3 2,27 17
Tubos de Hornos 5 3,79 1 0,76 0,00 6
Tuberas 1 0,76 1
Tanques 1 0,76 1
Total 1 0,76 51 38,64 35 26,52 45 34,09 132
Los resultados del anlisis permiten establecer que los riesgos en la Unidad de DestilacinAtmosfrica DA-1 estn inducidos por la consecuencia de la falla ms que por la frecuencia o
probabilidad de la misma, debido a la cantidad de fluido disponible para fugar, y a la
relativamente alta inflamabilidad de los fluidos manejados.
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En la Tabla 7 se muestra un resumen de la jerarquizacin de los ocho primeros renglones por
su riesgo.
Tabla 7. Resumen de la jerarquizacin de los ocho primeros renglones de riesgo.
Cdigo del
EquipoDescripcin
Mecanismo
de
degradacin
principal
Factor de
Probabilidad
Categora de
Probabilidad
Factor de
Consecuen-
cias (m2/ao
/ pies2)
Categora de
Consecuen-
cias
Riesgo
(m2/ao /
pies2/ao)
EA-31B CEnfriador de
Nafta LC
Corrosin
bajo aisla-
miento
900 4674,88 /
7.265,64D
9,48 /
102,009
FA-12
(Cuerpo)
Gas al
Quemador
FV-2
Corrosin
interna 520 4
913,97 /
9.838,21 D 7,41 / 79,807
EA-11E TResidual-
Crudo LT
Corrosin
interna250 4
1.646,95 /
17.728,16E 6,42 / 69,14
FA-1Reflujo Tope
DA-1
Corrosin
interna250 4
921,97 /
9.924,33D 3,60 / 38,705
FA-3Tambor de
Recontacto
Corrosin
interna251 4
470,98 /
5.069,80D 1,84 / 19,851
EA-1D CCondensador
de Tope LC
Corrosin
interna258 4
430,99 /
4.639,25D 1,73 / 18,672
EA-1
C/E/F/G/H C
Condensador
de Tope LC
Corrosin
interna250 4
430,99 /
4.639,25D 1,68 / 18,093
EA-3 C
Enfriador de
Diesel
Liviano LC
Corrosin
externa200 4
294,99 /
3.175,35D 0,92 / 9,907
EA-11F TResidual-
Crudo LT
Corrosin
interna20 2
1654,95 /
17.814,27E 0,52 / 5,558
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La jerarquizacin de los equipos por su riesgo de operacin hace posible que los responsables
del cuidado de la instalacin determinen el nivel ptimo de inspeccin, o la efectividad de la
inspeccin requerida para conservar el riesgo de los equipos en su nivel actual a medida que
ellos envejecen, o reducir el riesgo de los equipos cuando el nivel de riesgo actual es
inaceptable.
A partir de los resultados de la estimacin de riesgo de los equipos se desarroll un plan de
inspeccin para cada rengln y adecuado a su nivel de riesgo. Para la elaboracin del plan de
inspeccin establecieron las siguientes premisas:
Perodo de tiempo para la planificacin: 10 aos, fecha de finalizacin del plan: 31-12-
2015.
Lapso de tiempo entre inspecciones: 5 aos (duracin promedio de la corrida deproduccin).
El plan de inspeccin desarrollado para los 132 renglones evaluados se muestra en detalle en
el Anexo C. Sin embargo, en la Tabla 8 se muestra un resumen del plan de inspeccin de los
ocho primeros renglones jerarquizados por su nivel de riesgo. En los Anexos D al G se
presentan los criterios de efectividad de la inspeccin de acuerdo con la metodologa IBR API
para adelgazamiento de pared por corrosin generalizada, adelgazamiento de pared por
corrosin localizada, corrosin externa y tubos de hornos, respectivamente.
7/24/2019 000133299
78/121
68
Comentarios
Inspeccionardeac
uerdocon
elcomportamiento
encorrida
Inspeccionardeac
uerdocon
elcomportamiento
encorrida
Inspeccionardeac
uerdocon
el
comportamie
nto
en
corrida.
Considerar
reemplazo
del
equipo
tomando
en
cu
enta
los
resultadosdelainspeccin.
Inspeccionardeac
uerdocon
el
comportamie
nto
en
corrida.Prxima
inspeccin
debeefectuarseenunlapso
mximode2aos.
Inspeccionardeac
uerdocon
el
comportamie
nto
en
corrida.Prxima
inspeccin
debeefectuarseenunlapso
mximode2aos.
Nivelde
Inspeccin
recomenda-
do
2A
2A
1A
1D
2B
1D
Factorde
Daocon
inspeccion-
esal2015
230
530
5000
0 10 0
Factorde
Daosin
inspeccion-
esal2015
1500
1900
5000
0200
0
Factorde
Dao
Actual
900
520
250
250
0250
Mecanismo
de
degradacin
principal
Corrosin
bajo
aislamiento
Corrosin
interna
Corrosin
interna
Corrosin
interna
Corrosin
externa
Corrosin
interna
Descripcin
Enfriado
rde
NaftaL
C
Gasa
l
QuemadorFV-2
Residual-Crudo
LT
ReflujoT
ope
DA-1
Tambor
de
Reconta
cto
Tabla8.
Resumendelplandein
speccindelosochoprimeros
renglonesderiesgo.
Cdigo
del
Equipo
EA-31BC
FA-12
(Cuerpo)
EA-11ET
FA-1
FA-3
7/24/2019 000133299
79/121
69
Comentarios
Inspeccionardeac
uerdocon
el
comportamie
nto
en
corrida.
Considerar
reemplazo
del
equipo
tomando
en
cu
enta
los
resultadosdelainspeccin.
Inspeccionardeac
uerdocon
el
comportamie
nto
en
corrida.
Considerar
reemplazo
del
equipo
tomando
en
cu
enta
los
resultadosdelainspeccin.
Considerar
una
frecuencia
de
inspeccin
de
cada
2
paradas
Inspeccionardeac
uerdocon
el
comportamie
nto
en
corrida.Prxima
inspeccin
debeefectuarseenunlapso
mximode2aos.
Nivelde
Inspeccin
recomenda-
do
2A
2A
2B
2A
Factorde
Daocon
inspeccio-
nesal2015
5000
5000
40
250
Factorde
Daosin
inspeccio-
nesal2015
5000
5000
375
250
Factorde
Dao
Actual
258
250
200
20
Mecanismo
de
degradacin
principal
Corrosin
interna
Corrosin
interna
Corrosin
externa
Corrosin
interna
Descr
ipcin
Conde
nsador
deTo
peLC
Conde
nsador
deTo
peLC
Enfria
dorde
Diesel
Liviano
L
C
Residua
l-Crudo
L
T
Tabla8.
Resumendelplandeinspeccindelosochoprimerosrenglonesderiesgo(continuacin).
Cdigo
del
Equipo
EA-1DC
EA-1
C/E/F/