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Metodología de integridad de válvulas de seguridad en plantas y estaciones de equipos
estáticos de tramiento de crudo y gas de campos petroleros.
Marcelino Triana N. Ing. Mecánico, MBA- Gestión de Activos, Rodrigo Cubides. Ing. Mecánico
RESUMEN
En este trabajo se logró implementar la metodología RBI a una unidad de procesamiento de crudos
pesados y gaseosos perteneciente a La Vicepresidencia Región Orinoquia de propiedad de Ecopetrol
S.A, ubicada en el Departamento del Meta con el objeto de planeación y asignación de los recursos a
los equipos que más críticos, sin sacrificar la seguridad de ningún dispositivo. Para proteger estos
activos de estos escenarios no deseados se diseñan dispositivos de alivio de presión para liberar las
presiones excesivas y evitar que se produzcan daños en el equipo, pérdida de contención en las
instalaciones de los campos de producción de crudo.
1. INTRODUCCION
Durante la operación del servicio, las válvulas
de seguridad, están sometidas a distintos
mecanismos de daño que pueden afectar el
correcto funcionamiento del mecanismo,
aumentando la probabilidad de que estas fallen
o se obstruyan. Para garantizar el correcto
funcionamiento de los dispositivos se deben
realizar inspecciones periódicas con ciertas
actividades de mantenimiento preventivo que
se adelanten a las fallas que puedan ocurrir.
Para la inspección de las válvulas de seguridad
(se siguen los lineamientos proporcionados por
API RP576: Inspección de dispositivos de
alivio de presión; establecen periodos de
inspección que varían entre los 5 y los 10 años
como máximo.
1.1 Generalidades
La válvula de seguridad de resorte es el
dispositivo más empleado para el alivio de
presión. También se la conoce con los nombres
de válvula de alivio, válvula de alivio de
seguridad, válvula de alivio de presión y
válvula de seguridad de presión. Ciertas
normativas como la API RP 520 presentan una
terminología que establece algunas diferencias
según que la apertura sea repentina y total, o
proporcional al aumento de presión. Se puede
definir como un dispositivo que
automáticamente sin otra asistencia de energía
que la del propio fluido implicado, descarga
fluido para evitar que se exceda una presión
predeterminada y que está diseñada para que
vuelva a cerrar y se evite el flujo adicional de
fluido después de haberse restablecido las
condiciones normales de presión. Se pueden
distinguir cuatro tipos según sea su
accionamiento: 1. Válvulas de seguridad de
acción directa o convencionales, 2. Válvulas de
seguridad accionadas por válvula piloto o de
acción indirecta, 3. Válvulas de seguridad
equilibradas y 4. Válvula de alivio de
Sobrepresión y/o Vacío.
1.1.1 Válvulas de seguridad de acción
directa o convencional.
Son válvulas cargadas axialmente que al
alcanzarse una presión prefijada de tarado se
abren automáticamente debido a la acción del
fluido o presión sobre el disco de cierre de la
válvula. (Ver figura 1). La carga debida a la
presión del fluido por debajo del disco de cierre
de la válvula está contrarrestada sólo por una
carga mecánica directa tal como un resorte, un
peso o una palanca y un peso. Es el tipo de uso
común. Normalmente alcanzan su capacidad
de descarga certificada a una sobrepresión del
2
10% para gases y vapores y del 10 al 25% para
líquidos.
1. Boca de salida lateral.
2. Caperuza.
3. Sombrerete o bonete.
4. Tornillo de ajuste.
5. Tuerca de fijación del
ajuste.
6. Palanca de apertura
manual.
7. Resorte.
8. Husillo o vástago.
9. Cuerpo.
10. Placa del extremo del
resorte.
11. Disco de cierre de la
válvula.
12. Tornillo de fijación del
anillo de ajuste.
13. Anillo de ajuste del
escape.
14. Elemento de guiado en
parte inferior.
15. Asiento.
16. Conexión roscada al
recipiente. Figura 1. Válvula de seguridad de acción o
presión directa.
1.1.2 Válvulas de seguridad accionadas por
válvula piloto o de acción indirecta
Es una válvula de seguridad accionada por el
movimiento de una válvula piloto que es por sí
misma una válvula de presión directa como la
descrita en primer lugar (Ver Figura 2). La
válvula piloto debe actuar debidamente sin
ayuda de ninguna fuente exterior de energía.
1. Área mayor
2. A igual presión que el conducto de
alivio
3. Descarga al conducto de alivio
4. Área menor
5. Orificio de entrada desde el proceso
6. Venteo a la atmósfera
7. Escape a la atmósfera
8. Conexión al recipiente de proceso
9. Descarga al conducto de alivio
Figura 2. Válvula de seguridad accionada por
piloto
1.1.3. Válvulas de seguridad equilibradas
Este tipo de válvula incorpora un cierre con
fuelle lo cual evita que la descarga de fluido
entre en el espacio del sombrerete. El fuelle
tiene un área efectiva igual al área del asiento
de la válvula por lo cual el efecto de la
contrapresión sobre la presión de tarado queda
eliminado. Están diseñadas para que se igualen
las fuerzas ocasionadas por la contrapresión a
ambos lados del disco de cierre de la válvula
(Ver figura 3).
Figura 3. Válvula de
seguridad equilibrada
de fuelle.
Figura 4. Válvula
de seguridad
equilibrada de
pistón
Válvula de seguridad equilibrada o
compensada de pistón. (Ver figura 4). Es una
válvula de seguridad que incorpora un pistón
entre el disco de la válvula y el resorte. El
pistón tiene un área efectiva igual al área del
asiento de la válvula de forma que queda
eliminado el efecto de la contrapresión sobre la
presión de tarado de la misma manera que en la
válvula de seguridad equilibrada o compensada
de fuelle con pistón auxiliar. (Ver figura 5).
1. Tornillo de ajuste
2. Tuerca de bloqueo del tornillo de ajuste
3. Junta de la caperuza 4. Resorte
5. Vástago
6. El sombrerete debe estar venteado a la atmósfera
7. Guardapolvo
8. Guía del vástago
9. Junta protectora
10.Protector del fuelle
11. Fuelle
12. Tapón
13. Junta del tapón
14.Tornillo de ajuste del anillo de la boquilla 15. Junta del tornillo de ajuste
16. Anillo de la boquilla
17. Cuerpo
18. Boquilla
19. Caperuza
20. Arandela
21.Sombrerete
22. Espárrago del sombrerete
23. Tuerca del espárrago del sombrerete
24.Pistón auxiliar equilibrado
25.Soporte del disco
26. Pasador 27. Anillo del disco
28. Separador
3
Figura 5. Válvula de seguridad compensada de
fuelle con pistón auxiliar.
1.1.4 Válvula de alivio de Sobrepresión y/o
Vacío
Son dispositivos que alivian tanto presiones
positivas como negativas, ya sea por maniobras
de llenado o vaciado o por cambios de presión
en el interior debido a variaciones de las
condiciones atmosféricas. Generalmente sus
presiones de ajuste son muy cercanas a la
atmosférica y esto se debe a que protegen
equipo diseñado para soportar solamente los
efectos hidrostáticos del fluido almacenado,
como es el caso de los tanques atmosféricos de
almacenamiento.
Liberación de
sobrepresión (1:
Presión atmosférica
2: Sobrepresión
interior)
Compensación de
vacío (1: Vacío
interior, 2: Presión
atmosférica)
Figura 6. PVV, operada por contrapesos y
dispositivo compensando la presión generada
en el interior del tanque.
2. METODOLOGIA (IBR) INSPECION
BASADA EN RIESGO.
La evaluación y el desarrollo de planes de
inspección y de mantenimiento eficientes con
base a la evaluación de los riesgos asociados a
cada uno de los equipos. De esta forma es
posible reducir la probabilidad de falla a través
de un correcto aprovechamiento de los
recursos, por lo cual se considera un aumento
de la confiabilidad operacional de los equipos
y un aumento de seguridad de la instalación.
2.1 Alcance y aplicación de la metodología
Están dentro del alcance de este análisis las
válvulas convencionales a resorte, válvulas
balanceadas, válvulas operadas a piloto, discos
de ruptura y válvulas de sobrepresión y vacío
actuadas por contrapesos y/o resortes.
Se debe considerar que todos los dispositivos
fueron diseñados de acuerdo a las capacidades
requeridas en las normativas API 521(Válvulas
de alivio y seguridad) y API2000 (Válvulas de
sobrepresión y vacío de tanques).
2.2 Datos necesarios para la aplicación de
RBI.
La etapa de captura de datos, depende en gran
parte la calidad de los resultados que se
obtendrán. La falta de datos puede
reemplazarse mediante suposiciones
conservativas, pero se debe considerar que esto
impactará sobre la calidad de los resultados de
riesgo, ya que se tendrá un nivel mayor de
incertidumbre. Los datos básicos requeridos
para la evaluación se enumeran en la Tabla 1.
Tabla 1.- Datos básicos necesarios para el
módulo PSV del API 581.
2.3 Modos de falla
4
Entre las causas de que una válvula abra a una
presión superior a la de tarado (modo de falla)
se han encontrado:
a. No abre a la presión de tarado.
b. No abre completamente a la presión de
alivio.
c. Apertura prematura a presión inferior a la
presión de tarado.
d. No re asienta bien después de la apertura.
e. Fluctuación y castañeteo de la válvula
(rápidas aperturas y cierres).
f. Fuga a través del asiento de la válvula.
g. Fuga a través del cuerpo de la válvula.
h. Rotura del cuerpo de la válvula.
Cada uno de estos modos de fallo se puede
subdividir en fallo en operación y fallo en
ensayo.
2.3.1 Causas de los modos de fallo
Entre las causas de que una válvula abra a una
presión superior a la de tarado o modo de falla
se han encontrado:
a. Disco adherido al asiento
b. Daño en las superficies deslizantes debido a
vibraciones, castañeteo o corrosión.
c. Materias extrañas dentro del sombrerete que
afectan al movimiento de la válvula.
d. Relajación del muelle (o pérdida de tensión)
e. Fallo del resorte
f. Tuerca de ajuste floja
El fallo de re asiento es un problema mecánico
que puede ser causado por una desalineación
temporal del disco respecto al asiento o más
grave, un daño permanente en el asiento de la
válvula causado por erosión o golpeteo. Una
desalineación temporal se puede arreglar
levantando la válvula y restableciendo luego la
presión de re asiento.
2.4 Probabilidad de Falla.
Para un PSV, una falla se define como la falta
de apertura durante situaciones de emergencia
que causan una situación de sobrepresión en el
equipo protegido, lo que resulta en pérdida de
contención (fallas / año).
Las curvas de Weibull proporcionan la
densidad de probabilidad en función del tiempo
para distintos factores de forma (Figura 7), que
integrada en el tiempo resulta en una función
acumulativa de densidad. Esta función
acumulativa modela y representa la
probabilidad de falla por defecto para los
dispositivos de alivio de presión.
Figura 7- Densidad de probabilidad de falla
2.4.1 Procedimiento de cálculo de
probabilidad de falla por apertura
Este cálculo se utiliza para determinar la
probabilidad de que un PSV no se abra en un
intervalo de inspección especificado.
Este procediendo se encuentra determinado en
la sección 7.2.6 Procedimiento de cálculo de
Inspección Metodología API recommended
practice 581, desarrollado en 16 pasos.
A continuación se muestran las tablas 2 donde
se contiene los datos básicos de los PSV y
equipos protegidos, tabla 3 de probabilidad de
falla por apertura y tabla 4ª y B, probabilidades
de consecuencia por apertura, realizado a las
PSV de los equipos de la Unidad de refinería
de Ecopetrol en la VRO.
Tabla 2- datos básicos de los PSV y equipos
protegidos. Refinería Apiay (fuente Ecopetrol)
CHATTER DISPAROS VIBRACIÓN TIPO DE FLUIDOFASE
QUIMICASERVICIO
SET DE
CALIBRACIÓN
(psi)
ULTIMA
CALIBRACIÓN
(Fecha)
TIEMPO
DESDE LA
ULTIMA
INSPECCIÓN
TIPO DE
PRUEBA
EFECTIVIDAD
DE LA
INSPECCIÓN
RESULTADO MANTENIMIENTO COSTO DEL
ULTIMO MTTO
TEMPERATURA
DE OPERACIÓN
(°F)
PRESIÓN DE
OPERACIÓN
(PSI)
MAWP
(PSI)
EQUIPO
PROTEGIDO
TIPO DE
EQUIPO
API-581
PROBABILIDAD
DE FALLA SEGÚN
RBI
SCHEDULEESPESOR
IN
DIAMETRO
NOMINAL
IN
DIAMETRO
EXTERNO
IN
LONGITUD
METROS
APSV510C 10187812Valvula De Seguridad
Succion AP510CConvencional resortada Recirculación No Si Baja Si Moderada No No No Nafta
Gasolina, Nafta, Light
Straight Run, HeptanoC6-C8 Líquido Continuo 140 140 11/03/2019 0,47 Banco
Altamente
EfectivaRechazada Overhaul $ 964.145 75 70 220 AP510C PUMP2S STD 0,154 1 1,315 3
APSV511 10217777Valvula De Seguridad
AP511A Convencional resortada Recirculación No Si Baja Si Moderada No No No Gasoleo Diesel, Keroseno C9-C12 Líquido Intermitente 275 100 28/01/2019 0,58 Banco
Altamente
EfectivaRechazada Reparación parcial $ 937.497 85 70 220 AP511A PUMP2S STD 0,113 0,75 1,05 3,5
APSV512-1 10128321Valvula De Seguridad
Cabezal Succion AP512CConvencional resortada Recirculación No Si Severa Si Baja No No No Fuel oil #4 Diesel, Keroseno C9-C12 Líquido Continuo 250 15 28/01/2019 0,58 Banco
Altamente
EfectivaRechazada Reparación parcial $ 331.970 98,7 40 220 AP512C PUMP2S STD 0,113 0,75 1,05 4,5
APSV512-2 10158061Valvula De Seguridad
Cabezal Descarga
AP512C
Convencional resortada Recirculación No Si Severa Si Moderada No No No Fuel oil #4 Diesel, Keroseno C9-C12 Líquido Continuo 250 90 7/05/2019 0,31 BancoGeneralmente
EfectivaAprobada Reparación parcial $ 939.453 98,7 40 220 AP 512C PUMP2S STD 0,203 1,5 1,9 4,5
APSV5002A 10009277Valvulas De Seguridad
AP501AConvencional resortada Recirculación No Si Moderada Si Baja No No Si Crudo Gasoleo, Crudo Tipico C17-C25 Líquido Continuo 365 365 13/02/2019 0,54 Banco
Altamente
EfectivaRechazada Reparación parcial $ 405.164 110 150 220 AP501A PUMP2S STD 0,237 4 4,5 1
APSV5002B 10158062Valvulas De Seguridad
AP501BConvencional resortada Recirculación No Si Moderada Si Baja No No Si Crudo Gasoleo, Crudo Tipico C17-C25 Líquido Continuo 365 358 12/03/2019 0,47 Banco
Generalmente
EfectivaAprobada Reparación parcial $ 1.228.984 110 150 150 AP501B PUMP2S STD 0,237 3 3,5 1,5
APSV5100 10068625Valvula De Seguridad
AMEZCRUREFConvencional resortada Recirculación No Si Moderada Si Baja No No No Crudo Gasoleo, Crudo Tipico C17-C25 Líquido Intermitente 270 270 30/01/2019 0,58 Banco
Altamente
EfectivaRechazada Reparación parcial $ 497.955 110 60 150 AMEZCRUREF TUB 4 STD 0,226 2,5 2,875 8
APSV501 10068630Valvula De Seguridad
ABC502Convencional resortada Recirculación No Si Severa Si Moderada No No No Fuel oil #4 Diesel, Keroseno C9-C12 Líquido Intermitente 80 80 18/02/2019 0,53 Banco
Altamente
EfectivaAprobada Reparación parcial $ 471.485 110 70 150 ABC502 TUB 1 STD 0,113 0,75 1,05 0,5
APSV502 10158066Valvula De Seguridad
ABC505Convencional resortada Recirculación No Si Baja Si Moderada No No No Apiasol
Gasolina, Nafta, Light
Straight Run, HeptanoC6-C8 Líquido Intermitente 80 86 11/02/2019 0,55 Banco
Altamente
EfectivaRechazada Reparación parcial $ 492.385 110 10 150 ABC505 TUB 1 STD 0,113 0,75 1,05 0,3
APSV503 10128324Valvula De Seguridad
ABC504Convencional resortada Recirculación No Si Baja Si Moderada No No No Gasoleo Diesel, Keroseno C9-C12 Líquido Intermitente 80 80 8/03/2019 0,48 Banco
Altamente
EfectivaRechazada Reparación parcial $ 1.222.103 110 10 150 ABC504 TUB 1 STD 0,113 0,75 1,05 0,3
APSV504 10098397Valvula De Seguridad
ABC501Convencional resortada Recirculación No Si Baja Si Moderada No No No Nafta
Gasolina, Nafta, Light
Straight Run, HeptanoC6-C8 Líquido Intermitente 80 80 18/03/2019 0,45 Banco
Altamente
EfectivaRechazada Overhaul $ 1.305.939 110 10 150 ABC501 TUB 1 STD 0,113 0,75 1,05 0,3
APSV505 10217779Valvula De Seguridad
ABC506Convencional resortada Recirculación No Si Moderada Si Moderada No No No Condensado
Gasolina, Nafta, Light
Straight Run, HeptanoC6-C8 Líquido Intermitente 80 80 18/03/2019 0,45 Banco
Altamente
EfectivaRechazada Reparación parcial $ 1.218.876 110 0 150 ABC506 TUB 1 STD 0,113 0,75 1,05 0,3
APSV506 10187815Valvula De Seguridad
ABC505Convencional resortada Recirculación No Si Baja Si Moderada No No No Apiasol
Gasolina, Nafta, Light
Straight Run, HeptanoC6-C8 Líquido Intermitente 80 85 11/02/2019 0,55 Banco
Generalmente
EfectivaAprobada Reparación parcial $ 467.985 110 10 150 ABC505 TUB 1 STD 0,113 0,75 1,05 0,6
APSV513 10128326Valvula De Seguridad
ABC507AConvencional resortada Recirculación No Si Baja Si Moderada No No No Nafta
Gasolina, Nafta, Light
Straight Run, HeptanoC6-C8 Líquido Intermitente 120 140 13/03/2019 0,46 Banco
Altamente
EfectivaRechazada No requiere $ 877.079 110 9 150 ABC507A TUB 1 STD 0,113 0,75 1,05 0,3
TIPO DE FLUIDO
API-581
HISTORIAL DE INSPECCIÓN EQUIPO PROTEGIDOOPERACIONES UBICACIÓN PSV
CAMPO
CLASIFICACIÓNTIPO DE VÁLVULA
TIPO DE
DESCARGA
ASIENTOS
BLANDOS
FALTA DE
APERTURA
NUMERO
SAPDESCRIPCIÓN
SEVERIDAD
DEL FLUIDO
(APERTURA)
FALLA
FUGA
SEVERIDAD
DEL FLUIDO
(FUGA)
HISTORICOSSET DE
DISEÑO
(psi)
5
Tabla 3 de probabilidad de falla por apertura
Tabla 4A probabilidad de consecuencia por
apertura
Tabla 4B probabilidad de consecuencia por
apertura
2.5 Probabilidad y Consecuencia de falla
por fuga.
2.5.1 Probabilidad de falla por fugas.
Esta probabilidad, a diferencia de la falla en
demanda, no es función de una tasa de
demanda, sino que se basa en las fallas durante
la operación continua. Los datos de
probabilidad se encuentran en unidades de
fallas/año. Las categorías de severidad de
servicio no son las mismas para los dos tipos
de fallas de los PSV. Se debe elegir el servicio
que más se adapte a los dados en la Tabla 5.
Tabla 5 Severidad del fluido (Solo para fallas
por fuga).
Para los parámetros de Weibull por defecto
para fallas por defecto para los distintos tipos
de válvulas y distintos grados de severidad del
fluido se presentan en la tabla 6.
Tabla 6 Parámetros de Weibull por defecto
para probabilidad de falla por fugas.
En la tabla 7 se muestras el resultado evaluados
a la probabilidad de falla por fuga a las PSV
de la Refinería Apiay.
Tabla 7 – Probabilidad de falla por fuga de PSV
Refinería Apiay (Fuente Ecopetrol –VRO)
2.5.2 Consecuencia de falla.
Se basa en los dos mismos modos de falla, al
abrir en demanda y fugas, que la probabilidad.
Para cada modo de falla se calcula una
probabilidad por separado.
Se expresa en términos de US$/Año, a
continuación, se detalla el método de cálculo
para los tipos de consecuencia.
Las consecuencias de fuga son mucho menos
severas que las debidas a una pérdida de
contención del equipo protegido como
resultado de una falla de la PSV al abrir en
demanda, la frecuencia de fuga puede ser lo
suficientemente alta para que el PSV pueda ser
clasificado como de “Alta prioridad” en
función del riesgo de fuga.
Small Medium Large Rupture
APSV510C 1,8 37,9 0,75 1,000 28,406 0,4685 0,001 0,999 0,95 0,10053 0,10 1,631 0,1005 0,2 0,02010506 0,0004 8,00E-06 2,00E-05 2,00E-06 6,00E-07 3,06E-05 1 0,67 1 0,18 0,44 0,04 0,01 5,E-06
APSV511 1,8 37,9 0,75 1,000 28,406 0,5836 0,001 0,999 0,95 0,10078 0,10 2,028 0,1008 0,2 0,02015598 0,0004 8,00E-06 2,00E-05 2,00E-06 6,00E-07 3,06E-05 1 0,67 1 0,18 0,44 0,04 0,01 5,E-06
APSV512-1 1,8 13,2 0,75 1,000 9,9 0,5836 0,006 0,994 0,95 0,10519 0,11 1,978 0,1052 0,2 0,02103737 0,0004 8,00E-06 2,00E-05 2,00E-06 6,00E-07 3,06E-05 1 0,67 1 0,18 0,44 0,04 0,01 6,E-06
APSV512-2 1,8 13,2 0,75 1,000 9,9 0,3123 0,002 0,998 0,7 0,2994 0,00 6,837 0,0039 0,2 0,00077229 0,0104 8,00E-06 2,00E-05 2,00E-06 6,00E-07 3,06E-05 1 0,67 1 0,18 0,44 0,04 0,01 5,E-06
APSV5002A 1,8 17,9 0,75 1,000 13,444 0,5397 0,003 0,997 0,95 0,1026 0,10 1,856 0,1026 0,6704 0,06878809 0,0304 8,00E-06 2,00E-05 2,00E-06 6,00E-07 3,06E-05 1 0,67 1 0,18 0,44 0,04 0,01 1,E-03
APSV5002B 1,8 17,9 0,75 1,000 13,444 0,4658 0,002 0,998 0,7 0,2993 0,00 9,473 0,0044 0,8886 0,00391539 0,0304 8,00E-06 2,00E-05 2,00E-06 6,00E-07 3,06E-05 1 0,67 1 0,18 0,44 0,04 0,01 8,E-05
APSV5100 1,8 17,9 0,75 1,000 13,444 0,5781 0,003 0,997 0,95 0,10294 0,10 1,984 0,1029 0,7267 0,07481431 0,0104 8,00E-06 2,00E-05 2,60E-06 3,06E-05 1 0,67 1 0,18 0,44 0,06 5,E-04
APSV501 1,8 13,2 0,75 1,000 9,9 0,526 0,005 0,995 0,9 0,09949 0,01 8,952 0,0061 0,2 0,00121367 0,0104 2,80E-05 2,60E-06 3,06E-05 1 0,67 1 0,61 0,06 8,E-06
APSV502 1,8 37,9 0,75 1,000 28,406 0,5452 0,001 0,999 0,95 0,10069 0,10 1,896 0,1007 0,2 0,02013802 0,0104 2,80E-05 2,60E-06 3,06E-05 1 0,67 1 0,61 0,06 1,E-04
PROBABILIDAD DE FALLA POR APERTURA
Vid
a ú
til
actu
ali
zad
a
Pro
bab
ilid
ad
Pri
or
CA
MP
O C
LA
SIFIC
AC
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N
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l
Vid
a m
od
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ad
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Facto
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RD
Probabilidad de falla del equipo
protegido acorde al tamaño de
agujero (Fallas/Años)
FRECUENCIA GENERICA DE FALLA
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Table 7.2
/Table 7. 3
CON
controles
administra
tivos
SIN
controles
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vos
CON
controles
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SIN
controles
administrati
vos
CON
controles
administrati
vos
SIN
controles
administra
tivos
Todo tipo
de equipos
Torre de
procesos con
fuente de
calentamiento
Torre de
procesos con
fuente de
calentamiento
Intercambiadores,
aeroenfriadores,
reactores,
tuberías, Drums o
Todo tipo de
equipos
Todos los
equipos
Intercambiador
es - HP
Gas en Tubos,
LP
Torres de
proceso
FRECUENCIA
DE EVENTO0,004 0,100 0,080 0,010 0,100 0,100 0,020 1,000 0,001 0,200 0,010 0,100 0,010 0,100
FACTOR DE
REDUCCIÓN0,1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0,1 0,1
POTENCIAL DE
SOBREPRESIÓN 4 MAWP 4 MAWP 4 MAWP 4 MAWP 4 MAWP 4 MAWP 4 MAWP 4 MAWP 4 MAWP 4 MAWP 4 MAWP 4 MAWP 4 MAWP 4 MAWP
APSV510C PUMP2S X 0,0004
APSV511 PUMP2S X 0,0004
APSV512-1 PUMP2S X 0,0004
APSV512-2 PUMP2S X X 0,0104
APSV5002A PUMP2S X X X 0,0304
APSV5002B PUMP2S X X X 0,0304
APSV5100 TUB 4 X X 0,0104
APSV501 TUB 1 X X 0,0104
APSV502 TUB 1 X X 0,0104
APSV503 TUB 1 X X 0,0104
APSV504 TUB 1 X X 0,0104
APSV505 TUB 1 X X 0,0104
APSV506 TUB 1 X X 0,0104
APSV513 TUB 1 X X 0,0104
TA
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o)
TIPO DE
EQUIPOEQUIPO
PROTEGIDO
1. Fuego2. Pérdida de
enfriamiento
3. Falla del
suministro de
energía
eléctrica
4. Descarga bloqueada
(Válvula manual)5. Falla de la
válvula de
control, El
evento de inicio
es la misma
dirección que la
posición de falla
normal (A
prueba de
Fallas)
11. Sobrellenado de
líquidos
Intercambiadores,
aeroenfriadores, reactores,
tuberías, Drums o equipos
rotativos
Tubería u otro equipo lleno de
líquido.
Lado frío de los
intercambiadores de calor
Todo el equipo, incluida la
torre de proceso (salida
bloqueada de fondos
líquidos)
6. Falla de la
válvula de
control, el evento
de inicio es en
dirección
opuesta a la
posición de falla
normal (Falla en
sentido opuesto)
7. Reacción
química
fuera de
control
8. Ruptura de
tubo de
intercambiad
or de calor
9. Falla en
bombas de
circulación de
refrigerante o
sistemas de
enfriamiento
10. Alivio por expansión
térmica/hidráulica
APSV510C 1,6 14 1 0,500 7 0,4685 0,013 0,987 0,95 0,11116 0,11 2 0,111156 0,56 6,E-02
APSV511 1,6 14 1 0,800 11,2 0,5836 0,009 0,991 0,95 0,10749 0,11 2 0,10749 0,78 8,E-02
APSV512-1 1,6 16 1 1,000 16 0,5836 0,005 0,995 0,95 0,10424 0,10 2 0,104241 1,06 1,E-01
APSV512-2 1,6 14 1 1,000 14 0,3123 0,002 0,998 0,7 0,29932 0,00 11 0,003601 0,49 2,E-03
APSV5002A 1,6 16 1 0,400 6,4 0,5397 0,019 0,981 0,95 0,1161 0,12 2 0,116101 0,46 5,E-02
APSV5002B 1,6 16 1 0,400 6,4 0,4658 0,015 0,985 0,7 0,2955 0,02 5 0,019076 0,47 9,E-03
APSV5100 1,6 16 1 0,400 6,4 0,5781 0,021 0,979 0,95 0,11795 0,12 2 0,117951 0,25 3,E-02
APSV501 1,6 14 1 0,400 5,6 0,526 0,022 0,978 0,9 0,09775 0,02 5 0,023884 0,97 2,E-02
APSV502 1,6 14 1 0,400 5,6 0,5452 0,024 0,976 0,95 0,12021 0,12 2 0,120212 0,13 2,E-02
APSV503 1,6 14 1 0,400 5,6 0,4767 0,019 0,981 0,95 0,11634 0,12 2 0,116343 0,14 2,E-02
CAMPO
CLASIFICACIÓN
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APSV510C 1,6 14 1 0,500 7 0,4685 0,013 0,987 0,95 0,11116 0,11 2 0,111156 0,56 6,E-02
APSV511 1,6 14 1 0,800 11,2 0,5836 0,009 0,991 0,95 0,10749 0,11 2 0,10749 0,78 8,E-02
APSV512-1 1,6 16 1 1,000 16 0,5836 0,005 0,995 0,95 0,10424 0,10 2 0,104241 1,06 1,E-01
APSV512-2 1,6 14 1 1,000 14 0,3123 0,002 0,998 0,7 0,29932 0,00 11 0,003601 0,49 2,E-03
APSV5002A 1,6 16 1 0,400 6,4 0,5397 0,019 0,981 0,95 0,1161 0,12 2 0,116101 0,46 5,E-02
APSV5002B 1,6 16 1 0,400 6,4 0,4658 0,015 0,985 0,7 0,2955 0,02 5 0,019076 0,47 9,E-03
APSV5100 1,6 16 1 0,400 6,4 0,5781 0,021 0,979 0,95 0,11795 0,12 2 0,117951 0,25 3,E-02
APSV501 1,6 14 1 0,400 5,6 0,526 0,022 0,978 0,9 0,09775 0,02 5 0,023884 0,97 2,E-02
APSV502 1,6 14 1 0,400 5,6 0,5452 0,024 0,976 0,95 0,12021 0,12 2 0,120212 0,13 2,E-02
APSV503 1,6 14 1 0,400 5,6 0,4767 0,019 0,981 0,95 0,11634 0,12 2 0,116343 0,14 2,E-02
APSV504 1,6 14 1 0,400 5,6 0,4493 0,018 0,982 0,95 0,11488 0,11 2 0,114879 0,14 2,E-02
APSV505 1,6 14 1 0,400 5,6 0,4493 0,018 0,982 0,95 0,11488 0,11 2 0,114879
APSV506 1,6 14 1 0,400 5,6 0,5452 0,024 0,976 0,7 0,29287 0,03 5 0,029018 0,13 4,E-03
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PROBABILIDAD DE FALLA POR FUGA
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6
Tabla 8 – Resultados de evaluación de las
consecuencia por fugas las PSV Refinería
Apiay.
2.6 Riesgo y cálculo
El riesgo de que una PSV falle al abrir en
demanda en un intervalo de tiempo de
inspección especificado, se calcula para cada
caso de demanda de sobrepresión aplicable
utilizando la probabilidad de falla de la PSV y
la consecuencia global de falla calculada para
cada caso de demanda.
En la tabla 8, se indican las evaluaciones de las
PSV de la planta de Refinería Apiay, donde se
indican en las columnas el valor del índice de
las probabilidades y consecuencias de las fallas
por apertura y por fuga.
Tabla 9- Evaluación de las PSV de Refinería
Apiay de la probabilidad y consecuencia de
fallas por apertura y fuga.
2.7 Plan de inspección
El riesgo asociado a los dispositivos aumenta
con el tiempo transcurrido desde la última
intervención. Las probabilidades de falla al
abrir y fuga son funciones dependientes del
tiempo.
No existen reglas concretas para fijar el valor
de un riesgo límite, sino que la metodología
indica que el mismo debe ser fijado en conjunto
con el usuario, a través de los resultados
preliminares del cálculo de riesgo de todos los
dispositivos y teniendo en cuenta la
experiencia del usuario y del analista.
La Figura 10, se muestra el efecto de las
pruebas, inspecciones y reparación de los
dispositivos de alivio de presión sobre la curva
de riesgo y el efecto del riesgo límite. Para el
ejemplo presentado un riesgo límite de 25.000
dólares/año resultó en intervalos de inspección
de 5 años. Alternativamente, para un riesgo
límite de 10.000 dólares/año, el intervalo de
inspección resultante habría sido 3 años.
Figura 10- Ejemplo de evolución del riesgo.
Ya que los dispositivos son normalmente
reacondicionados o reemplazados en el
momento de la prueba, el riesgo de falla se
vuelve “cero” justo después de la prueba.
Cada vez que se realiza una inspección, el
riesgo debe ser actualizado para lograr que la
misma impacte en el nivel de riesgo. Esto se
representa en la Figura 11 a través de la
retroalimentación que se realiza luego de la
ejecución de las inspecciones.
PERSONAS AMBIENTAL CLIENTES REPUTACIÓN
APSV510CValvula De Seguridad
Succion AP510CNafta No
Recircula a la succión de la misma bomba, sin
afectar el procesoSin Lesión Ninguna Ninguna Ninguna
APSV511Valvula De Seguridad
AP511A Gasoleo No
Recircula a la succión de la misma bomba, sin
afectar el procesoSin Lesión Ninguna Ninguna Ninguna
APSV512-1Valvula De Seguridad
Cabezal Succion AP512CFuel oil #4 No
Pase de fuel oil #4 hacia el ATK508, perdida de
producto Sin Lesión Ninguna Ninguna Ninguna
APSV512-2Valvula De Seguridad
Cabezal Descarga AP512CFuel oil #4 No
Pase de fuel oil #4 hacia el ATK508, perdida de
producto Sin Lesión Ninguna Ninguna Ninguna
APSV5002AValvulas De Seguridad
AP501ACrudo No
Recircula a la succión de la misma bomba, sin
afectar el proceso; en caso de que la
recirculación sea considerable podría caer la
presión de descarga haciendo necesario
cambiar a la bomba de respaldo
Sin Lesión Ninguna Ninguna Ninguna
APSV5002BValvulas De Seguridad
AP501BCrudo No
Recircula a la succión de la misma bomba, sin
afectar el proceso; en caso de que la
recirculación sea considerable podría caer la
presión de descarga haciendo necesario
cambiar a la bomba de respaldo
Sin Lesión Ninguna Ninguna Ninguna
CAMPO
CLASIFICACIÓN
CONSECUENCIACAUSA
PARADA
DE
PLANTA
POSIBLE EVENTO DESENCADENADO POR
FALLA DE FUGA DE LA PSVDESCRIPCIÓN FLUIDO
ÍNDICE
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CLIE
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APSV510C 5,4E-06 A 1 3 1 N 6,2E-02 D 1 L
APSV511 5,4E-06 A 1 3 1 N 8,4E-02 D 1 L
APSV512-1 5,6E-06 A 1 3 2 1 N 1,1E-01 E 1 L
APSV512-2 5,4E-06 A 1 3 2 1 N 1,8E-03 C 1 N
APSV5002A 1,4E-03 C 1 2 L 5,3E-02 D 1 L
APSV5002B 8,0E-05 A 1 2 N 8,9E-03 C 1 N
APSV5100 5,2E-04 B 1 3 1 L 2,9E-02 D 1 L
APSV501 8,5E-06 A 1 1 2 N 2,3E-02 D 1 L
APSV502 1,4E-04 B 1 1 2 N 1,6E-02 D 1 L
APSV503 1,4E-04 B 1 1 2 N 1,6E-02 D 1 L
APSV504 1,4E-04 B 1 1 N 1,6E-02 D 1 L
APSV505 1,4E-04 B 1 1 N A 1 N
APSV506 2,7E-06 A 1 1 2 N 3,8E-03 C 1 N
APSV513 1,4E-04 B 1 1 N 8,3E-03 C 1 N
APSV514 1,6E-06 A 1 1 N 2,0E-03 C 1 N
CAMPO
CLASIFICACIÓN
FALLA POR APERTURA FALLA POR FUGA
PROBABILIDAD CONSECUENCIA
RIESGO
PROBABILIDAD CONSECUENCIA
RIESGO
7
Figura 11- Flujograma del proceso completo de
análisis.
3. INSPECCION
Las actividades de inspección se utilizarán los
lineamientos de la normativa API RP576 y las
actividades adicionales que contemplan ésta
normativa, la API RP581 y la ASME PTC 25.
Lo que se espera de una inspección es
determinar las condiciones físicas y de
funcionamiento generales, y asegurarse de que
su desempeño cumple con los requisitos para
una instalación determinada. A demás incluye
todas las actividades de reparación o
mantenimiento necesarias para el correcto
funcionamiento y las correspondientes
calibraciones y ajustes.
3.1 inspección y pruebas en taller
La inspección no solo se hará sobre la válvula
propiamente dicha, sino que también se hará
sobre las conexiones y tuberías de entrada y
descarga para verificar la presencia de
depósitos internos que causen taponamientos.
La inspección incluye la etapa de recolección
de datos del dispositivo. Entre estos datos se
incluyen datos de diseño, funcionamiento,
inspecciones anteriores, reparaciones e
historial de eventos.
3.2 Pruebas
3.2.1. Prueba de banco en condiciones
Se llama prueba al ensayo que se realiza sobre
las válvulas para verificar si la misma cumple
con sus exigencias de funcionamiento:
- Punto de apertura: es la presión para la cual el
disco comienza a separarse del asiento de la
válvula.
- Presión de disparo: Es la presión a la cual se
produce la apertura total del mecanismo.
- Presión de cierre: es la presión para la cual se
cierra el mecanismo luego del periodo de
trabajo.
3.2.2 Prueba de estanqueidad o hermeticidad
Luego del ajuste de la presión, se realiza una
prueba de estanqueidad para verificar que no se
produzcan fugas. La misma se lleva a cabo en
un banco de pruebas elevando la presión al
90% de la presión de ajuste, y verificando que
no haya indicio de fugas en la descarga del
dispositivo. Suelen admitirse pequeños
volúmenes de fuga, dependiendo de los
parámetros establecidos por el usuario.
4. IMPLEMENTACION
Para la realización de esta metodología se
contó con base de datos de los dispositivos de
alivio de presión de planta de tratamiento de y
almacenamiento de hidrocarburos líquidos.
También se dispuso de un análisis RBI
semicuantitativo de los equipos estáticos
protegidos por los PSV, datos sobre costos de
fluidos, calibraciones, reparaciones y
estimaciones realizadas por los operadores.
Los datos faltantes fueron estimados, con el
consenso del equipo de evaluación. Se
implementó la metodología RBI para planificar
las inspecciones basándose en el riesgo de los
equipos para luego realizar una comparación
económica contra el plan de inspección anual
que se utiliza actualmente.
4.1 Clasificación y procedimiento
8
Se desarrolló para este trabajo una planilla de
cálculos, en la cual se cargan manualmente los
datos básicos necesarios para el análisis y la
misma realiza el cálculo del riesgo. La
herramienta se desarrolló con el programa
Excel, y la misma contiene todas las tablas y
valores proporcionados por la operación.
Como resultado la planilla arroja el valor de
riesgo y haciendo una entrada manual de los
niveles de riesgo, en que se encuentra.
5. CONCLUSIONES
Por medio de una plantilla de Excel se
cargaron los datos recolectados y se realizó
cálculo del riesgo correspondiente a los
dispositivos registrados pertenecientes a la
planta siguiendo todos los pasos que se
explicaron.
Se planificaron las inspecciones para los
próximos 5 años, adaptando los periodos y
tipos de actividades a los distintos niveles
de riesgo y verificando que se mantengan
por debajo de los valores umbrales.
Se extendieron los periodos de las válvulas
que resultaron de riesgo bajo y medio a 2 y
1.5 años, con el fin de lograr una mayor
aceptación.
El beneficio económico y el
direccionamiento de los esfuerzos, a partir
de esta planificación se pueden direccionar
los esfuerzos, dándole un mayor peso a los
dispositivos que más atención requieren, ya
sea por severidad del servicio, por fallas
anteriores, y por consecuencias muy
graves.
El impacto sobre las personas y el
medioambiente, se logró una disminución
del riesgo a través del cambio de
efectividad de las actividades para los
dispositivos más críticos, lo cual impactó
sobre la probabilidad de ocurrencia de
fallas y por lo tanto sobre el riesgo.
La aplicabilidad de la metodología, se
concluye que se aplica en los casos que se
desee extender los periodos de inspección
y cuando no se cuente con periodos y
actividades definidas de intervención de
válvulas.
6. BIBLIOGRAFIA
[1] American Petroleum Institute. “API
RP581, Risk Based Inspection” (2008).
[2] American Petroleum Institute. API RP576,
Inspection of Pressure-Relieving Devices”
(2009).
[3] American Petroleum Institute. “API
RP520, Sizing, Selection and Installation of
Pressure- Relieving Devices” (2014)
[4] American Petroleum Institute. “API 510,
Código de Inspección de Recipientes
Sometidos a Presión”. (2014).
[5] American Petroleum Institute. “API 570,
Código de Inspección de Tuberías”. (2009).
7. AUTORES
MARCELINO TRIANA N,
Ing. Mecánico, con 25 años de
experiencia en la Industria de
Petróleo y Gas, especialización
en Gerencia de Proyectos y Post
grado MBA- en Gestión de
activos Industriales. Profesional
de Integridad y Confiabilidad en
el Departamento de Ingeniería
de la VRO de Ecopetrol.
RODRIGO CUBIDES, Ing.
Mecánico, Universidad
Nacional, con 10 años de
experiencia profesional del área
de Mantenimiento como gestor
técnico de contrato de
Integridad.
