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UNIVERSIDDecanato de
Especialización en Con
TRABAJO E
PLAN DE INSPECCIÓN BAESTÁTICOS DE UNA INST
HIDR
Adrián A
M
AD SIMÓN BOLÍVAR Estudios de Postgradofiabilidad de Sistemas Industriales
SPECIAL DE GRADO
SADA EN RIESGO PARA EQUIPOSALACIÓN DE PROCESAMIENTO DE
OCARBUROS
por
lejandro Balda Salas
arzo, 2006
UNIVERSIDecanato d
Especialización en Co
PLAN DE INSPECCIÓN BESTÁTICOS DE UNA INST
HID
Trabajo Especial de Grado p
Adrián A
Como requisito
Especialista en Conf
Realizado c
Miche
DAD SIMÓN BOLÍVARe Estudios de Postgradonfiabilidad de Sistemas Industriales
ASADA EN RIESGO PARA EQUIPOSALACIÓN DE PROCESAMIENTO DEROCARBUROS
resentado a la Universidad Simón Bolívar por
lejandro Balda Salas
parcial para optar al grado de
iabilidad de Sistemas Industriales
on la tutoría del Profesor
le Leccese Petrucci
Marzo, 2006
UNIVERSIDecanato d
Especialización en Co
PLAN DE INSPECCIÓN BESTÁTICOS DE UNA INST
HID
Este Trabajo Especial de Universidad Simón Bolívar p
31 d
DAD SIMÓN BOLÍVARe Estudios de Postgradonfiabilidad de Sistemas Industriales
ASADA EN RIESGO PARA EQUIPOSALACIÓN DE PROCESAMIENTO DEROCARBUROS
Grado ha sido aprobado en nombre de laor el siguiente jurado examinador:
e marzo de 2.006
ii
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 enseñarme que la constancia y el esfuerzo son los
medios para alcanzar las metas.
A mi esposa Gladys, quién me motivó a emprender esta jornada. Gracias por tu paciencia y
soporte continuo.
A mis hermanos, sobrinos y cuñados, 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 compañeros de la Sección de Confiabilidad del Departamento de Servicios Técnicos
de la Refinería Puerto La Cruz, por su valiosa colaboración y aporte en la ejecución de este
trabajo.
iii
RESUMEN
Dentro de las iniciativas enfocadas a mejorar la confiabilidad operacional de las instalacionesindustriales destacan los esfuerzos que se están aplicando para hacer uso efectivo de losrecursos destinados a la inspección y el mantenimiento de los equipos estáticos.Incrementar la Confiabilidad Operacional de una instalación significa:
• Un factor de servicio de la planta alto y predecible.• Bajos costos de operación mediante la aplicación de programas de monitoreo y control.• Mínimo número de paradas no programadas durante la operación normal (corrida).
Una herramienta efectiva para cumplir con lo antes mencionado, es la metodología deInspección Basada en Riesgo (IBR) desarrollada por el American Petroleum Institute, cuyosresultados de su aplicación en una instalación de procesamiento de hidrocarburos en unaRefinería del Oriente de Venezuela, se presentan en este Trabajo de Grado.Los resultados muestran un nivel de riesgo aceptable en la instalación evaluada, ya que ningúnequipo estático o sección de equipo se ubica en la situación de alto riesgo y aproximadamenteel 60% (80 items) de los renglones evaluados se clasifican en las categorías 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). También, los resultadosindican que el riesgo en la instalación evaluada está inducido principalmente por laconsecuencia de la falla.
Dentro de las recomendaciones emitidas se encuentran aplicar el plan de inspección 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 inspección y el mantenimiento de lainstalación; y el seguimiento a los resultados de la aplicación del plan para ser utilizados comoinsumo en la mejora del estudio y actualización del plan.
Palabras Claves: Confiabilidad Operacional, Inspección, Mantenimiento, Riesgo, EquiposEstáticos
iv
ÍNDICE GENERAL
PáginaAPROBACIÓN DEL JURADO…………………………………………………..... i
AGRADECIMIENTOS……………………………………………………………... ii
RESUMEN…………………………………………………………………………... iii
ÍNDICE GENERAL………………………………………………………………… iv
LISTA DE FIGURAS……………………………………………………………….. vi
LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS…………………………………….. vii
INTRODUCCIÓN…………………………………………………………………... 1
Justificación del problema……………………………………………………. 2
Objetivo General……………………………………………………………… 4
Objetivos Específicos…………………………………………………………. 4
Descripción Breve de la Instalación Objeto del Estudio……………………... 4
CAPÍTULO I. MARCO TEÓRICO……………………………………………….. 12
Conceptos Básicos……………………………………………………………. 12
Incertidumbre y Riesgo……………………………………………………….. 14
Alcance de la metodología IBR del API……………………………………… 16
Fundamentos de la mejora en las actividades de inspección………….……… 16
Estimación de la probabilidad de falla………………………………………... 21
Evaluación del deterioro del equipo………………………………………….. 22
Estimación de las consecuencias de la falla…………………………………... 24
Reducción del Riesgo mediante la Inspección………………………………... 26
Mejoramiento del programa de inspección…………………………………… 27
Impacto de la aplicación de IBR……………………………………………… 28
Gerencia del Riesgo…………………………………………………………... 29
Relación de IBR con los estándares de integridad mecánica…………………. 30
Relación de IBR con otras metodologías de Confiabilidad y Riesgo………… 31
v
Página
CAPÍTULO II. METODOLOGÍA…………………………………………………. 33
Algunas consideraciones en la aplicación de la metodología de InspecciónBasada en Riesgo (IBR) del API……………………………………………... 35
Recopilación de Información…………………………………………………. 35
Estimación de las consecuencias……………………………………………... 37
Algunas consideraciones sobre la estimación de consecuencias……………... 42
Estimación de la probabilidad de falla………………………………………... 44
Emisión de Resultados………………………………………………………... 54
Matriz de Riesgo……………………………………………………………… 54
Plan de Inspección……………………………………………………………. 57
Software para IBR…………………………………………………………….. 60
CAPÍTULO III. RESULTADOS…………………………………………………... 62
CAPÍTULO IV. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES………………… 70
Conclusiones………………………………………………………………….. 70
Recomendaciones…………………………………………………………….. 72
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS……………………………………………... 73
ANEXO A. DEFINICIÓN DE LOS GRUPOS DE INVENTARIO UNIDADDA-1………………………………………………………………………………….. 75
ANEXO B. RESULTADOS DE LA ESTIMACIÓN DEL RIESGO…………….. 78
ANEXO C. PLAN DE INSPECCIÓN……………………………………………... 92
ANEXO D. CRITERIOS DE EFECTIVIDAD DE LA INSPECCIÓN DEACUERDO CON LA METODOLOGÍA IBR API PARAADELGAZAMIENTO DE PARED POR CORROSIÓN GENERALIZADA….. 108
ANEXO E. CRITERIOS DE EFECTIVIDAD DE LA INSPECCIÓN DEACUERDO CON LA METODOLOGÍA IBR API PARAADELGAZAMIENTO DE PARED POR CORROSIÓN LOCALIZADA……... 109
ANEXO F. CRITERIOS DE EFECTIVIDAD DE LA INSPECCIÓN DEACUERDO CON LA METODOLOGÍA IBR API PARAADELGAZAMIENTO DE PARED POR CORROSIÓN EXTERNA…………... 110
ANEXO G. CRITERIOS DE EFECTIVIDAD DE LA INSPECCIÓN DEACUERDO CON LA METODOLOGÍA IBR API PARA TUBOS DEHORNOS…………………………………………………………………………….. 111
vi
LISTA DE FIGURAS
PáginaFigura 1 Diagrama de Proceso simplificado de la Unidad DA-1…………………. 11
Figura 2 Estimación 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 instalación de procesamiento de
hidrocarburos…………………………………………………………….18
Figura 6 Manejo o Gerencia del Riesgo usando Inspección Basada en Riesgo…... 20
Figura 7 Diagrama de flujo simplificado para la estimación de las consecuencias. 25
Figura 8 Relación de IBR con otros estándares de integridad mecánica…………. 31
Figura 9 Procedimiento para la aplicación de la metodología IBR del API……… 34
Figura 10 Diagrama de flujo simplificado para la estimación de consecuencias….. 38
Figura 11 Representación gráfica de la medición de las consecuencias…………… 40
Figura 12 Criterios para determinar el tipo de fuga………………………………... 41
Figura 13 Representación gráfica del cálculo de la frecuencia de falla……………. 45
Figura 14 Estructura de los Módulos Técnicos…………………………………….. 51
Figura 15 Matriz de Riesgo típica del programa de Inspección Basada en Riesgo... 56
Figura 16 Planificación de la inspección…………………………………………... 57
Figura 17 Efecto de la implantación de IBR en el riesgo………………………….. 58
Figura 18Factores de Riesgo límites para establecer la efectividad, cantidad y
frecuencia de inspección…………………………………………………59
Figura 19Efecto del nivel de efectividad de la inspección en la probabilidad de
falla y el riesgo…………………………………………………………...60
Figura 20 Matriz de riesgo (condición actual - frecuencia) Unidad DA-1………… 63
Figura 21Matriz de riesgo (condición actual - distribución de equipos) Unidad
DA-1……………………………………………………………………..64
vii
LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS
ABE Áreas de bajo espesor
ACRB Análisis Costo Riesgo Beneficio
AIChE American Institute of Chemical Engineers
API American Petroleum Institute
CCPS Center for Chemical Process Safety
DPN Nafta despentanizada
FCC Unidad de desintegración catalítica de lecho fluidizado
FE Factor de equipo
FFA Frecuencia de Falla Ajustada
FG Factor de gerencia
FGF Frecuencia Genérica de Falla
GLP Gas Licuado de Petróleo
GPM Galones por minuto
GSP Gerencia de Seguridad de los Procesos
HAZOP Estudio de peligros y operabilidad
IBR Inspección Basada en Riesgo
IPHP Industria de Procesamiento de Hidrocarburos y Petroquímica
LC Lado carcaza de un intercambiador de calor
LT Lado tubo de un intercambiador de calor
LGN Gas Natural Licuado
LPG Gas Licuado de Petróleo
LVGO Gasóleo liviano de vacío
MBD Miles de Barriles Diarios
MCC Mantenimiento Centrado en Confiabilidad
PHA Análisis de Peligros de Procesos (Process Hazard Analysis)
RT Técnica de inspección no destructiva radiográfica
viii
RTB Nafta rica en aromáticos y naftenos
SCC Agrietamiento ocasionado por corrosión bajo tensión (Stress Corrosion
Cracking)
TMSF Subfactor del Módulo Técnico (Technical Module Subfactor)
TOFD Técnica especial de inspección no destructiva por ultrasonido (Time of Flight
Diffraction)
UT Técnica de inspección no destructiva por ultrasonido
VCE Explosión de nube de vapor de hidrocarburo (Vapor Cloud Explosion)
INTRODUCCIÓN
Una de las interrogantes más importantes que se hace toda persona responsable del cuidado de
una instalación de proceso es cómo utilizar efectivamente los recursos disponibles para
realizar actividades de prevención de fallas. El entorno industrial de hoy en día, 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 instalación debe estar completamente justificada, es decir, debe estar dirigida a
atacar una situación específica, y al mismo tiempo, debe tener un impacto positivo en el
negocio, de modo que pueda agregar valor al mismo. La metodología de Inspección Basada en
Riesgo (IBR) se presenta como una herramienta útil para la persona responsable del cuidado
de una instalación de proceso debido a que le permite identificar aquellos elementos dentro de
la instalación que muestran un alto riesgo de operación, y sobre los cuales deben dirigirse los
esfuerzos y los recursos de las actividades de inspección y mantenimiento, permitiendo así 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 operación, al detectar y conocer
el comportamiento de los mecanismos de degradación que afectan a un equipo, y que pueden
conducir, si no están debidamente identificados y caracterizados, a una falla catastrófica del
equipo. Por otra parte, el uso de la metodología de Inspección Basada en Riesgo puede
identificar oportunidades en la toma de decisiones gerenciales para la reducción del riesgo a
través de la mitigación de las consecuencias de eventos no deseados.
El presente Trabajo de Grado mostrará la aplicación de la metodología de Inspección Basada
en Riesgo desarrollada por el American Petroleum Institute (API), con la finalidad de elaborar
un plan de inspección para los equipos estáticos de una instalación de procesamiento de
hidrocarburos en una refinería del Oriente de Venezuela.
2
Justificación del problema
Para realizar las actividades de cuidado de una instalación se requiere definir la política de
inspección 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 políticas y
estrategias de inspección y mantenimiento, entre los cuales se encuentran:
• No hay consistencia en la filosofía de análisis.
• El personal de mantenimiento, a pesar del riesgo, crea políticas en las que un sobre-
mantenimiento; y el uso de métodos intrusivos o de revisión y reparación como medios de
prevención, a menudo sirven más para el detrimento de la confiabilidad que para su bien.
• No hay auditorias, y sólo aquellos que escriben las políticas, conocen sus motivos. Se hace
casi imposible revisar el programa y evaluar objetivamente su efectividad.
Debido a que el establecimiento de las políticas se convierte en una tarea prioritaria, se aplican
acciones contingentes, como es la de definir la política de mantenimiento de los equipos y la
instalación 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 códigos, estándares y regulaciones o leyes gubernamentales aplicables,
ó una combinación de toda esta información disponible.
El problema de adoptar este tipo de práctica es que las políticas y planes de mantenimiento no
se adaptan al contexto operacional de la instalación. En los planes de inspección 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 revisión y reparación en vez de tomarse
decisiones basadas en las condiciones del equipo.
• Suceden muchas fallas costosas y riesgosas, que pudieran ser prevenidas.
3
Así, estos planes de inspección “adaptados” se aplican indiscriminadamente y de manera
repetitiva cada vez que se requiere realizar el mantenimiento de la instalación, sin tomar en
cuenta el contexto operacional específico de cada equipo en la instalación.
Por otra parte, la mayoría de los estándares y códigos utilizados para establecer frecuencias de
inspección están basados exclusivamente en la probabilidad de ocurrencia de una falla, sin
considerar la consecuencia de dicha falla. Estos estándares y códigos generalmente proveen
los requerimientos mínimos para las frecuencias de inspección, como una guía para el
establecimiento de los planes de inspección.
Otros requerimientos que debe satisfacer un plan de inspección de equipos son:
• Reducir el riesgo de fallas de altas consecuencias.
• Mejorar la efectividad de los recursos y esfuerzos invertidos en las actividades de
inspección y mantenimiento.
• Proveer el fundamento técnico para dirigir los recursos y esfuerzos invertidos en las
actividades de inspección y mantenimiento, hacia los equipos que presentan los mayores
riesgos de operación.
• Estimar y comprender los riesgos asociados a los planes de inspección aplicados
actualmente.
• Estimar la reducción del riesgo como resultado de la ejecución de actividades de
inspección.
• Reducir el tiempo fuera de servicio de la instalación durante las paradas de mantenimiento
mayor.
• Evaluar el impacto de diferir el período de tiempo en el cual se debe realizar la parada de
mantenimiento mayor de la instalación, en términos de riesgo.
• Identificar aquellos equipos que pudieran ser intervenidos durante la operación normal de
la instalación (inspección en servicio ó “en caliente”).
Los requerimientos del plan de inspección previamente mencionados pueden ser cubiertos
mediante la aplicación de la metodología de IBR.
4
Objetivo General
El objetivo del presente Trabajo de Grado es elaborar un Plan de Inspección para los equipos
estáticos de una instalación de procesamiento de hidrocarburos, utilizando la metodología de
Inspección Basada en Riesgo desarrollada por el API, con la finalidad de agregar valor al
negocio mediante la planificación de actividades efectivas de inspección que permitan la
prevención y reducción de fallas cuyas consecuencias afectan a la seguridad del personal, al
ambiente y la instalación; e incrementar así su disponibilidad, confiabilidad, calidad de los
productos y productividad.
Objetivos Específicos
Utilizar la metodología de Inspección Basada en Riesgo desarrollada por el API, para elaborar
un Plan de Inspección para los equipos estáticos de una instalación de procesamiento de
hidrocarburos que permita:
• Evaluar los equipos que componen la instalación para identificar áreas de alto
riesgo.
• Estimar el riesgo asociado a la operación de cada equipo.
• Jerarquizar los equipos con base en la estimación de su riesgo de operación.
• Elaborar un plan de inspección para cada equipo adecuado al riesgo estimado.
Descripción Breve de la Instalación Objeto del Estudio
La instalación objeto del presente trabajo es una planta de destilación atmosférica ubicada en
una refinería del oriente de Venezuela. Esta unidad fue diseñada para procesar 0,081 m3/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 típica a la planta son: Mesa de 30 °API y Merey de 16 °API, este último hasta un 10% en
volumen de la alimentación a la unidad. Actualmente, el crudo alimentado es 100% Mesa de
30 °API a un caudal de 0,145 m3/s (79 MBD).
La unidad consta de los siguientes equipos: un desalador eléctrico, 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
5
despropanizadora, una torre fraccionadora de nafta, intercambiadores de calor, condensadores
o enfriadores y equipos rotativos. La instrumentación de la unidad es electrónica y se controla
desde una sala central.
La mezcla de crudo a separar procedente de los tanques de almacenamiento identificados
como 80x15, 80x16 y 80x17, es transportada hacia un tren de precalentamiento donde
intercambia calor con productos destilados para alcanzar temperaturas cercanas a 124,4 °C
(250 °F) antes de ingresar al desalador, donde se le retira agua y sedimentos, y previamente se
le ha inyectado agua fresca o recuperada en el tambor FA-11 para formar una buena emulsión
crudo - agua. El crudo, previamente desalado es descargado al tambor compensador y se
continua precalentando hasta 226,7 °C (440 °F) en otro tren de intercambiadores de calor con
los reflujos intermedio y “trap tray”; y el residual proveniente del fondo de la torre DA-1
antes de dividirse en dos líneas que ingresan por separado a los hornos BA-1 y H-751. La línea
de carga al BA-1 se divide en cuatro pasos y la del H-751 en tres. De ambos hornos sale a
390,5 – 393,3 °F (735 – 740 °F), cuyas salidas convergen a una línea común parcialmente
vaporizado que va a la zona de expansión instantánea ("flash") de la columna de destilación
DA-1 donde ocurre la separación física de cada una de las fracciones de acuerdo al punto de
ebullición de las mismas. En el tope se inyecta gas amoníaco para controlar el pH del agua del
tambor acumulador (FA-1), amina fílmica como inhibidor de corrosión y adicionalmente
2,65x10-3 m3/s (42 GPM) de agua de lavado para remover las sales de cloruro de amonio.
Los productos de esta unidad son descritos y distribuidos como sigue:
Gases de tope: salen de la torre DA-1 a una temperatura aproximada de 107,2 °C (225 °F),
para ser condensados en los condensadores de tope y luego pasar al tambor de reflujo FA-1,
donde existe una interfase de líquido y gas formada por agua, gasolina y gases no
condensables. Éstos últimos van al tambor FA-2 y son succionados por el compresor GB-2
donde son comprimidos y mezclados con la gasolina que va al intercambiador EA- 10. Una
parte de la gasolina que sale del fondo del tambor FA-1 se retorna a la torre como reflujo de
tope y la otra se mezcla con los gases comprimidos para ingresar al EA-10 y luego a otro
tambor compensador FA-3 de donde la gasolina es succionada hacia la torre despropanizadora
DA-6 a través de un sistema de intercambiadores de calor. El agua acumulada en la bota del
tambor FA-1 proveniente de los vapores de agua inyectados al fondo de la torre principal y los
6
despojadores es descargada al drenaje o enviada al tambor FA-11 para reutilizarla
inyectándola al crudo que será desalado.
Gasolina: Luego de ingresar a la DA-6 el producto de fondo es enfriado y se envía a la unidad
redestiladora de gasolinas (U-051) para su fraccionamiento en nafta despentanizada (DPN) y
nafta rica en aromáticos y naftenos (RTB). Los vapores de tope son condensados y pasados al
tambor de reflujo FA-5, del cual los gases no condensables se envían al sistema de gas
combustible de Refinería o se procesan directamente en los hornos BA-1 y H-751. Los
líquidos 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 desintegración catalítica de
lecho fluidizado (FCC).
Nafta: Se envía al despojador de nafta total DA-2 para recuperar componentes más volátiles
que son retornados a la columna principal. De allí es succionada y precalentada con reflujo
“trap tray” para ser alimentada a la fraccionadora de nafta DA-8 y obtener mezclas de nafta
liviana y pesada. Con la filosofía operacional de “Maximización 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 filosofía operacional de “Maximización de Naftas”,
ambas corrientes se envían al sistema de naftas.
Destilados: La unidad puede operar bajo tres esquemas: Kero, Jet A-1 y Diesel liviano. La
fracción que se esté retirando es despojada de componentes más livianos en el DA-3 y
succionada a través 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 exportación. En el
caso de producción 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 como
combustible de aviación.
Diesel pesado: Con aproximadamente 0,75% de azufre, también es utilizado para precalentar
al crudo alimentado a la unidad, previamente despojado en el DA-4 de fracciones más livianas
7
que pudiera contener. Completado su enfriamiento con agua es enviado a almacenaje para un
posterior uso y comercialización en mercado local.
Gasóleo: se utiliza en su totalidad como insumo para la unidad de Craqueo Catalítico en Lecho
Fluidizado (FCC), luego de ser despojado en el DA-5 de aquellas fracciones más 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 alimentación y luego con agua para su posterior almacenaje. Se usa como mezcla
combustible para barcos (2,0 - 2,2 %S).
Como ya se mencionó, de la torre principal DA-1 se extraen dos corrientes utilizadas para
aprovechar 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 alimentación a la torre DA-8 en cuanto al
“trap tray”. Por último, nuevamente con crudo antes de regresar a la torre. Además, 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 m3/s (79 MBD) de crudo 100%
Mesa, bajo las filosofías de operación Maximización de Destilados y Maximización de Naftas,
se presentan en la Tabla 1 mostrada a continuación:
8
Tabla 1. Rendimientos típicos para la Unidad de Destilación Atmosférica.
0,145 m3/s (79 MBD) 100% Mesa
Rendimientos (%V)
Maximización Destilados Maximización 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
Gasóleo 11.10 11,10
Residual 21,30 33,00
En cuanto a los parámetros de control operacionales procesando una dieta de 100 % crudo
Mesa bajo la filosofía maximización de destilados, están los reportados en la Tabla 2 mostrada
a continuación [1]:
9
Tabla 2. Parámetros de control operacional de la Unidad de Destilación Atmosférica.
Parámetros de Control Valores en Operación Normal
Carga (m3/s / MBD) 0,145 – 0,147 / 79-80
Dieta 100% Crudo Mesa
Temperaturas (°C / °F)
Precalentamiento 232,2-237,8 / 450-460
Transferencia 393,3 / 740
Tope DA-1 112,2 / 234
Gasolina 193,3-194,4 / 380-382
Nafta L. 148,9-151,7 / 300-305
Jet A-1 182,2-185,0 / 360-365
Diesel Pesado 248,9-251,7 / 480-485
Gasóleo 362,8-365,5 / 685-690
Residual 368,3-373,9 / 695-705
Presiones (KPa / psig)
Tope Torre DA-1 62,1-68,9 / 9-10
Zona de expansión instantánea Torre DA-1 89,6 / 13
Tope Torre DA-6 1392,7 / 202
Tope Torre DA-8 41,4-48,3 / 6-7
10
Tabla 2. Parámetros de control operacional de la Unidad de Destilación Atmosférica
(cont.).
Parámetros de Control Valores en Operación 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
Gasóleo 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 compresión de la instalación evaluada la Figura 1 muestra un diagrama de
proceso simplificado de la Unidad de Destilación Atmosférica DA-1.
11
Fuente: Troyer, S. Mensaje electrónico del autor, 03 de agosto de 2005
Figura 1. Diagrama de Proceso simplificado de la Unidad DA-1.
CAPÍTULO I
MARCO TEÓRICO
Conceptos Básicos
En términos comunes la palabra riesgo tiene varios significados, pero generalmente se refiere
a la probabilidad o posibilidad de una pérdida. También se la utiliza para describir la magnitud
de una posible pérdida.
En la metodología de Inspección Basada en Riesgo (IBR), el riesgo describe una combinación
de la consecuencia y la probabilidad de una pérdida. Así, los eventos de alto riesgo tienen una
alta probabilidad que resultan en grandes consecuencias o pérdidas. Los eventos de bajo riesgo
son aquellos con una probabilidad de ocurrencia muy baja y sin pérdidas significativas. El
comprender el aspecto bidimensional del riesgo permite una nueva percepción del uso del
riesgo como una herramienta para la jerarquización de las actividades de inspección.
Por lo tanto, para la metodología Inspección Basada en Riesgo el riesgo será:
Riesgo (Consecuencias/Año) = P x C (1)
Donde:
P = Probabilidad o frecuencia de ocurrencia de un evento (Eventos/Año)
C = Consecuencias del evento (Consecuencias/Evento)
El análisis de esta ecuación permite entender el poder de esta figura de mérito o indicador para
el diagnóstico de situaciones y la toma de decisiones. A través de este indicador, pueden
compararse situaciones y escenarios que bajo una perspectiva cotidiana resultarían disímiles,
pero bajo ciertas circunstancias deben evaluarse y considerarse en un proceso de toma de
decisiones [2].
13
La Figura 2 muestra un modelo ideal y simplificado del riesgo asociado a la operación de
algunos equipos en una instalación. En este ejemplo se estiman tanto la probabilidad como las
consecuencias de falla para 10 equipos, y los resultados se colocan en el gráfico. Los puntos
representan el riesgo asociado a cada equipo.Ordenando los equipos por su riesgo se produce
una jerarquización por riesgo de los equipos a ser inspeccionados. A partir de esta lista se
puede desarrollar un plan de inspección que dirija su atención en los equipos de alto riesgo.
PROBABILIDAD
DE
FALLA
RIESGO
1
2
3
6
57
4
10
9 8
CONSECUENCIAS
Fuente: Publicación API P 581 Risk Based Inspection Base Resource Document. 2.000
Figura 2. Estimación del Riesgo
La estimación de la probabilidad y de las consecuencias permite obtener una jerarquización
del riesgo (costo/año), lo cual convierte a la metodología de Inspección Basada en Riesgo en
14
una herramienta de toma de decisiones del negocio. Al conocerse el costo de las medidas de
reducción del riesgo (actividades de inspección), se puede realizar un análisis costo-beneficio
para determinar los niveles apropiados de inversión de los recursos disponibles.
El usuario deberá tener precaución y usar su buen juicio ingenieril al utilizar la metodología de
Inspección Basada en Riesgo, ya que la misma no es un Análisis Cuantitativo de Riesgos.
Intrínsecamente, la metodología es una técnica híbrida que combina las disciplinas de análisis
de riesgo e integridad mecánica. Algunas de las técnicas usadas en Inspección Basada en
Riesgo son similares a las utilizadas en el Análisis Cuantitativo de Riesgos tradicional. Sin
embargo, ambas herramientas no son intercambiables entre sí. Es deseable que el usuario
tenga conocimiento y comprenda los fundamentos del Análisis Cuantitativo de Riesgos
tradicional antes de aplicar un programa de Inspección Basada en Riesgo, lo cual permitirá al
usuario entender las diferencia entre las dos metodologías, y conocer el lenguaje desarrollado
en el análisis de riesgos.
Incertidumbre y Riesgo
Una de las definiciones que se da a la incertidumbre es el atributo de todo cuanto rodea al
hombre y del hombre mismo; mientras que el nivel de incertidumbre se interpreta como una
medida de la inseguridad o grado de desconocimiento acerca del valor que puede tomar una
variable, proceso o fenómeno bajo estudio [2].
Cuando se estudia un proceso específico, el nivel de conocimiento sobre el mismo puede
variar desde el extremo de no saber absolutamente nada acerca del mismo (ignorancia total),
hasta el extremo de llegar a entender y modelar completamente su comportamiento
(certidumbre total). Ambos extremos , son poco probables en la realidad, ya que a pesar de no
disponer de ningún modelo que caracterice la variable, fenómeno o proceso bajo estudio,
siempre se dispone de un mínimo de información que nos separa de la ignorancia total.
Asimismo, aún cuando se considere, en nuestra limitada visión cognoscitiva, que se tiene bien
caracterizado un proceso, existen ciertamente eventos fortuitos o efectos de variables
secundarias o exógenas débilmente caracterizados que ponen en tela de juicio nuestro nivel de
certidumbre [2].
Bajo este contexto, el escenario más común es el de la incertidumbre, es decir, dispones de un
nivel de conocimiento que es mayor que la ignorancia total, pero que no alcanza el estado de
15
certidumbre total. El grado de separación 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 gráficamente el la Figura 3.
Fuente: Yañez M, M.; Gómez de la Vega, H.; Valbuena C., G., Ingeniería de Confiabilidad y Análisis Probabilístico 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 - estimación 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 fenómenos puede reducirse a través de la adquisición de mayor conocimiento o mediante la
compra de información (adiestramiento de personal, adquisición de más efectivas tecnologías
de medición, encuestas, etc.). Es aquí donde la inspección 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 degradación, y en consecuencia
permite conocer el riesgo asociado a la operación de los equipos.
Las actividades de inspección 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 crítico,
y la falla en sistemas atendidos se define como:
IGNORANCIA CERTEZAINCERTIDUMBRE
16
Probabilidad de falla = probabilidad que el deterioro alcance el nivel crítico y no nos demos
cuenta
Las actividades de inspección permiten “darse cuenta” y reaccionar antes que el deterioro
alcance un nivel crítico.
Alcance de la metodología IBR del API
Aunque los principios de manejo y gerencia del riesgo, y los conceptos fundamentales de
Inspección Basada en Riesgo (IBR) son de aplicación universal, la metodología IBR
desarrollada por el API solamente se aplica a equipos estáticos y tuberías de instalaciones de
procesamiento de hidrocarburos y petroquímicas, fundamentando la misma en una evaluación
de la función contenedora de estos equipos en la instalación evaluada.
Los programas de Inspección Basada en Riesgo (IBR) no pretenden evaluar la integridad
mecánica ni la operación asociada a componentes internos de equipos estáticos y tuberías, y
sólo evalúa el riesgo asociado a la pérdida de la capacidad contenedora de los mismos. Con la
excepción de carcazas de bombas y los cabezales de enfriadores tipo ventilador (contenedores
de fluidos), la metodología de Inspección Basada en Riesgo (IBR) del API no es aplicable a
equipos rotativos. Tampoco es aplicable a sistemas de instrumentación y control, equipos
eléctricos y equipos no presurizados, aunque se puede aplicar a tanques sometidos a presión
atmosférica de manera satisfactoria.
Fundamentos de la mejora en las actividades de inspección
En muchos casos los términos gerencia o manejo del riesgo y disminución del riesgo tienden a
confundirse. Sin embargo, el último es una parte del primero. La disminución del riesgo es el
acto de mitigar un riesgo conocido a un nivel de riesgo más bajo. La gerencia o manejo del
riesgo es un proceso de estimación del riesgo, para determinar si se requiere una reducción de
éste y/o para desarrollar un plan de inspección que mantenga los niveles de riesgo en
intervalos aceptables (ver Figura 4). En esta estimación se puede identificar equipos cuyos
niveles de riesgo sean aceptables, no requiriéndose mitigación del mismo.
17
Fuente: Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [en línea], 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 inspección se establecen para detectar y
evaluar el deterioro asociado al servicio. La Figura 5 muestra las causas de las fugas en una
instalación de procesamiento de hidrocarburos. Aproximadamente cerca de la mitad de las
pérdidas ocasionadas por fugas en una instalación de procesamiento de hidrocarburos típica
pueden ser influenciadas por las actividades de inspección [3].
CONSECUENCIAS
PRO
BA
BIL
IDA
D
Enfoque en losrenglones dealto riesgopara reducir elriesgo
Evitar costos deinspeccióninnecesarios
18
41%
20%
18%
8%6% 4% 3%
Fallas MecánicasError OperacionalCausas DesconocidasDesviaciones OperacionalesPeligros NaturalesErrores de DiseñoSabotaje
Fuente: Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [en línea], 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 instalación de procesamiento de hidrocarburos.
La efectividad de los programas de inspección varía ampliamente, desde programas reactivos,
que se concentran en áreas 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 sería una inspección completa de “todos” los
equipos basándose en la frecuencia, muchas veces invirtiendo dinero en actividades que no
son necesarias. La selección de los intervalos de inspección ha evolucionado con los años. Con
la necesidad de verificar periódicamente la integridad de los equipos, los custodios y
organizaciones inicialmente fijaron intervalos basándose en fechas calendario o en tiempos en
servicio.
Con el avance de las técnicas y metodologías de inspección, y con el mejor entendimiento de
los mecanismos y tasas de deterioro, los intervalos de inspección se hicieron más dependientes
de la condición del equipo que de un intervalo arbitrario basado en el calendario. Códigos y
normas tales como API 510 [4], API 653 [5] y API 570 [6]se desarrollaron con una filosofía
de inspección fundamentada en elementos tales como:
19
• Intervalos de inspección basados en algún porcentaje de la vida útil del equipo (por
ejemplo, 50% de la vida).
• Inspección en servicio considerando bajas velocidades de deterioro en el interior
del equipo.
• Requerimientos de inspección interna para mecanismos de deterioro relacionados a
agrietamiento inducido a procesos del ambiente o fluidos manejados en el equipo.
• Intervalos de inspección basados en las consecuencias.
La metodología de Inspección Basada en Riesgo representa la siguiente generación de enfoque
de la inspección y sus intervalos, reconociendo que el objetivo final de la inspección es la
seguridad y confiabilidad de los equipos. IBR, como todo enfoque basado en riesgo, dirige la
atención en aquellos equipos y sus mecanismos de deterioro que representan el mayor riesgo
para la instalación donde operan. Al enfocarse en riesgos y su mitigación, la metodología
provee de una conexión entre los mecanismos que conducen el equipo a una falla y las
técnicas de inspección que efectivamente reducirán el riesgo. En la metodología de
Inspección Basada en Riesgo, una falla se define como la pérdida de la función
contenedora de un equipo.
Cuando el riesgo individual asociado a un equipo es determinado y la efectividad relativa de
las diferentes técnicas de inspección es estimada o cuantificada, la información adecuada está
disponible para desarrollar una herramienta de optimización para planificar e implementar un
programa de Inspección Basada en Riesgo.
La Figura 6 presenta un modelo de la reducción del riesgo que puede obtenerse cuando se
incrementa el grado y la frecuencia de inspección. La curva superior de esta figura representa
un programa de inspección tradicional. Donde no se aplica inspección alguna, existirá un
elevado nivel de riesgo. Con una inversión inicial en las actividades de inspección, el riesgo
tiende a disminuir significativamente. Si se sigue incrementando la inversión en inspección se
alcanzará un punto donde se llega a una regresión de la curva, ocurriendo eventualmente que
muy poco o ninguna reducción del riesgo se obtenga a pesar de que se incremente la inversión
en la inspección. Si se aplica inspección en exceso el nivel de riesgo podría inclusive
aumentar. Esto se debe a que en ciertos casos la inspección intrusiva podría causar deterioro
20
adicional al asociado a la operación (por ejemplo ingreso de humedad en un equipo
susceptible a ataque por ácidos politiónicos; daño durante la inspección de recubrimientos
protectores en recipientes, etc.). Esta situación es representada por la línea punteada de la
curva superior en la Figura 6.
RIESGO
Riesgo usando IBR
Riesgo usando programas de inspección tradicionales
Riesgo residual no afectadopor los programas de IBR
NIVEL DE LA ACTIVIDAD DE INSPECCION
Fuente: Publicación API P 581 Risk Based Inspection Base Resource Document. 2.000
Figura 6. Manejo o Gerencia del Riesgo usando Inspección Basada en Riesgo.
21
Como se ve en la curva inferior de la Figura 6, el riesgo no se puede mitigar o reducir sólo con
esfuerzos en inspección. Los factores que introducen riesgo residual de una pérdida de la
función contenedora son, pero no están 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 métodos de inspección.
• Errores de diseño.
• Mecanismos de deterioro desconocidos.
Muchos de estos factores están fuertemente influenciados por el sistema de Gerencia de
Seguridad de los Procesos (GSP) en la facilidad o instalación.
Estimación de la probabilidad de falla
La probabilidad de falla se estima para cada tipo de equipo que compone la unidad de proceso.
El análisis para la estimación de la probabilidad de falla se fundamenta en una base de datos
genérica de frecuencias de falla para cada tipo de equipo, y se calcula una Frecuencia de Falla
Ajustada (FFA), por medio de la modificación de la Frecuencia Genérica de Falla (FGF), para
obtener una frecuencia de falla diferenciada y que es específica para cada equipo dentro de la
instalación. La frecuencia genérica de falla (FGF) es modificada por un factor (el factor de
equipo FE) que es específico a la integridad mecánica del equipo contenedor de presión en
evaluación, y también por un factor (el factor de gerencia FM) que es relativo a la calidad de la
gerencia de los sistemas de la instalación que afectan a la integridad mecánica. De allí que la
Frecuencia de Falla Ajustada puede ser expresada como:
FFA = FGF * FE * FM (2)
22
Algunos de los aspectos que son evaluados cuantitativamente para calcular el factor de
modificación de equipo FE incluyen entre otros a [8]:
• Tipo y tasa de daño esperado (por ejemplo, adelgazamiento de pared,
agrietamiento, etc.).
• Alcance y calidad del programa de inspección (por ejemplo, frecuencia, métodos,
etc.).
• Historial de equipos y procesos.
El factor de gerencia FG evalúa el impacto potencial en la integridad mecánica de sistemas de
gerencia tales como:
• Procedimientos de mantenimiento y entrenamiento.
• Información de seguridad de procesos.
• Prácticas y procedimientos de manejo del cambio.
• Procedimientos operacionales.
• Análisis de peligros de procesos.
Evaluación del deterioro del equipo
El núcleo del factor de equipo FE es la evaluación de los mecanismos de degradación activos y
potenciales (por ejemplo, corrosión localizada ó agrietamiento ocasionado por H2S húmedo) y
las tasas de daño (tasa de corrosión ó tasa de agrietamiento). Esta evaluación está incluida en
los módulos técnicos desarrollados para cada tipo de mecanismo de degradación (incorporados
en la publicación API P 581 [7]) los cuales se utilizan en el cálculo del factor de modificación
de equipo.
Otro aspecto principal evaluado por los módulos técnicos es la efectividad del programa de
inspección aplicado actualmente en detectar y hacer seguimiento (monitorear) a los
mecanismos de degradación identificados como activos. La efectividad de la inspección para
cada mecanismo de degradación es jerarquizada tal como se muestra en la Tabla 3.
23
Tabla 3. Jerarquización de la efectividad de la inspección [7]
Categoría Descripción Comentarios
A Altamente efectiva Los métodos de inspección identificarán correctamente el estado
de daño verdadero casi siempre (80% a 100% de confianza).
B Generalmente efectivaLos métodos de inspección identificarán correctamente el estado
de daño verdadero la mayoría de las veces (60% a 80% de
confianza).
C Moderadamente efectivaLos métodos de inspección identificarán correctamente el estado
de daño verdadero aproximadamente el 50% de las veces (40% a
60% de confianza).
D Poco efectivaLos métodos de inspección proveerán poca información para
identificar correctamente el estado de daño verdadero (20% a
40% de confianza).
E Inefectiva
Los métodos de inspección no proveerán información para
identificar correctamente el estado de daño verdadero, y son
considerados inefectivos para detectar un mecanismo de daño
específico (menos de 20% de confianza).
Se han desarrollado módulos técnicos específicos para cada uno de los diferentes tipos de
mecanismos de daño identificados como activos en la industria de procesamiento de
hidrocarburos y petroquímica, como por ejemplo:
• Mecanismos de corrosión general y localizada.
• Mecanismos de agrietamiento ocasionados por corrosión bajo tensión (Stress
Corrosion Cracking – SCC).
• Agrietamiento ocasionado por ataque por hidrógeno.
• Daños ocasionados por ataque por hidrógeno a alta temperatura.
• Fractura frágil y otros efectos térmicos/mecánicos.
Estos módulos técnicos cumplen cuatro funciones:
• Analizar las condiciones de operación para identificar los mecanismos de
degradación activos.
• Establecer la tasa de daño.
24
• Cuantificar la efectividad del programa de inspecciones.
• Calcular el factor que modificará a la frecuencia genérica de falla.
Estimación de las consecuencias de la falla
Para la metodología de Inspección Basada en Riesgo (IBR), las consecuencias están referidas
a los efectos adversos en seres humanos, equipos y medio ambiente como resultado de un
evento de fuga de un material peligroso. En la Figura 7 se presenta un diagrama de flujo
simplificado donde se indican como son evaluadas las consecuencias de la falla y los capítulos
de la publicación API P-581 donde se encuentra la información en detalle para la aplicación de
cada uno de los pasos de la estimación de las consecuencias.
El tamaño del equipo y los dispositivos de aislamiento instalados juegan un papel importante
en la estimación del inventario de fluido disponible para fuga en eventos potenciales.
25
Cantidad total de fluidodisponible para fugar
* Sección 7.4
Estimación tasade fuga
* Sección 7.5
Propiedades delfluido en elequipo y enambiente
* Sección 7.2
Selección de tamaños deagujero: 0,25", 1", 4",Ruptura * Sección 7.3
Determinación del tipo de fuga:instantánea o continua
* Sección 7.6
Determinación de la fasefinal del fluido* Sección 7.7
EVALUACION SISTEMAS DE MITIGACION * Sección 7.8
CONSECUENCIASINCENDIO/EXPLOSION
* Sección 7.8
CONSECUENCIASFUGA TOXICA* Sección 7.9 CONSECUENCIAS
AMBIENTALES* Sección 7.9
CONSECUENCIASINTERRUPCION DEL NEGOCIO
* Sección 7.10
(*) Capítulo 7 delAPI P 581
Fuente: Publicación API P 581 Risk Based Inspection Base Resource Document. 2.000
Figura 7. Diagrama de flujo simplificado para la estimación de las consecuencias. [7]
26
Las estimaciones de consecuencias para cuatro tamaños de agujeros de fuga, desde 0,25
pulgadas hasta ruptura total, son calculadas y sumadas. Para eventos con fluidos inflamables
se efectúan cálculos para determinar la probabilidad de que el evento sea una explosión de una
nube de vapor, un fuego tipo llamarada (flash), un fuego tipo antorcha (jet), un incendio tipo
piscina (pool fire), o una dispersión segura (sin ignición).
El efecto en la interrupción del negocio (pérdida de dinero) se incluye cuando una cantidad de
activos de capital puedan perderse o estar fuera de servicio un período de tiempo después de
un evento. El costo de efectos ambientales catastróficos puede ser incluido, espacialmente en
el evento de una potencial fuga de líquido fuera de la instalación, por ejemplo una fuga de que
contamine una fuente de agua. También se evalúan potenciales eventos tóxicos a los seres
humanos, en el caso de que un fluido tóxico pudiera ser liberado.
Reducción del Riesgo mediante la Inspección
El producto final de la aplicación de la metodología IBR cuantitativa en un proceso particular
debe contener una jerarquización prioritaria de cada equipo para los siguientes niveles de
actividades de inspección:
Un plan de inspección mínimo.
El nivel de inspección actual.
Un nivel de inspección optimizado.
Este producto conducirá al usuario a entender como diferentes programas de inspección con
diferentes niveles de actividades de inspección, afectan los niveles de riesgo total debido al
cambio en la probabilidad de falla.
Una vez estimado el riesgo total para cada equipo, el próximo paso es decidir que hacer con la
lista de equipo jerarquizada por el riesgo. Existen muchas oportunidades para la reducción del
riesgo en la Industria de Procesamiento de Hidrocarburos y Petroquímica (IPHP), y esta
industria está invirtiendo sumas millonarias de dinero hacia este fin. Uno de estos esfuerzos de
potencial reducción de riesgo es el programa de inspección y pruebas. Una vez conocidos los
equipos de mayor prioridad, se está en capacidad de determinar muy específicamente donde
deben enfocarse los esfuerzos del programa de inspección y pruebas para reducir el riesgo
total.
27
Primero, y lo más obvio, es que la frecuencia de inspección puede ser ajustada al nivel de
riesgo del equipo. Pero también, los métodos y herramientas para el programa de inspección y
pruebas pueden ser cambiados. El alcance, calidad y extensión de la inspección y los datos
adquiridos pueden ser ajustados. Pueden ser aplicadas técnicas más globales de inspección
(como termografía o emisión acústica), cuando sea apropiado. Se pueden efectuar más
inspecciones en-marcha (on-stream) para evaluar el daño mientras el equipo está en servicio.
Las inspecciones pueden estar más enfocadas a las áreas donde se esperan daños. Cuando sea
apropiado, se pueden utilizar herramientas y técnicas más sofisticadas para detectar y
caracterizar daño localizado y agrietamiento, como el ultrasonido de defectología (por ejemplo
técnicas zipscan, TOFD y otras similares).
Estos cambios en las actividades de inspección son planificados en la próxima inspección
programada, es decir, en la planificación de la próxima parada de mantenimiento mayor. Una
vez que se realizan las inspecciones, se efectúan los análisis, se evalúa la adecuación al
servicio del equipo, y se realizan las reparaciones recomendadas, entonces el usuario está listo
para actualizar la información en el modelo de IBR para determinar como el riesgo total de
cada equipo fue afectado por los cambios en las actividades de inspección. Cada vez que se
realiza este proceso se emite una nueva lista jerarquizada de equipos, y después de que este
proceso se ha ejecutado varias veces, el usuario obtiene una apreciación, cuantitativa, de cómo
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 inspección,
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 inspección y mantenimiento en la parada planificada. En general, no solamente
se reduce el potencial para lesiones, pérdidas de activos de capital, y pérdidas de producción;
sino que se está en capacidad de alcanzarlo con recursos limitados de inspección.
Mejoramiento del programa de inspección
Uno de los productos de la aplicación de la metodología IBR es el esfuerzo para mejorar el
programa de inspección, mediante la obtención del riesgo más bajo razonable. Para llevar a
cabo esto, una empresa puede encontrar que se pueden dirigir sus limitados recursos de
inspección desde los equipos de bajo riesgo (los cuales pueden estar sobre-inspeccionados)
28
hacia los equipos de mayor riesgo (que pueden estar sub-inspeccionados). La Figura 2 muestra
las líneas de iso - riesgo (líneas de riesgo constante) que ayudan a diferenciar claramente los
equipos de alto y bajo riesgo.
Con la información suministrada por esta gráfica la gerencia tendrá la oportunidad de dirigir la
inspección y/o los recursos de mitigación a los equipos que están por encima del nivel máximo
de riesgo aceptable, de tal manera que el riesgo total se minimiza. Los cambios en el riesgo
como consecuencia de los cambios en las actividades planificadas de inspección pueden ser
evaluados con los resultados de la aplicación de la metodología IBR, y comparados con los
cambios en los recursos de inspección utilizados para determinar si se está alcanzando la
optimización del riesgo, es decir, si se están reduciendo el riesgo total y los costos de
inspección.
No todos los programas de inspección son igualmente efectivos en la detección de
mecanismos de deterioro y en la disminución del riesgo. Muchas de las técnicas de inspección
están disponibles para detectar un mecanismo de deterioro específico, y cada una tendrá un
efectividad diferente. La metodología de Inspección Basada en Riesgo permite obtener la
combinación óptima de métodos y frecuencias de inspección. Cada método disponible puede
ser analizado, estimando su efectividad relativa para reducir la probabilidad de falla del
equipo. Con esta información y los costos asociados a cada procedimiento se puede desarrollar
un programa de inspección óptimo. La clave para hacer esto está en la habilidad de estimar el
riesgo asociado a cada equipo y luego determinar la mejor técnica de inspección disponible.
Impacto de la aplicación de IBR
La aplicación de la metodología de Inspección Basada en Riesgo permite obtener un impacto
significativo en las siguientes áreas:
• Mejoramiento la toma de decisiones relacionadas con:
- Planes de Inspección
- Alcance de las actividades a realizar en la parada general de mantenimiento de
la instalación
- Rediseño
- Renovación de equipos
29
• Uso efectivo de los recursos disponibles porque se concentran en las fallas que
ocasionan mayores costos.
• Mejoramiento de la confiabilidad de los equipos y la instalación al reducirse la
cantidad de fallas.
• Estimación de las frecuencias y las consecuencias de falla, lo cual suele escapar a la
intuición y el sentido común, de una manera técnica y metodológica.
También, se obtiene un impacto adicional a través de:
• Extensión de decisiones a:
- Criterios de diseño
- Gerencia de Seguridad de Procesos
- Sistemas de seguridad y protección
• Educación de la organización en la toma de decisiones basadas en riesgo.
• Complemento y sinergia con otras metodologías como:
- Mantenimiento Centrado en Confiabilidad
- Análisis Costo - Riesgo - Beneficio
- Adecuación al servicio (FFS)
- Optimización de alcance de paradas de planta
- Análisis de índices de Confiabilidad, Disponibilidad y Mantenibilidad
(Análisis RAM)
Gerencia del Riesgo
La metodología IBR es realmente una Gerencia del Riesgo; aún cuando IBR está dirigida a la
prevención y mitigación del riesgo a través de actividades de inspección, su aplicación es
mucho más amplia. Debido a que IBR es una metodología totalmente integrada, el usuario
tiene la oportunidad de reducir el riesgo por otros medio diferentes al cambio del programa de
inspección. Existen una cantidad de oportunidades para fortalecer los sistemas y
procedimientos de Gerencia de Seguridad de los Procesos (GSP). El usuario también puede
30
reducir el riesgo mediante la instalación de sistemas de seguridad, sistemas de detección de
fugas, válvulas de aislamiento, y cualquier otro dispositivo que mitigue las consecuencias, una
vez que ha ocurrido la liberación del fluido al ambiente. De esta manera la metodología IBR
se convierte en una herramienta gerencial para la reducción del riesgo que va más allá de las
actividades de inspección.
Relación de IBR con los estándares de integridad mecánica
La metodología IBR se integra muy bien con las ediciones actuales de los estándares de
inspección como el API RP-510 Pressure Vessel Inspection Code [4], el API RP-570 Process
Piping Inspection Code [6], y el API RP-653 Storage Tank Inspection Standard [5]. Cada uno
de estos estándares establece las prácticas mínimas para frecuencias de inspección y muchas
prácticas recomendadas para actividades de inspección asociadas a los equipos, y cada uno de
ellos permite el establecimiento de planes y estrategias de inspección siguiendo los principios
de un programa calificado de IBR (incluyendo la frecuencia). Estos códigos ofrecen al usuario
mayor flexibilidad y muchas opciones relativas a la frecuencia, alcance y extensión de las
opciones de inspección para optimizar los programas de inspección con el propósito de reducir
el riesgo.
Una manera gráfica de visualizar la relación de IBR con otros estándares de integridad
mecánica se muestra en la Figura 8.
31
Fuente: Publicación API P 581 Risk Based Inspection Base Resource Document. 2.000
Figura 8. Relación de IBR con otros estándares de integridad mecánica.
Relación de IBR con otras metodologías de Confiabilidad y Riesgo
Existe entre los usuarios de la metodología IBR una creciente necesidad de alinear, y quizás
integrar ésta, con la metodología de Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC). El
MCC se enfoca en la funcionalidad del equipo para determinar cual mantenimiento preventivo
Existentes Nuevos Documentos
API750
API510
API570
API653
API - 581RISK BASEDINSPECTION
MPCFITNESS FOR
SERVICE
RBIRP 580
FfSRP 579
DamageRP-571
PrácticasRecomendadas
Grupos deUsuarios de la
IndustriaDocumentos de
Trabajo
32
puede ser necesario para mejorar la disponibilidad y confiabilidad de un equipo de proceso.
Claramente la falla del límite de contención de presión de un equipo es el impacto último en la
confiabilidad, y puede tener un gran efecto a largo plazo en la confiabilidad de la unidad de
proceso. Utilizar al IBR para evaluar el potencial de la pérdida de contención para
complementar un estudio de MCC, conduce a un análisis más completo e integrado de la
confiabilidad total de un equipo.
Por otra parte, la fortaleza de los métodos de estimación de las consecuencias utilizados en
IBR se complementan con las metodologías de Análisis Costo Riesgo Beneficio (ACRB) para
estimar el período de tiempo o la frecuencia más oportuna, es decir, con menor impacto total
en términos de riesgo, de actividades específicas de inspección y mantenimiento.
Adicionalmente, IBR se integra muy bien con el Análisis de Peligros de Procesos (Process
Hazard Analysis – PHA), el cual se enfoca primariamente en los peligros de los procesos, pero
no muy bien en los peligros de integridad mecánica (en los cuales se enfoca el IBR). De esta
manera la integración del IBR y PHA puede incrementar significativamente la calidad de los
estudios de PHA y las evaluaciones de riesgo de la instalación.
CAPÍTULO II
METODOLOGÍA
La metodología de Inspección Basada en Riesgo (IBR) es una herramienta de análisis que
estima el riesgo asociado a la operación de equipos estáticos, y evalúa la efectividad del plan
de inspección (actual o potencial) en reducir dicho riesgo. Está basada en la ejecución de una
serie de cálculos para estimar la probabilidad y la consecuencia de una falla de cada equipo
estático de proceso. Para la metodología, la falla se define como cualquier evento que ocasione
la rotura de los límites del contenedor de fluido (es decir, el equipo). En otras palabras, la falla
considerada en la metodología IBR es la pérdida de la función de contención del fluido, es
decir, la fuga del fluido al medio ambiente. Las fugas pequeñas consideradas como “emisiones
fugitivas”, tales como las que ocurren en bridas y empacaduras, no constituyen una falla para
propósitos de la aplicación de la metodología IBR. Solamente se consideran como falla a
aquellas fugas significativas que resulten en un peligro para la seguridad.
El producto de los valores de probabilidad y consecuencia provee una medida del riesgo
asociado a cada equipo. Luego, se puede desarrollar una lista jerarquizada de equipos basada
en el riesgo calculado, la cual puede ser usada para dirigir la atención del plan de inspección.
La Figura 9 muestra el procedimiento para la aplicación de la metodología IBR. Una vez
seleccionada la instalación a evaluar, el procedimiento se inicia con la recopilación de la
información que definirá a cada equipo y su ambiente operacional. Esta información incluye
los resultados de estudios de identificación de peligros conducidos por separado (por ejemplo,
estudios de peligros y operabilidad (HAZOPs), listas de verificación, análisis de modo y
efectos de falla, etc.), así como una extensiva información mecánica y de procesos.
34
Fuente: Balda, A., Seijas; A. (2002). Inspección Basada en Riesgo – Guía de Aplicación. Los Teques. PDVSA INTEVEP
Figura 9. Procedimiento para la aplicación de la metodología IBR del API.
Selección del sistema a evaluar
Recopilación de información(Capítulo 10 de la API P 581)
Estimación de las consecuencias(Capítulo 7 de la API P 581)
Estimación de la probabilidad de falla(Capítulo 8 y Módulos Técnicos de la API P 581)
Estimación del Riesgo = P x C(Capítulo 6 de la API P 581)
Emisión de ResultadosMatriz de Riesgo y Lista Jerarquizada
Elaboración Plan de InspecciónBasado en Riesgo
Ejecución del Plan
35
Algunas consideraciones en la aplicación de la metodología de Inspección Basada en
Riesgo (IBR) del API
Un programa exhaustivo de IBR debe incluir todos los equipos estáticos que componen la
barrera de contención de fluidos del sistema en evaluación, de acuerdo con las necesidades del
usuario. Estos equipos deben ser, entre otros, recipientes a presión (torres, tambores, tanques,
etc.) y sistemas de tuberías de proceso. Además, existen casos donde se deben abarcar los
componentes contenedores de algunos equipos rotativos (por ejemplo carcazas de bombas).
Se consideran los riesgos tanto en operación normal, como en períodos de operación no
rutinarios (arranques, paradas, descontroles o desviaciones en las condiciones normales de
operación, etc.). La determinación de las consecuencias y las frecuencias de falla se
fundamentan solo en la operación normal, debido a que las condiciones normales de operación
están más fácilmente definidas y representan la mayoría del tiempo de operación. 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
realizarán para un equipo específico o de manera universal, según sea apropiado.
La metodología IBR requiere un uso intensivo y extensivo de la información en detalle. Sin
embargo, el enlace implícito entre precisión 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 función de los modelos utilizados, así como también de la cantidad y calidad
de la información disponible. No se requiere una alta precisión en la estimación del riesgo para
obtener resultados significativos. Los requerimientos de precisión pueden variar de acuerdo
con la evaluación. Por ejemplo, el conocimiento preciso del material de construcción de un
equipo es un elemento crítico en la evaluación de sus mecanismos potenciales de degradación.
Por otra parte, pequeños errores en las condiciones de operación o en las dimensiones físicas
de un equipo tendrán un pequeño efecto en la jerarquización final del mismo.
Recopilación de Información
A fin de desarrollar un plan de Inspección Basada en Riesgo se debe recolectar entre otra, la
siguiente información:
• Lista de equipos de la planta.
36
• Diagrama simplificado de procesos.
• Manual de descripción de procesos.
• Diagrama de flujo de procesos.
• Balances de masa
• Condiciones de operación de los equipos
• Planos o diagramas de tuberías e instrumentación
• Plano o diagrama de ubicación de equipos en la planta (plot - plant).
• Densidad de población (No. de personas/unidad de área) en la planta, refinería y
áreas adyacentes.
• Hojas de datos de diseño de los equipos
• Planos de los equipos (como construido)
• Reportes de inspección de equipos
• Descripción de los siguientes sistemas disponibles en la planta y equipos que
cubren:
- Detección
- Aislamiento
- Mitigación
• Grupos de inventario
• Impacto de la parada de planta diario.
• Costo de reemplazo de la planta ó costo de reemplazo de los equipos.
• Superficie ocupada por la planta.
Una lista de la información requerida para la aplicación de la metodología IBR se muestra de
manera amplia y explicada en detalle en el Capítulo 10 Sección 10.2 del documento API P 581
[7]. También, en la Sección 10.3 del mismo capítulo se muestra una lista de las fuentes
37
sugeridas para obtener la información. Al final del mismo Capítulo 10 se muestra a modo de
ejemplo el formato propuesto para la recopilación de información de cada equipo.
Es de hacer notar aquí que la información antes indicada debe ser suministrada y validada por
el personal responsable por el uso, manejo y mantenimiento de la instalación. En algunas
instalaciones se ha instaurado la figura del Equipo Natural de Trabajo, el cual está integrado
por el personal multidisciplinario responsable del manejo y cuidado de la instalación, y quién
sería el ente ideal que suministre y valide la información requerida para la aplicación de la
metodología IBR.
Estimación de las consecuencias
El cálculo de las consecuencias también es específico para cada tipo de equipo. En el Capítulo
7 del documento API P 581 [7] se muestran los métodos por los cuales se puede estimar las
consecuencias, y en la Figura 10 se presenta un diagrama de flujo donde se indican los pasos a
seguir para la estimación de las consecuencias. Las estimaciones están basadas en tamaños de
agujero predeterminados, las condiciones reales de operación, el inventario de fluido
disponible en el equipo y la cantidad de fluido de proceso liberado en el caso de una fuga. Para
materiales inflamables, las consecuencias dependen de su ignición, y si esta ocurre, del tipo de
ignición. Esto es una función de las propiedades físicas del material liberado, la densidad de la
fuente de ignición, y una variedad de condiciones específicas del lugar. Todos estos factores
son considerados en la determinación del valor final de las consecuencias.
Para la metodología IBR, las consecuencias están referidas a los efectos adversos en seres
humanos, equipos y medio ambiente como resultado de un evento de fuga de un material
peligroso.
38
Fuente: Publicación API P 581 Risk Based Inspection Base Resource Document. 2.000
Figura 10. Diagrama de flujo simplificado para la estimación de consecuencias.
Tasa de fugaPropiedades de fluidoen el equipo y en condiciones
ambientales
Selección de tamañosde agujeros:
6,35 mm, …, ruptura
Masa total disponiblepara fugar
Definición tipode fuga
Instantáneausar masa total
Continuausar tasa de flujo
Determinarfase final
Determinarfase final
continua / líquida continua / gas instantánea / líquida instantánea / gas
Mitigación
Consecuenciainflamable
Consecuenciatóxica
ConsecuenciaAmbiental
Consecuenciainterrupción del negocio
(típica del tipo / fase de fuga indicado)
39
Las medidas de consecuencias típicas consideradas por Inspección Basada en Riesgo son:
• Daño ambiental
• Cantidad de fatalidades
• Área afectada por un incendio
• Área afectada por una fuga de material tóxico
• Interrupción del negocio
• Daños a equipos
Algunas de estas consecuencias pueden ser ocasionadas por el mismo evento; por ejemplo, en
el caso de una fuga de material inflamable. Para que estas medidas de consecuencias sean
comparativas entre sí, se deben convertir a las mismas unidades, siendo el costo la unidad
común que aplicaría a todas ellas. Al expresar así todas las consecuencias en términos de
costos se podrán sumar todos los costos para obtener la consecuencia total de un evento.
Una representación gráfica de cómo la metodología IBR considera la medición de las
consecuencias se muestra en la Figura 11.
40
Fuente: Det Norske Veritas (2001) Risk Based Inspection Training Course. Houston, Texas, USA
Figura 11. Representación gráfica de la medición de las consecuencias.
El tamaño de la fuga o la ruptura, y la probabilidad de que la fuga sea instantánea o continua
por un período de tiempo tienen mucho que ver con el tamaño y tipo del evento potencial. Los
criterios para determinar que una fuga sea instantánea o continua se muestran en la Figura 12,
y se indican a continuación:
• Todas las fugas de agujeros “pequeños”, 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
tamaño de agujero específico en instantánea.
• Tasas de fuga menores se modelan como continuas.
Estos criterios se han desarrollado a partir de la revisión de los datos históricos de incendios y
explosiones, los cuales muestran que las explosiones de nubes de vapor de hidrocarburo no
Area Tóxica
Lesionesal Personal
Daño a equipos
41
confinadas tienen mayor probabilidad de ocurrir si más de 4.536 Kgs (10.000 Lbs) de fluido
es liberado en un corto período de tiempo. El modelo de fuga continua utiliza una baja
probabilidad para la explosión de una nube de vapor de hidrocarburo que ocurre después de
una fuga. Así, el uso de este umbral, menos de 4.536 Kgs (10.000 Lbs), para definir la fuga
continua refleja la tendencia de las cantidades liberadas en un corto período de tiempo de
ocasionar un incendio tipo “flash” en vez de una explosión de una nube de vapor de
hidrocarburo [7].
Fuente: Publicación API P 581 Risk Based Inspection Base Resource Document. 2.000
Figura 12. Criterios para determinar el tipo de fuga.
Es un agujero “pequeño”( 6,35 mm / 0,25 pulgadas)?
Calcular la cantidad defluido liberada en 3 min
Cantidad > 4.536Kgs / 10.000lbs
INSTANTANEA CONTINUA
SI
SI
NO
NO
42
Algunas consideraciones sobre la estimación de consecuencias
El procedimiento para la estimación de las consecuencias utilizado por la metodología de
Inspección Basada en Riesgo del API es un enfoque muy simplificado de una disciplina
relativamente compleja, cuya intención es establecer prioridades relativas para programas de
inspección. Debido a este nivel de simplificación, una alta cantidad de suposiciones están
implícitas en el procedimiento, adicionalmente a las consideraciones que serían parte de un
análisis más profundo. Si se requiere una mayor precisión en la estimación de las
consecuencias el usuario deberá utilizar técnicas de análisis más rigurosas, tal como el análisis
cuantitativo de riesgos. Algunas de las más importantes suposiciones relacionadas con este
enfoque simplificado usado por esta metodología se describen a continuación:
• Hasta la fecha de elaboración de este trabajo, los fluidos, sus propiedades y
modelos desarrollados para la metodología IBR de API, se muestran en el Capítulo
7, Sección 7.2 del documento API P 581 [7]. Una lista de los fluidos considerados
en la metodología IBR de API se muestra en la Tabla 3.
Tabla 3. Lista de fluidos representativos en la metodología IBR API.
Fluido Aplicable a
C1-C2 metano, etano, etileno, LNGC3-C4 propano, butano, isobutano, LPG
C5 pentanoC6-C8 gasolina, naftaC9-C12 diesel, kerosénC13-C16 jet fuel, gasoil atmosféricoC17-C25 crudo típico, LVGO, tope torre de vacío
C25+ residuo, crudo pesadoHidrógeno
H2SHF
AguaVapor de agua
Acid (low, med, high) Acido/caústico (baja, media, alta presión)Styrene Estireno
Aromatics Benceno, Tolueno, XilenoPyrophoric Material que al contacto con el aire hace igniciónEE, EA, EG Etilenglicoles
43
Tabla 3. Lista de fluidos representativos en la metodología IBR API (continuación).
Fluido Aplicable aEO Oxido de etileno
Methanol MetanolPO Oxido de propileno
AlCl3 Tricloruro de AluminioDEE DietiléterCO Monóxido de Carbono
• El método de IBR de API usa un grupo de cuatro tamaños 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 pequeña, mediana, grande y total respectivamente. Sin embargo, no todos
los tamaños de agujero pueden ser factibles debido a que ellos dependen del tipo y
tamaño del equipo.
• Se considera un límite superior para la cantidad de fluido que puede ser liberada al
ambiente por un equipo (es decir, el inventario de fluido en el equipo). Es de hacer
notar que el cálculo del inventario se utiliza como límite superior y no indica que
esta cantidad de fluido sería liberada en todos los escenarios de fuga. La
metodología de IBR de API no usa un modelo de fluido-hidráulica 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 agrupación de estos equipos es lo que se denomina un
Grupo de Inventario (este concepto se encuentra explicado ampliamente y en
detalle en el Capítulo 10, Sección 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 más la masa que puede ser agregada desde el grupo de
inventario dentro de tres minutos, asumiendo el mismo flujo que en el
equipo que está fugando, pero limitada a una fuga por un agujero de 203,2
mm (8 pulgadas) en el caso de ruptura.
44
- La masa total del grupo de inventario del equipo en evaluación.
• Los procedimientos y lineamientos para el cálculo del inventario de fluido en un
equipo se explican ampliamente y en detalle en el Capítulo 10, Sección 10.4, y en
el Capítulo 7, Sección 7.4 del documento API P 581 [7].
• A la fecha de publicación del presente trabajo, la metodología de IBR de API
solamente evalúa las consecuencias asociadas con cuatro fluidos tóxicos: ácido
fluorhídrico (HF), sulfuro de hidrógeno (H2S), amoníaco (NH3) y cloro (Cl).
• El área de consecuencias no refleja donde ocurre el daño. Incendios de los tipos
antorcha y piscina tienden a dañar las áreas alrededor del punto de fuga, mientras
incendios de los tipos explosión de nube de vapor (VCE) y llamarada ("flash")
pueden ocasionar daños lejos del punto de fuga.
• El uso de un grupo de condiciones fijas para la meteorología y orientación de la
fuga es una gran simplificación de los cálculos en detalle de las consecuencias.
Estos factores tienen un impacto significativo en los resultados.
El uso de árboles estándares de eventos para los eventos de consecuencias y las probabilidades
de ignición es una limitación del método de IBR del API. Estos factores son específicos 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.
Estimación de la probabilidad de falla
Para el cálculo de la probabilidad de falla para cada equipo se utilizarán los datos de falla
reales disponibles en los sistemas de información de la instalación. En caso de no estar
disponible dicha información, se recomienda utilizar los datos publicados en bases de datos
genéricas tales como el documento OREDA [9], la guía del AIChE/CCPS [10] y otras. Los
valores de las tasas de falla emitidas en estos documentos deben ser ajustados por un factor de
modificación de equipo para tomar en consideración las condiciones de proceso y los aspectos
de diseño mecánico particulares de cada equipo, y su influencia en la integridad mecánica del
mismo. Este factor de modificación de equipo se encuentra explicado ampliamente y en
detalle en el Capítulo 8, Secciones 8.3 y 8.4 del documento API P 581 [5].
45
La estimación de la frecuencia de falla de un componente comienza con la búsqueda de una
frecuencia de falla genérica de equipos en instalaciones de procesamiento de hidrocarburos y
petroquímicas. Luego esta frecuencia de falla genérica es modificada por dos factores o
términos, tal y como lo muestra la siguiente expresión:
FrecuenciaAjustada = FrecuenciaGenérica x FE x FM (3)
Donde:
FrecuenciaAjustada = Frecuencia de falla ajustada (eventos/por año)
FrecuenciaGenérica = Frecuencia de falla genérica (eventos/por año)
FE = Factor de modificación de equipo
FM = Factor de evaluación de gerencia de los sistemas de la instalación que afectan a la
integridad mecánica.
El cálculo de la frecuencia de falla se muestra gráficamente en la Figura 13.
Fuente: Publicación API P 581 Risk Based Inspection Base Resource Document. 2.000
Figura 13. Representación gráfica del cálculo de la frecuencia de falla.
Generic Failure Frequency Equipment Modification Factor Management Systems Evaluation Factor
(F ) (F )E M
Technical Module Subfactor
Damage RateInspection Effectiveness
Process Subfactor
ContinuityStabilityRelief Valves
Mechanical Subfactor
Equipment ComplexityConstruction CodeLife CycleSafety FactorsVibration Monitoring
Universal Subfactor
Plant ConditionCold WeatherSeismic Activity
X X
Generic Equipment Failure Frequencies
EquipmentType Source 1/4" 1" 4" Rupture
Centrifugal Pump 1 6X10**-3 5X10**-4 1X10**-4 -------Column 2 8X10**-5 2X10**-4 2X10**-5 6X10**-6Filter 1 9X10**-4 1X10**-4 5X10**-5 1X10**-5Heat Exchangers 1 4X10**-5 1X10**-4 1X10**-5 6X10**-6Piping (8") 3 3X10**-7 3X10**-7 8X10**-8 2X10**-8Pressure Vessels 2 4X10**-5 1X10**-4 1X10**-5 6X10**-6Storage Tanks 5 4X10**-5 1X10**-4 1X10**-5 2X10**-5
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90.1
1
10
100Management Systems Evaluation Factor (Fm)
Management Systems Evaluation Score (%)
46
La metodología IBR del API requiere el uso de una frecuencia genérica de falla para comenzar
el análisis de probabilidad. Se debe seleccionar una fuente de datos que represente a las
instalaciones y equipos similares a aquellos que están siendo evaluados. Las frecuencias de
fallas genéricas 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
históricos y bases de datos comerciales. Por lo tanto, los valores genéricos representan a una
industria en general, y no reflejan la frecuencia de falla verdadera para una instalación
específica. La base de datos de frecuencias de falla genéricas utilizada en la metodología IBR
del API está fundamentada en una recopilación de los registros disponibles del historial de
fallas de equipos. Los registros pueden provenir de una variedad de fuentes. Las frecuencias
de falla genéricas han sido desarrolladas a partir de esta información para cada tipo de equipo
y cada diámetro de tubería. La base de datos genérica utilizada por la metodología IBR, a la
fecha de publicación del presente trabajo, se muestra en detalle en la Tabla 4, y se asume que
las frecuencias genéricas siguen una distribución 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 distribución [11].
47
Tabla 4. Base de datos de fallas genérica utilizada por la metodología IBR del API [7].
Frecuencia de fuga (anual)
Diámetro 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 centrífugo 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
Tubería, diámetro > 16 pulgadas 6x10-8 2x10-7 2x10-8 1x10-8
Tubería, diámetro 0,75 pulgadas 1x10-5 1x10-6
Tubería, diámetro 1 pulgada 5x10-6 5x10-7
Tubería, diámetro 10 pulgadas 2x10-7 3x10-7 4x10-8 2x10-8
Tubería, diámetro 12 pulgadas 1x10-7 3x10-7 3x10-8 1,5x10-8
Tubería, diámetro 16 pulgadas 1x10-7 2x10-7 2,5x10-8 1x10-8
48
Tabla 4. Base de datos de fallas genérica utilizadas por la metodología IBR del API
(continuación).
Frecuencia de fuga (anual)
Diámetro del agujero (mm / pulgadas)Tipo de Equipo
6,35 / 0,25 25,4 / 1 101,6 / 4 Ruptura
Tubería, diámetro 2 pulgadas 3x10-6 3x10-7
Tubería, diámetro 4 pulgadas 9x10-7 5x10-7 1,6x10-7
Tubería, diámetro 6 pulgadas 4x10-7 4x10-7 8x10-8
Tubería, diámetro 8 pulgadas 3x10-7 3x10-7 5x10-8 2x10-8
Bomba centrífuga, sello simple 6x10-2 5x10-4 1x10-4
Bomba centrífuga, 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 atmosférico 1x10-4 1x10-4 1x10-4 2x10-6
Piso de tanque de almacenamiento
atmosférico7,2x10-3 2x10-5
Los factores de modificación reflejan las diferencias identificables en las unidades de proceso
y entre los tipos de equipos en estas unidades. El primer ajuste examina detalles específicos de
cada equipo y del proceso en el cual opera, con el objetivo de desarrollar un factor de
modificación único para este equipo en particular. El segundo factor de corrección (FG), ajusta
la influencia de las facilidad del sistema de gerencia en la integridad mecánica de la planta o
unidad. Los factores de modificación mayores a la unidad incrementarán la frecuencia de falla,
mientras que los menores a la unidad disminuirán la misma.
49
Los análisis para estimar la frecuencia o probabilidad de falla se realizan considerando los
mecanismos de degradación 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 modificación que es dependiente del mecanismo de degradación
(TMSF del inglés Technical Module Subfactor), el ambiente y el tipo de material.
Este subfactor es especificado en los Módulos Técnicos del documento API P 581
[7].
• La probabilidad o frecuencia de falla es estimada por medidas relativas y
categorización de la efectividad de la inspección.
• La severidad y velocidad del deterioro debe ser estimada o calculada por el usuario.
• La probabilidad de fuga es estimada mediante un modelo matemático.
Existen dos términos claves en la aplicaciones de Inspección Basada en Riesgo (IBR) de API:
• Evento/Falla – se refiere a una fuga en una frontera de presión.
• Subfactor de daño (TMSF), el cual representa una extensión a la
cual un equipo específico se espera que falle en comparación con el promedio de la
población (el mismo varía de 1 a 5.000).
La probabilidad o frecuencia de falla, la cual determina el riesgo, puede ser controlada
mediante:
• La identificación de los posibles mecanismos de daño en el proceso del equipo.
• Uso del método de inspección correcto, en el punto adecuado y a una frecuencia
especifica que pueda detectar el daño antes de que ocurra una falla.
Todos los cálculos de la probabilidad o frecuencia de falla de los componentes se realiza a
través de los Módulos Técnicos. Estos módulos cumplen con varias funciones fundamentales
que se manifiestan en los siguientes pasos:
1. Determinar los mecanismos de daño bajo las condiciones normales y anormales de
operación.
2. Establecer una velocidad de daño en el ambiente en que se opera.
50
3. Cuantificar la efectividad de los programas de inspección. Confirmar niveles de
daño y velocidades de deterioro.
4. Calcular los subfactores de modificación (TMSF) a ser aplicados a la frecuencia de
falla genérica. Calcular el factor de modificación combinado.
5. Calcular la probabilidad de falla ajustada.
Los Módulos Técnicos usados para determinar los factores de modificación (FE) cuentan con
suplementos técnicos con las siguientes características:
• Son la clave para el cálculo de la probabilidad de falla (Factor de Daño).
• Son sistemas expertos miniatura que proveen de un estimado de la probabilidad de
falla debido a varios mecanismos de falla.
• Los módulos principales (tipos de daño) son aplicables para la industria de
procesamiento de hidrocarburos y petroquímica. Han sido diseñados
particularmente para mecanismos de deterioro activos en la industria, en aceros al
carbono, de baja aleación e inoxidables.
• Proveen de estimados conservadores de la velocidad de corrosión, o grado más
probable de daño para varias formas de agrietamiento (corrosión bajo tensión y
mecánico).
• La inspección es considerada mediante la inclusión de un cierto grado de confianza
en la estimación del daño base observado de acuerdo al alcance de las técnicas
usadas para cada mecanismo.
La Figura 14 muestra la estructura de los Módulos Técnicos.
51
Fuente: Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [en línea], 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 Módulos Técnicos.
Para establecer o cuantificar el avance del daño se especifican estados o etapas de daño,
clasificando este avance en categorías como se especifica a continuación.
• Etapa de Daño 1: El daño en el equipo no es “peor” que aquel esperado según 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 Daño 2: El daño en el equipo no es “algo peor” al esperado según los
modelos de deterioro o la experiencia. Este nivel de daño 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.
Módulos Técnicos
AdelgazamientoInterno de pared
Agrietamientopor Corrosiónbajo tensión
(SCC)
Corrosión
externa
Tubos
de hornos
& HTHA
Daño
Mecánico
y
Metalúrgico
Recubri-mientos
metálicos(Linings)
Corrosión por:• Acido HCl• Acidos
Sulfídico yNafténico a AT
• H2S / H2 a AT• H2SO4• Acido HF• Aguas agrias• Aminas• CO3
• Cáustico• Aminas• SSC• HIC/SOHIC• Carbonato• PTA• ClSCC• HSC-HF• HIC/SOHIC-HF
•Atmosfé-rica
•Bajoaislamiento (CUI)
•Deteriorode Tubosdehornos
•HTHA
• Fracturafrágil
• Fatiga detuberías
52
• Etapa de Daño 3: El daño en el equipo no es “considerablemente peor” al esperado
según los modelos de deterioro o la experiencia. Este nivel de daño es raramente
observado en equipos similares, pero ha sido observado en alguna ocasión 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 daño, se establecen cinco categorías cualitativas de la calidad
de la inspección, que no es más que una calificación del método aplicado donde se indica su
efectividad para detectar un mecanismo de deterioro específico. A modo de ejemplo, en la
Tabla 5 se muestra esta clasificación para el caso específico del mecanismo de adelgazamiento
de pared.
53
Tabla 5. Categorías de Inspección establecidas por la metodología IBR-API para el caso
de adelgazamiento de pared [7]
CategoríaEfectividad Cualitativa de
la InspecciónAlcance de la Inspección
A
Altamente efectiva.
Método de Inspección
identifica correctamente
daños en servicios en 90% de
los casos
Intrusivas: 51-100% inspección visual
(remoción parcial de internos) y 51-100% de
Ultrasonido (UT) ó Radiografía (RT) de áreas
de bajo espesor (ABE)
No intrusivas: 100% UT ó RT de las ABE, ó
10% de inspección con UT ó 10% de perfil de
espesor con RT
B
Usualmente efectiva.
Método de Inspección
identifica correctamente
daños en servicios en 70% de
los casos
Intrusivas: 21-50% inspección visual y 21-50%
de medición puntual de espesores con UT
No intrusivas: 75-99% de medición puntual de
espesores con UT ó 5-9% de inspección con
UT ó 5-9% de perfil de espesor con RT
C
Medianamente efectiva.
Método de Inspección
identifica correctamente
daños en servicios en 50% de
los casos
Intrusivas: 5-20% inspección visual y 5-20% de
medición puntual de espesores con UT
No intrusivas: 50 –74% de medición puntual de
espesores con UT ó perfil de espesores con RT
en forma aleatoria
D
Poco efectiva.
Método de Inspección
identifica correctamente
daños en servicios en menos
de 40% de los casos
Intrusivas: < 5% inspección visual sin medición
de espesores
No intrusivas: 25 –49% de medición puntual de
espesores con UT
54
Tabla 5. Categorías de Inspección establecidas por la metodología IBR-API para el caso
de adelgazamiento de pared (continuación)
CategoríaEfectividad Cualitativa de
la InspecciónAlcance de la Inspección
E
No efectiva.
Método de Inspección
identifica correctamente
daños en servicios en menos
de 1/3 de los casos
No intrusivas:
< 25% de medición puntual de espesores con
UT
Emisión de Resultados
Una vez estimadas las probabilidades y consecuencias de la falla de cada uno de los
componentes de la instalación a la cual se le aplica el programa de Inspección Basada en
Riesgo (IBR); se calcula el riesgo, se construye la matriz de riesgo y se elabora el plan de
inspección de acuerdo con el riesgo estimado de los equipos.
Matriz de Riesgo
En la Figura 5 se presenta una matriz de riesgo típica de un estudio de IBR. Cada equipo de la
instalación puede ser ubicado en la matriz, lo que permite la comparación del riesgo de la
instalación en un momento determinado, y ayuda a jerarquizar los esfuerzos de reducción 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 metodología propuesta en el documento API P 581, esta escala indica que los
equipos que estén en las categorías 1, 2, 3 y 4, tendrán una probabilidad de falla igual o menor
a 2, 20, 100 y 1000 veces la probabilidad de falla de la base de datos genérica,
respectivamente, mientras que los que estén en la 5 tendrán una probabilidad de falla mayor a
1000 veces la probabilidad de falla genérica.
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 área afectada específica. La Categoría A corresponde a un área
55
afectada menor o igual a 9,29 m2 (100 pies2), en caso de falla del equipo; la Categoría B
corresponde a un área afectada menor o igual a 92,9 m2 (1.000 pies2); la Categoría C equivale
a un área afectada menor o igual a 279 m2 (3.000 pies2); la Categoría D a un área afectada
menor o igual a 929 m2 (10.000 pies2), mientras que la E corresponde a un área mayor a 929
m2.
Como puede observarse en la Figura 15, en la matriz de riesgo se identifican cuatro categorías
de riesgo diferenciadas en zonas de colores que se describen a continuación: 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 inspección, tal como se describe en la
próxima sección.
56
Probabilidad
de Falla
Consecuencias Probabilidad
<=100 A <=2 1<=1000 B <=20 2<=3000 C <=100 3
<=10000 D <=1000 4>10000 E >1000 5
1
2
3
4
5
Consecuencias
A B C D E
Riesgo
Alto
Medio Alto
Medio
Bajo
Fuente: Det Norske Veritas. API-RBI ’98 User Manual for API. Det Norske Veritas. 2000
Figura 15. Matriz de Riesgo típica del programa de Inspección Basada en Riesgo.
57
Plan de Inspección
El desarrollo de un plan de inspección debe estar dirigido a los tipos de daño que la inspección
debe detectar, y a las técnicas de inspección apropiadas para detectar el daño. La inspección
influye en el riesgo primordialmente mediante la reducción de la probabilidad de falla.
Muchas condiciones (errores de diseño, defectos de fabricación, mal funcionamiento de
dispositivos de control) pueden ocasionar la falla de un equipo, pero la planificación de la
inspección “en servicio” está interesada principalmente en la detección de la progresión del
daño durante la vida útil 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 línea], 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. Planificación de la inspección.
La planificación de la inspección considerando el riesgo involucra la concentración de los
esfuerzos de inspección con el fin de reducir el riesgo de una falla. Por lo tanto, una parte
esencial de la planificación en la metodología IBR es establecer el enfoque más costo efectivo
58
de satisfacer la aceptabilidad de la falla, o el criterio de aceptabilidad de la probabilidad de
falla. La Figura 17 muestra como aumentará el riesgo hasta la fecha de la inspección. El riesgo
calculado disminuirá al implantar un programa de IBR.
Fuente: Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [en línea], 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 implantación de IBR en el riesgo.
La clave de la planificación en la metodología IBR es el uso del método de actualización
probabilística de las inspecciones, como una parte central del concepto de IBR. La
metodología para establecer el intervalo de tiempo entre inspecciones está basada en
combinaciones seleccionadas de métodos de inspección (es decir, efectividad de la
inspección), cantidad e intervalos entre inspecciones que puedan asegurar que el riesgo es
reducido por un cierto factor, dependiendo de su ubicación en la Matriz de Riesgo, tal como se
muestra en la Figura 18.
Tiempo
Rie
sgo
Criterio deaceptación
Puntos deinspección
recomendados
59
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 límites para establecer la efectividad, cantidad y
frecuencia de inspección.
Uno de los criterios más importantes es la capacidad de los métodos de inspección de detectar
las características de los mecanismos de daño. Parte del análisis de probabilidades de falla
involucra la asignación de niveles de efectividad a las inspecciones pasadas. Una descripción
gráfica de el efecto del nivel de efectividad de la inspección en la probabilidad de falla y el
riesgo se muestra en la Figura 19. La efectividad de los métodos de inspección para detectar
los mecanismos de daño está evaluada y caracterizada con base en las cinco categorías de
efectividad mostradas en la Tabla 3. La asignación de las categorías de efectividad de la
inspección está basada en el juicio profesional y en la opinión de expertos. Estas categorías
son aplicadas durante la planificación en la metodología IBR. El punto de inicio para evaluar
diferentes programas de inspección es estimar la probabilidad de falla para diferentes estados
60
de daño, 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 línea], 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 inspección en la probabilidad de falla y el
riesgo.
Software para IBR
A fin realizar la aplicación de la metodología IBR en la instalación objeto del estudio se utilizó
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 características funcionales de este
software se incluyen [12]:
• Análisis de recipientes a presión, tanques y tuberías.
• Tres niveles de análisis: cualitativo, semi – cuantitativo y cuantitativo.
Cantidad o Tasa de Daño
Con
fianz
a en
la C
antid
ad d
e D
año
Sin inspección Baja efectividadMedia efectividad Alta efectividad
61
• Modulo de generación de plan de inspección automatizado.
• Valores de consecuencias expresados en términos de riesgo por unidad de área,
riesgo anual por unidad de área y ubicación en celda de la matriz de riesgo. Provee
las opciones para incorporar en el análisis los efectos de daños a personas, daños a
equipos, costos de parada, fugas tóxicas, explosiones, incendios y derrames al
ambiente.
• Modelos de consecuencias para varios fluidos y gases comúnmente encontrados en
la industria de procesamiento de hidrocarburos y petroquímica.
• Estimación de valores de riesgo para cada tipo de equipo.
• Generación de la matriz de jerarquización de riesgo.
• Módulo de cálculo del riesgo financiero. Módulos de sistemas expertos de cálculo
del daño para varios mecanismos específicos de corrosión (localizada y
generalizada), varios mecanismos de agrietamiento específicos, fatiga,
termofluencia (creep), ataque por hidrógeno a alta temperatura, varios mecanismos
de fragilización, etc. Estos módulos están basados en las buenas prácticas de
ingeniería generalmente aceptadas y reconocidas, así como la información más
reciente sobre la materia.
• Capacidad para realizar análisis del tipo “que pasa si” para considerar cambios,
revisión de unidades e incorporación de nuevos equipos.
• Generación de reportes para todos los escenarios de riesgo, matrices, resúmenes de
riesgo, reportes de consecuencias, probabilidades y planes de inspección.
CAPÍTULO III
RESULTADOS
La aplicación de la metodología de Inspección Basada en Riesgo (IBR) API a la instalación de
procesamiento de hidrocarburos involucró el análisis de 72 equipos estáticos 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 estimación del riesgo. A fin de considerar la
cantidad de fluido que aporta cada equipo, así como la disponibilidad de dispositivos de
aislamiento en la instalación evaluada en la estimación 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 instalación bajo estudio:
• Adelgazamiento de pared por corrosión interna.
• Adelgazamiento de pared por corrosión atmosférica.
• Adelgazamiento de pared por corrosión bajo aislamiento.
No se identificó agrietamiento por presencia de H2S como mecanismo activo, ya que éste se
presenta en muy bajas cantidades en ubicaciones específicas de la instalación, y no se
presentan ó están controladas las condiciones para que este mecanismo de degradación se
muestre como un mecanismo activo. Los resultados de la estimación del riesgo en la condición
actual de los 72 equipos estáticos evaluados se indican en las matrices de riesgo mostradas en
las Figuras 20 y 21, así como en el Anexo B.
63
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
CA
TEG
OR
IAS
DE
PRO
BA
BIL
IDA
D
1 23 13 3 25 38 102
31 19 5 36 41Categorías
CATEGORIASDE RIESGO Frecuencia % Consecuencias
(piés2) Probabilidad
ALTO 1 0,76 ≤ 100 A ≤ 2 1MEDIO ALTO 51 38,64 ≤ 1.000 B ≤ 20 2
MEDIO 35 26,52 ≤ 3.000 C ≤ 100 3BAJO 45 34,09 ≤ 10.000 D ≤ 1.000 4
132 100,00 > 10.000 E > 1.000 5
Figura 20. Matriz de riesgo (condición actual - frecuencia) Unidad DA-1.
64
CATEGORIAS DE CONSECUENCIASA B C D E
5
4 EA-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
3 EA-36 C, EB-1TUBOS FA-9 (CUERPO)
2EA-1A T, EA-3 T,EA-37 T, EA-38T, EA-39 T, EA-41 T,
FA-2 EA-11B T, EA-11F T
CA
TEG
OR
IAS
DE
PRO
BA
BIL
IDA
D
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-1HT, 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 (condición actual - distribución de equipos) Unidad DA-1.
65
Solamente un renglón (0,75%) se ubica en la categoría de Alto riesgo, el EA-11 E T
Intercambiador Residual Crudo lado tubo. El resto de los renglones se distribuyen así en las
categorías 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 distribución del riesgo por tipo de equipo, mostrándose
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. Distribución del riesgo por tipo de equipo
Categorías de Riesgo
Tipo de Equipo Alto Medio Alto Medio Bajo TotalCantidad
Cantidad % Cantidad % Cantidad % Cantidad %Intercambiador LC 25 18,94 20 15,15 5 3,79 50Intercambiador LT 1 0,76 12 9,09 3 2,27 34 25,76 50Torres 3 2,27 3 2,27 1 0,76 7Tambores 6 4,55 8 6,06 3 2,27 17Tubos de Hornos 5 3,79 1 0,76 0,00 6Tuberías 1 0,76 1Tanques 1 0,76 1Total 1 0,76 51 38,64 35 26,52 45 34,09 132
Los resultados del análisis permiten establecer que los riesgos en la Unidad de Destilación
Atmosférica DA-1 están inducidos por la consecuencia de la falla más 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.
66
En la Tabla 7 se muestra un resumen de la jerarquización de los ocho primeros renglones por
su riesgo.
Tabla 7. Resumen de la jerarquización de los ocho primeros renglones de riesgo.
Código delEquipo
Descripción
Mecanismode
degradaciónprincipal
Factor deProbabilidad
Categoría deProbabilidad
Factor deConsecuen-cias (m2/año
/ pies2)
Categoría deConsecuen-
cias
Riesgo(m2/año /pies2/año)
EA-31B CEnfriador de
Nafta LC
Corrosiónbajo aisla-
miento900 4
674,88 /7.265,64
D9,48 /
102,009
FA-12(Cuerpo)
Gas alQuemador
FV-2
Corrosióninterna
520 4913,97 /9.838,21
D 7,41 / 79,807
EA-11E TResidual-Crudo LT
Corrosióninterna
250 41.646,95 /17.728,16
E 6,42 / 69,14
FA-1Reflujo Tope
DA-1Corrosión
interna250 4
921,97 /9.924,33
D 3,60 / 38,705
FA-3Tambor deRecontacto
Corrosióninterna
251 4470,98 /5.069,80
D 1,84 / 19,851
EA-1D CCondensadorde Tope LC
Corrosióninterna
258 4430,99 /4.639,25
D 1,73 / 18,672
EA-1C/E/F/G/H C
Condensadorde Tope LC
Corrosióninterna
250 4430,99 /4.639,25
D 1,68 / 18,093
EA-3 CEnfriador de
DieselLiviano LC
Corrosiónexterna
200 4294,99 /3.175,35
D 0,92 / 9,907
EA-11F TResidual-Crudo LT
Corrosióninterna
20 21654,95 /17.814,27
E 0,52 / 5,558
67
La jerarquización de los equipos por su riesgo de operación hace posible que los responsables
del cuidado de la instalación determinen el nivel óptimo de inspección, o la efectividad de la
inspección 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 estimación de riesgo de los equipos se desarrolló un plan de
inspección para cada renglón y adecuado a su nivel de riesgo. Para la elaboración del plan de
inspección establecieron las siguientes premisas:
• Período de tiempo para la planificación: 10 años, fecha de finalización del plan: 31-12-
2015.
• Lapso de tiempo entre inspecciones: 5 años (duración promedio de la corrida de
producción).
El plan de inspección 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 inspección 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 inspección de acuerdo con la metodología IBR API
para adelgazamiento de pared por corrosión generalizada, adelgazamiento de pared por
corrosión localizada, corrosión externa y tubos de hornos, respectivamente.
68
Com
enta
rios
Insp
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T
CAPÍTULO IV
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES
Mediante la aplicación de la metodología de Inspección Basada en Riesgo desarrollada por el
API, se elaboró un Plan de Inspección para los equipos estáticos de una instalación de
procesamiento de hidrocarburos, el cual contiene actividades efectivas de inspección que
permiten la prevención y reducción de fallas; y al mismo tiempo agrega valor al negocio, al
incrementar la disponibilidad, confiabilidad y seguridad operacional de la instalación. El uso
de la metodología de Inspección Basada en Riesgo para elaborar el Plan de Inspección
proporcionó los siguientes resultados:
• Evaluación de los equipos que componen la instalación para identificar áreas de alto
riesgo.
• Estimación del riesgo asociado a la operación de cada equipo.
• Jerarquización de los equipos con base en la estimación de su riesgo de operación.
• Elaboración de un plan de inspección para cada equipo adecuado al riesgo estimado.
Los resultados obtenidos en la estimación del riesgo indican que la Unidad de Destilación
Atmosférica DA-1 muestra un nivel de riesgo aceptable, ya que solamente un equipo estático
o sección de equipo se ubica en la situación de alto riesgo y aproximadamente el 60% (80
items) de los renglones evaluados se clasifican en las categorías de riesgo medio y bajo. Los
intercambiadores de calor de riesgo medio alto representan un 28,03% de los renglones
evaluados (18,04% lado carcaza y 9,09% lado tubo).
71
En general, se puede indicar que el riesgo en la Unidad DA-1 está inducido por la
consecuencia de la falla más que por la frecuencia de la misma, debido principalmente a las
condiciones de operación y a la naturaleza inflamable de los fluidos que manejan los equipos
clasificados en las categorías de riesgo alto y medio alto.
La metodología de Inspección Basada en Riesgo API es una herramienta efectiva para
jerarquizar las actividades de inspección en la industria de procesamiento de hidrocarburos y
petroquímica, convirtiéndose en un componente del Sistema de Gerencia de Riesgos y
proporcionando a la Gerencia las herramientas necesarias para la toma de decisiones en
relación con las actividades de inspección y mantenimiento, considerando su costo –
beneficio.
La metodología IBR provee un enfoque consistente para administrar el riesgo en el tiempo y
mitigar selectivamente dicho riesgo. Como resultado, algunos de los equipos de bajo riesgo
serán inspeccionados de acuerdo con su nivel de riesgo, debido a que los recursos disponibles
serán dirigidos a los equipos de mayor riesgo a fin de reducirlo. El resultado es una reducción
general del riesgo operacional con el potencial para minimizar los esfuerzos en la inspección y
mantenimiento.
La metodología IBR suministra al usuario una herramienta para la toma decisiones sobre el
impacto del desfase de la parada general de mantenimiento de la instalación en el nivel de
riesgo de la misma, permitiendo identificar aquellos equipos de alto y medio alto riesgo a los
cuales pueden efectuarse acciones preventivas para evitar fallas que comprometan la
continuidad operacional de la instalación hasta la parada general de mantenimiento.
La aplicación de la metodología IBR permite realizar una revisión de las estrategias de control
de corrosión e ingeniería de materiales, para identificar los mecanismos de degradación
activos y potenciales, los cuales serán confirmados durante la ejecución de la inspección.
72
RECOMENDACIONES
Aplicar el plan de inspección recomendado en este trabajo, a efectos de evitar un incremento
en el nivel de riesgo y hacer un uso efectivo de los recursos disponibles para la inspección y el
mantenimiento de la Unidad de Destilación Atmosférica DA-1. Efectuar seguimiento a los
resultados de la aplicación del plan y utilizarlos como insumo para la mejora del estudio y
actualización del plan.
Independientemente de las fechas en que se ejecute la parada general de la planta, se
recomienda realizar las inspecciones en los equipos que, según la metodología IBR, requieren
inspección durante el período de planificación de inspección considerado (10 años a partir del
año 2.005).
Ajustar el plan de inspección propuesto a otros mecanismos de degradación no considerados
por la metodología API (por ejemplo, obstrucción de tubos de intercambiadores y
componentes internos de torres y recipientes).
Actualizar el estudio IBR cada vez que ocurran cambios significativos en las condiciones
operacionales de los equipos (por ejemplo, cambio de la composición de la carga de
alimentación a la instalación) y después de cada parada general programada de mantenimiento.
Actualizar el plan de inspección de acuerdo con los resultados del estudio.
Se recomienda realizar una inspección externa previa a la parada general, mientras los equipos
aún se encuentran en servicio, de acuerdo con la sección 10.3 de la Práctica Recomendada API
572 [13], con el fin de reducir la duración y la carga de trabajo a realizar durante la parada
general programada.
Suministrar los resultados del presente estudio a las organizaciones responsables de la
operación, mantenimiento y la seguridad operacional de la Unidad DA-1, a fin de que la
información arrojada por el estudio sea utilizada por dichas organizaciones en la toma de
decisiones para el mejoramiento de la confiabilidad y la seguridad operacional de la
instalación.
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] Troyer, S. Mensaje electrónico del autor, 03 de agosto de 2005.
[2] Yañez M, M.; Gómez de la Vega, H.; Valbuena C., G., Ingeniería de Confiabilidad yAnálisis Probabilístico de Riesgo, .
[3] Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [enlínea], Houston, Texas, USA, Risk Based Inspection ASME, The Equity EngineeringGroup, Inc. Disponible en www.asmepem.org/meetings/past_nov_2003.pdf.
[4] American Petroleum Institute. Norma API RP 510 Pressure Vessel Inspection Code:Maintenance Inspection, Rating, Repair, and Alteration. 2.001
[5] American Petroleum Institute. Norma API 653 Tank Inspection, Repair, Alteration andReconstruction. 2.003
[6] American Petroleum Institute. Norma API 570 Piping Inspection Code. 2.001
[7] American Petroleum Institute. Publicación API P 581 Risk Based Inspection BaseResource Document. 2.000
[8] Reynolds, J. T., The API Methodology for risk-based inspection (RBI) analysis for thepetroleum and petrochemical industry., En 1st Annual Symposium of the Mary KayO’Connor Process Safety Center, "Beyond Regulatory Compliance, Making SafetySecond Nature", 1st Annual Symposium of the Mary Kay O’Connor Process SafetyCenter, George Bush Presidential Conference Center, College Station, Texas, USA,Marzo 30-31, 1998.
[9] Offshore Reliability Data Handbook, 4ta Edición, Høvik, Noruega, Det Norske Veritas,2002.
[10] American Institute of Chemical Engineers, Guidelines for process equipment reliabilitydata: With data tables, New York, American Institute of Chemical Engineers, 1989. 303pag
[11] American Petroleum Institute. API-RBI Version 3.0 Technical Manual. AmericanPetroleum Institute. 2000
[12] American Petroleum Institute. (2006), API Risk-Based Inspection Software, [en línea],Washington, DC, USA. Disponible en: http://api-ep.api.org/committees/index.cfm?objectid=9B9B7D73-4B00-42D8-B624E06440AB29AE&method=display_body&er=1&bitmask=002009005000000000
74
[13] American Petroleum Institute. Norma API RP 572 Inspection of Pressure Vessels(Towers, Drums, Reactors, Heat Exchangers, and Condensers). 2.001
ANEXO A. DEFINICIÓN DE LOS GRUPOS DE INVENTARIO UNIDAD
DA-1
No. delGrupo Desde Hasta Equipos en el Grupo
1 Límite de batería Succión GA-1 Líneas
2 Succión GA-1 Entrada EA-17 (T)y EA-6 (T) Líneas
3 Entrada EA-17 (T)y EA-6 (T)
Salida EA-4 (T) yEA-6 (T) EA-17 (T), EA-4 (T), EA-6 (T)
4 Salida EA-4 (T) yEA-6 (T) Entrada EA-23 (T) Línea
5 Entrada EA-23 (T) Salida EA-23 (T) EA-23 (T)
6 Salida EA-23 (T) ydescarga GA-37
Entrada aldesalador
Línea de crudo y agua al desalador (FA-11, GA-37)
7 Entrada aldesalador Salida del DS-2000 DS-2000, GA-26 y 5 secciones de tubería
(agua y crudo)
8 Salida fondo delDS-2000 Salida del EA-35C Línea (agua) y EA-35 C
9 Salida tope DS-2000
Salida EA-12 A/B(T) EA-9 (T), EA-12 A/B (T), líneas
10 Salida EA-12 A/B(T) Entrada FA-4 Líneas
11
Entrada FA-4,salida EA-11's (T),entrada BA-1 y H-751
Succión GA-2,salida EA-1's (C),descarga GA-3,GA-8 y GA-4
FA-4, DA-1, DA-2, DA-3, DA-4, DA-5,EA-17 (C), EA-3 (C), GA-8's, GA-34,EA-31B (C), GA-5, EA-8 A (C), EA-8 B(C), EA-8 C (C), EA-8 D (C), GA-14,GA-9, BA-1, EA-1 A/B/C/D/E/F/G/H(C), GA-32, H-751, P-1, E-2 (C), EA-34(T), EA-9 (C)
12 Descarga GA-8 Salida EA-7 (C) yEA-6 (C)
EA-7 (C), EA-6 (C), EA-33 (T), EA-16(T), líneas
13 Descarga GA-2
Salida EA-11A/B/C/D (T), EA-11 E/F (C) y EA-8A/B/C/D (T)
EA-8 A/B/C/D (T), EA-11 E/F (C), EA-11 A/B/C/D (T)
76
ANEXO A. DEFINICIÓN DE LOS GRUPOS DE INVENTARIO UNIDAD
DA-1 (continuación)
No. delGrupo Desde Hasta Equipos en el Grupo
14 Salida P-1 Límite de batería EA-23 (C), EA-24 (C), EA-4 (C), EA-5(C), Líneas
16 Retiro nafta DA-1
Bomba GA-32/32S/33/33S ylínea del FA-10 algases del tope DA-1
EA-32 (T), DA-8, EA-33 (C), EA-31 A(C), FA-10
17 Descarga GA-5 Límite de batería DA-9, DA-10
18 Descarga GA-10 Salida EA-12 A/B(C)
EA-11 A/B/C/D (C), EA-11 E/F (T), EA-12 A/B (C)
19 Entrada EA-2 (C) LV04075,FV04076/77/78 EA-2 (C)
20 Salida EA-12 A/B(C)
Entrada EB-1,límite de batería yFV04078
EA-21/22 (C), EA-40 (C)
21 Entrada EB-1 Salida EB-1 EB-1 (T)
22 Descarga bombaGA-6/6S
Salida EA-40 (C) ylímite de batería EA-42 (C)
23 Salida EA-7 (C) Límite de batería Línea
24 Límite de bateríaEntrada gas al H-751 y BA-1.Entrada del FA-8
FA-9, FA-8
25 Límite de batería Descarga GA-11 GA-11, TK 142
26 Salida EA-1's (C)Descarga GA-3's,succión GB-2 ysucción GA-12
FA-1, GA-3, FA-2
27 Descarga GA-4/4S
Salida propanobutano FA-5,descarga GA-16,salida EA-14 (C)
EA-14 (T) Y (C), EA-34 (C), DA-6, EA-16 (C), EA-13 (C), FA-5, GA-16/16s,EA-16N (C), EA-13A/B (C), FA-100
28 Salida EA-14 (C) Límite de batería,salida EA-15 (C) EA-15 (C), líneas
29 Salida EA-15 (C) Límite de batería Líneas30 Descarga GA-16 Límite de batería Líneas
77
ANEXO A. DEFINICIÓN DE LOS GRUPOS DE INVENTARIO UNIDAD
DA-1 (continuación)
No. delGrupo Desde Hasta Equipos en el Grupo
31 Succión GA-12 Salida bomba GA-37 FA-11, GA-12, GA-37, líneas
32 Succión GB-2
Descarga GA-4/4S,entrada de gasolinadel FA-1 y DA-2 alFA-3
GB-2, EA-10 (C), FA-3, GA-4/4S
Observaciones:
Para el momento de la elaboración del presente Trabajo se encuentran fuera de servicio la
bomba GA-7 y el compresor GB-1, por lo tanto dejan de ser puntos límites del grupo de
inventario.
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ANEXO D. CRITERIOS DE EFECTIVIDAD DE LA INSPECCIÓN DE
ACUERDO CON LA METODOLOGÍA IBR API PARA
ADELGAZAMIENTO DE PARED POR CORROSIÓN GENERALIZADA
Alcance y técnica de inspección requerida para el áreasuperficial completa
Categoría deEfectividad de la
Inspección Intrusiva No Intrusiva
A
51-100% inspección visual(remoción parcial deinternos)
Y
51-100% medición deespesores conultrasonido/inspecciónradiográfica de los puntos demedición
100% medición de espesorescon ultrasonido/inspecciónradiográfica de los puntos demedición
Ó
10% barrido con ultrasonido Ó
10% perfil radiográfico
B
21-50% inspección visual Y
21-50% medición puntual deespesores con ultrasonido.
75-99% ultrasonido puntual Ó
5-9% barrido con ultrasonidoautomático o manual
Ó
5-9% perfil radiográfico
C
5-20% inspección visual Y
5-20% medición puntual deespesores con ultrasonido
50-74% ultrasonido puntual Ó
barridos de ultrasonidomanual o automático
Ó
perfil radiográfico de áreasseleccionadas
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A B C D E
ANEXO F. CRITERIOS DE EFECTIVIDAD DE LA INSPECCIÓN DE
ACUERDO CON LA METODOLOGÍA IBR API PARA
ADELGAZAMIENTO DE PARED POR CORROSIÓN EXTERNA
Categoría de Efectividad de
la InspecciónAlcance y técnica de inspección requerida
A
Inspección visual de > 95% del área superficial expuesta, con
medición de espesores con ultrasonido, perfil radiográfico ó
con calibrador, si es requerido
B
Inspección visual de 60 a 95% del área superficial expuesta,
con medición de espesores con ultrasonido, perfil radiográfico
ó con calibrador, si es requerido
C
Inspección visual de 30 a 60% del área superficial expuesta,
con medición de espesores con ultrasonido, perfil radiográfico
ó con calibrador, si es requerido
D
Inspección visual de 5 a 30% del área superficial expuesta, con
medición de espesores con ultrasonido, perfil radiográfico ó
con calibrador, si es requerido
E
Inspección visual de < 5% del área superficial expuesta, con
medición de espesores con ultrasonido, perfil radiográfico ó
con calibrador, si es requerido
ANEXO G. CRITERIOS DE EFECTIVIDAD DE LA INSPECCIÓN DE
ACUERDO CON LA METODOLOGÍA IBR API PARA TUBOS DE
HORNOS
Alcance y y técnica de inspección requeridaCategoría deEfectividad
de Inspección Superficie de tubos accesibles Superficie de tubos inaccesibles
A
Para el número total de tubos:95-100% inspección visual Y95-100% inspección con herramientainteligente (cochino) ó ultrasonido tipo“immersed rotating beam” YEstudio de termofluencia (creep)mediante métodos no destructivos ó porestimación de la vida remanente
Actualmente no existe un métododisponible
B
Para el número total de tubos:95-100% inspección visual Y95-100% medición de espesores conultrasonido/inspección radiográfica delos puntos de medición YEstudio de termofluencia mediantemétodos no destructivos ó porestimación de la vida remanente.
Para el número total de tubos:95-100% inspección con herramientainteligente (cochino) ó ultrasonido tipo“immersed rotating beam” YEstudio de termofluencia medianteestimación de la vida remanente.
C
Para el número total de tubos:95-100% inspección visual Y33-94% medición de espesores conultrasonido/inspección radiográfica delos puntos de medición YEstudio de termofluencia mediantemétodos no destructivos.
Para el número total de tubos:50-94% inspección con herramientainteligente (cochino) ó ultrasonido tipo“immersed rotating beam” O50-100% medición de espesores conultrasonido/inspección radiográfica delos puntos de medición accesibles YEstimación de la vida remanente
D
Para el número total de tubos:50% inspección visual Y5-32% medición de espesores conultrasonido/inspección radiográfica delos puntos de medición YEstudio de termofluencia mediantemétodos no destructivos.
Para el número total de tubos:5-49% medición de espesores conultrasonido/inspección radiográfica delos puntos de medición accesibles
E No inspeccionar o inspección poco efectiva
