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    UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR

    Decanato de Estudios de PostgradoEspecializacin enConfiabilidad de Sistemas Industriales

    TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

    PLAN DE INSPECCIN BASADA EN RIESGO PARA EQUIPOSESTTICOS DE UNA INSTALACIN DE PROCESAMIENTO DE

    HIDROCARBUROS

    por

    Adrin Alejandro Balda Salas

    Marzo, 2006

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    UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR

    Decanato de Estudios de PostgradoEspecializacin en Confiabilidad de Sistemas Industriales

    PLAN DE INSPECCIN BASADA EN RIESGO PARA EQUIPOSESTTICOS DE UNA INSTALACIN DE PROCESAMIENTO DE

    HIDROCARBUROS

    Trabajo Especial de Grado presentado a la Universidad Simn Bolvar por

    Adrin Alejandro Balda Salas

    Como requisito parcial para optar al grado de

    Especialista en Confiabilidad de Sistemas Industriales

    Realizado con la tutora del Profesor

    Michele Leccese Petrucci

    Marzo, 2006

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    UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR

    Decanato de Estudios de PostgradoEspecializacin en Confiabilidad de Sistemas Industriales

    PLAN DE INSPECCIN BASADA EN RIESGO PARA EQUIPOSESTTICOS DE UNA INSTALACIN DE PROCESAMIENTO DE

    HIDROCARBUROS

    Este Trabajo Especial de Grado ha sido aprobado en nombre de laUniversidad Simn Bolvar por el siguiente jurado examinador:

    31 de marzo de 2.006

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    AGRADECIMIENTOS

    Hoy que alcanzo una nueva etapa de mi vida profesional, dedico este trabajo:

    A Dios, por haberme dado la salud, capacidad y fortaleza para llegar hasta esta etapa.

    A mis padres, Hilda y Reinaldo, por ensearme que la constancia y el esfuerzo son los

    medios para alcanzar las metas.

    A mi esposa Gladys, quin me motiv a emprender esta jornada. Gracias por tu paciencia y

    soporte continuo.

    A mis hermanos, sobrinos y cuados, Marthy, Mylene, Reynaldo, Ariadna, Alejandro,

    Martina, Erick, Ingmar, Brigitte, Wilfredo, Jeancarlos, Nadia, Rosa, Ana Maria, Giancarlo,

    Alessandro, Vanessa y Luigi, por estar siempre pendiente de mi. Los quiero mucho.

    A Ana Maria Ricter por ser mi amiga. Gracias por tu apoyo y consejos.

    A los compaeros de la Seccin de Confiabilidad del Departamento de Servicios Tcnicos

    de la Refinera Puerto La Cruz, por su valiosa colaboracin y aporte en la ejecucin de este

    trabajo.

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    RESUMENDentro de las iniciativas enfocadas a mejorar la confiabilidad operacional de las instalacionesindustriales destacan los esfuerzos que se estn aplicando para hacer uso efectivo de losrecursos destinados a la inspeccin y el mantenimiento de los equipos estticos.

    Incrementar la Confiabilidad Operacional de una instalacin significa:

    Un factor de servicio de la planta alto y predecible.

    Bajos costos de operacin mediante la aplicacin de programas de monitoreo y control.

    Mnimo nmero de paradas no programadas durante la operacin normal (corrida).

    Una herramienta efectiva para cumplir con lo antes mencionado, es la metodologa de

    Inspeccin Basada en Riesgo (IBR) desarrollada por el American Petroleum Institute, cuyosresultados de su aplicacin en una instalacin de procesamiento de hidrocarburos en unaRefinera del Oriente de Venezuela, se presentan en este Trabajo de Grado.

    Los resultados muestran un nivel de riesgo aceptable en la instalacin evaluada, ya que ningnequipo esttico o seccin de equipo se ubica en la situacin de alto riesgo y aproximadamenteel 60% (80 items) de los renglones evaluados se clasifican en las categoras de riesgo medio ybajo. Los intercambiadores de calor de riesgo medio alto representan un 28,03% de losrenglones evaluados (18,04% lado carcaza y 9,09% lado tubo). Tambin, los resultadosindican que el riesgo en la instalacin evaluada est inducido principalmente por laconsecuencia de la falla.

    Dentro de las recomendaciones emitidas se encuentran aplicar el plan de inspeccin propuestoen este Trabajo de Grado, a efectos de evitar un incremento en el nivel de riesgo y hacer unuso efectivo de los recursos disponibles para la inspeccin y el mantenimiento de lainstalacin; y el seguimiento a los resultados de la aplicacin del plan para ser utilizados comoinsumo en la mejora del estudio y actualizacin del plan.

    Palabras Claves: Confiabilidad Operacional, Inspeccin, Mantenimiento, Riesgo, EquiposEstticos

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    NDICE GENERAL

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    APROBACIN DEL JURADO..... i

    AGRADECIMIENTOS... ii

    RESUMEN... iii

    NDICE GENERAL iv

    LISTA DE FIGURAS.. vi

    LISTA DE SMBOLOS Y ABREVIATURAS.. viiINTRODUCCIN... 1

    Justificacin del problema. 2

    Objetivo General 4

    Objetivos Especficos. 4

    Descripcin Breve de la Instalacin Objeto del Estudio... 4

    CAPTULO I. MARCO TERICO.. 12

    Conceptos Bsicos. 12

    Incertidumbre y Riesgo.. 14

    Alcance de la metodologa IBR del API 16

    Fundamentos de la mejora en las actividades de inspeccin. 16

    Estimacin de la probabilidad de falla... 21

    Evaluacin del deterioro del equipo.. 22

    Estimacin de las consecuencias de la falla... 24

    Reduccin del Riesgo mediante la Inspeccin... 26

    Mejoramiento del programa de inspeccin 27

    Impacto de la aplicacin de IBR 28

    Gerencia del Riesgo... 29

    Relacin de IBR con los estndares de integridad mecnica. 30

    Relacin de IBR con otras metodologas de Confiabilidad y Riesgo 31

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    CAPTULO II. METODOLOGA. 33

    Algunas consideraciones en la aplicacin de la metodologa de InspeccinBasada en Riesgo (IBR) del API...

    35

    Recopilacin de Informacin. 35Estimacin de las consecuencias... 37

    Algunas consideraciones sobre la estimacin de consecuencias... 42

    Estimacin de la probabilidad de falla... 44

    Emisin de Resultados... 54

    Matriz de Riesgo 54

    Plan de Inspeccin. 57

    Software para IBR.. 60

    CAPTULO III. RESULTADOS... 62

    CAPTULO IV. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 70

    Conclusiones.. 70

    Recomendaciones.. 72

    REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS... 73

    ANEXO A. DEFINICIN DE LOS GRUPOS DE INVENTARIO UNIDADDA-1..

    75

    ANEXO B. RESULTADOS DE LA ESTIMACIN DEL RIESGO.. 78

    ANEXO C. PLAN DE INSPECCIN... 92

    ANEXO D. CRITERIOS DE EFECTIVIDAD DE LA INSPECCIN DEACUERDO CON LA METODOLOGA IBR API PARAADELGAZAMIENTO DE PARED POR CORROSIN GENERALIZADA.. 108

    ANEXO E. CRITERIOS DE EFECTIVIDAD DE LA INSPECCIN DEACUERDO CON LA METODOLOGA IBR API PARAADELGAZAMIENTO DE PARED POR CORROSIN LOCALIZADA... 109

    ANEXO F. CRITERIOS DE EFECTIVIDAD DE LA INSPECCIN DEACUERDO CON LA METODOLOGA IBR API PARAADELGAZAMIENTO DE PARED POR CORROSIN EXTERNA... 110ANEXO G. CRITERIOS DE EFECTIVIDAD DE LA INSPECCIN DEACUERDO CON LA METODOLOGA IBR API PARA TUBOS DEHORNOS..

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    LISTA DE FIGURAS

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    Figura 1 Diagrama de Proceso simplificado de la Unidad DA-1. 11

    Figura 2 Estimacin del Riesgo... 13

    Figura 3 Niveles de Conocimiento... 15

    Figura 4 Perfil aceptable de la Gerencia del Riesgo 17

    Figura 5Causas de las fugas en una instalacin de procesamiento de

    hidrocarburos.

    18

    Figura 6 Manejo o Gerencia del Riesgo usando Inspeccin Basada en Riesgo... 20

    Figura 7 Diagrama de flujo simplificado para la estimacin de las consecuencias. 25

    Figura 8 Relacin de IBR con otros estndares de integridad mecnica. 31

    Figura 9 Procedimiento para la aplicacin de la metodologa IBR del API 34

    Figura 10 Diagrama de flujo simplificado para la estimacin de consecuencias.. 38

    Figura 11 Representacin grfica de la medicin de las consecuencias 40

    Figura 12 Criterios para determinar el tipo de fuga... 41

    Figura 13 Representacin grfica del clculo de la frecuencia de falla. 45

    Figura 14 Estructura de los Mdulos Tcnicos.. 51

    Figura 15 Matriz de Riesgo tpica del programa de Inspeccin Basada en Riesgo... 56

    Figura 16 Planificacin de la inspeccin... 57

    Figura 17 Efecto de la implantacin de IBR en el riesgo.. 58

    Figura 18Factores de Riesgo lmites para establecer la efectividad, cantidad y

    frecuencia de inspeccin59

    Figura 19 Efecto del nivel de efectividad de la inspeccin en la probabilidad de

    falla y el riesgo...60

    Figura 20 Matriz de riesgo (condicin actual - frecuencia) Unidad DA-1 63

    Figura 21Matriz de riesgo (condicin actual - distribucin de equipos) Unidad

    DA-1..64

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    RTB Nafta rica en aromticos y naftenosSCC Agrietamiento ocasionado por corrosin bajo tensin (Stress Corrosion

    Cracking)

    TMSF Subfactor del Mdulo Tcnico (Technical Module Subfactor)

    TOFD Tcnica especial de inspeccin no destructiva por ultrasonido (Time of Flight

    Diffraction)

    UT Tcnica de inspeccin no destructiva por ultrasonido

    VCE Explosin de nube de vapor de hidrocarburo (Vapor Cloud Explosion)

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    INTRODUCCINUna de las interrogantes ms importantes que se hace toda persona responsable del cuidado de

    una instalacin de proceso es cmo utilizar efectivamente los recursos disponibles para

    realizar actividades de prevencin de fallas. El entorno industrial de hoy en da, donde las

    empresas se enfrentan a mercados globalizados, altos costos de materias primas, restricciones

    al acceso y altos costos de capital, conduce a que cada unidad monetaria invertida en el

    cuidado de la instalacin debe estar completamente justificada, es decir, debe estar dirigida a

    atacar una situacin especfica, y al mismo tiempo, debe tener un impacto positivo en elnegocio, de modo que pueda agregar valor al mismo. La metodologa de Inspeccin Basada en

    Riesgo (IBR) se presenta como una herramienta til para la persona responsable del cuidado

    de una instalacin de proceso debido a que le permite identificar aquellos elementos dentro de

    la instalacin que muestran un alto riesgo de operacin, y sobre los cuales deben dirigirse los

    esfuerzos y los recursos de las actividades de inspeccin y mantenimiento, permitiendo as un

    uso efectivo de dichos esfuerzos y recursos, y al mismo tiempo, reducir la probabilidad de

    ocurrencia de eventos no deseados y controlar los riesgos de operacin, al detectar y conocer

    el comportamiento de los mecanismos de degradacin que afectan a un equipo, y que pueden

    conducir, si no estn debidamente identificados y caracterizados, a una falla catastrfica del

    equipo. Por otra parte, el uso de la metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo puede

    identificar oportunidades en la toma de decisiones gerenciales para la reduccin del riesgo a

    travs de la mitigacin de las consecuencias de eventos no deseados.

    El presente Trabajo de Grado mostrar la aplicacin de la metodologa de Inspeccin Basada

    en Riesgo desarrollada por el American Petroleum Institute (API), con la finalidad de elaborar

    un plan de inspeccin para los equipos estticos de una instalacin de procesamiento de

    hidrocarburos en una refinera del Oriente de Venezuela.

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    Justificacin del problema

    Para realizar las actividades de cuidado de una instalacin se requiere definir la poltica de

    inspeccin y mantenimiento de los equipos que componen la misma. Sin embargo, esta no es

    una tarea sencilla y los problemas emergen desde el principio para definir las polticas y

    estrategias de inspeccin y mantenimiento, entre los cuales se encuentran:

    No hay consistencia en la filosofa de anlisis.

    El personal de mantenimiento, a pesar del riesgo, crea polticas en las que un sobre-

    mantenimiento; y el uso de mtodos intrusivos o de revisin y reparacin como medios de

    prevencin, a menudo sirven ms para el detrimento de la confiabilidad que para su bien.

    No hay auditorias, y slo aquellos que escriben las polticas, conocen sus motivos. Se hace

    casi imposible revisar el programa y evaluar objetivamente su efectividad.

    Debido a que el establecimiento de las polticas se convierte en una tarea prioritaria, se aplican

    acciones contingentes, como es la de definir la poltica de mantenimiento de los equipos y la

    instalacin adoptando las recomendaciones del fabricante de los equipos, o utilizando planes

    de mantenimiento de activos similares en instalaciones equivalentes, o considerando los

    requerimientos de los cdigos, estndares y regulaciones o leyes gubernamentales aplicables,

    una combinacin de toda esta informacin disponible.

    El problema de adoptar este tipo de prctica es que las polticas y planes de mantenimiento no

    se adaptan al contexto operacional de la instalacin. En los planes de inspeccin y

    mantenimiento adaptados se encuentra que:

    Muchas tareas se duplican.

    Algunas tareas se hacen demasiado frecuente (y algunas demasiado tarde).

    Algunas tareas no sirven para nada.

    Muchas tareas son intrusivas y basadas en revisin y reparacin en vez de tomarse

    decisiones basadas en las condiciones del equipo.

    Suceden muchas fallas costosas y riesgosas, que pudieran ser prevenidas.

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    As, estos planes de inspeccin adaptados se aplican indiscriminadamente y de manera

    repetitiva cada vez que se requiere realizar el mantenimiento de la instalacin, sin tomar en

    cuenta el contexto operacional especfico de cada equipo en la instalacin.

    Por otra parte, la mayora de los estndares y cdigos utilizados para establecer frecuencias de

    inspeccin estn basados exclusivamente en la probabilidad de ocurrencia de una falla, sin

    considerar la consecuencia de dicha falla. Estos estndares y cdigos generalmente proveen

    los requerimientos mnimos para las frecuencias de inspeccin, como una gua para el

    establecimiento de los planes de inspeccin.

    Otros requerimientos que debe satisfacer un plan de inspeccin de equipos son:

    Reducir el riesgo de fallas de altas consecuencias.

    Mejorar la efectividad de los recursos y esfuerzos invertidos en las actividades de

    inspeccin y mantenimiento.

    Proveer el fundamento tcnico para dirigir los recursos y esfuerzos invertidos en las

    actividades de inspeccin y mantenimiento, hacia los equipos que presentan los mayores

    riesgos de operacin.

    Estimar y comprender los riesgos asociados a los planes de inspeccin aplicados

    actualmente.

    Estimar la reduccin del riesgo como resultado de la ejecucin de actividades de

    inspeccin.

    Reducir el tiempo fuera de servicio de la instalacin durante las paradas de mantenimiento

    mayor.

    Evaluar el impacto de diferir el perodo de tiempo en el cual se debe realizar la parada de

    mantenimiento mayor de la instalacin, en trminos de riesgo.

    Identificar aquellos equipos que pudieran ser intervenidos durante la operacin normal de

    la instalacin (inspeccin en servicio en caliente).

    Los requerimientos del plan de inspeccin previamente mencionados pueden ser cubiertos

    mediante la aplicacin de la metodologa de IBR.

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    Objetivo General

    El objetivo del presente Trabajo de Grado es elaborar un Plan de Inspeccin para los equipos

    estticos de una instalacin de procesamiento de hidrocarburos, utilizando la metodologa de

    Inspeccin Basada en Riesgo desarrollada por el API, con la finalidad de agregar valor al

    negocio mediante la planificacin de actividades efectivas de inspeccin que permitan la

    prevenciny reduccinde fallas cuyas consecuencias afectan a la seguridad del personal, al

    ambiente y la instalacin; e incrementar as su disponibilidad, confiabilidad, calidad de los

    productos y productividad.

    Objetivos Especficos

    Utilizar la metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo desarrollada por el API, para elaborar

    un Plan de Inspeccin para los equipos estticos de una instalacin de procesamiento de

    hidrocarburos que permita:

    Evaluar los equipos que componen la instalacin para identificar reas de alto

    riesgo.

    Estimar el riesgo asociado a la operacin de cada equipo.

    Jerarquizar los equipos con base en la estimacin de su riesgo de operacin.

    Elaborar un plan de inspeccin para cada equipo adecuado al riesgo estimado.

    Descripcin Breve de la Instalacin Objeto del Estudio

    La instalacin objeto del presente trabajo es una planta de destilacin atmosfrica ubicada en

    una refinera del oriente de Venezuela. Esta unidad fue diseada para procesar 0,081 m 3/s (44

    MBD) de crudo con una gravedad promedio de 30 API. Sin embargo, debido a las mejoras

    realizadas en la unidad, se puede procesar 0,147 m3/s (80 MBD). Los crudos que conforman la

    dieta tpica a la planta son: Mesa de 30 API y Merey de 16 API, este ltimo hasta un 10% en

    volumen de la alimentacin a la unidad. Actualmente, el crudo alimentado es 100% Mesa de30 API a un caudal de 0,145 m3/s (79 MBD).

    La unidad consta de los siguientes equipos: un desalador elctrico, un tambor compensador de

    crudo, una torre fraccionadora principal con 34 platos, cinco recipientes despojadores, dos

    hornos, uno de tiro natural de 19 MBD y el otro de tiro forzado de 72 MBD, una torre

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    despojadores es descargada al drenaje o enviada al tambor FA-11 para reutilizarla

    inyectndola al crudo que ser desalado.

    Gasolina: Luego de ingresar a la DA-6 el producto de fondo es enfriado y se enva a la unidad

    redestiladora de gasolinas (U-051) para su fraccionamiento en nafta despentanizada (DPN) y

    nafta rica en aromticos y naftenos (RTB). Los vapores de tope son condensados y pasados al

    tambor de reflujo FA-5, del cual los gases no condensables se envan al sistema de gas

    combustible de Refinera o se procesan directamente en los hornos BA-1 y H-751. Los

    lquidos son succionados y divididos en dos corrientes, una es retornada a la torre como reflujo

    de tope y la otra es el propano - butano alimentado a la unidad de desintegracin cataltica de

    lecho fluidizado (FCC).

    Nafta: Se enva al despojador de nafta total DA-2 para recuperar componentes ms voltiles

    que son retornados a la columna principal. De all es succionada y precalentada con reflujo

    trap traypara ser alimentada a la fraccionadora de nafta DA-8 y obtener mezclas de nafta

    liviana y pesada. Con la filosofa operacional de Maximizacin de Destilados, la nafta

    pesada se incorpora a la corriente de diesel pesado o a la de Jet A-1, mientras que la nafta

    liviana es enfriada y pasada al tambor FA-10, cuyo producto de fondo es succionado y

    dividido en dos corrientes que van una al tope de la torre como reflujo y la otra enfriada a

    almacenaje (sistema de naftas). Con la filosofa operacional de Maximizacin de Naftas,

    ambas corrientes se envan al sistema de naftas.

    Destilados: La unidad puede operar bajo tres esquemas: Kero, Jet A-1 y Diesel liviano. La

    fraccin que se est retirando es despojada de componentes ms livianos en el DA-3 y

    succionada a travs de un sistema de intercambiadores para aprovechar el calor desprendido en

    el precalentamiento del crudo hasta completar su enfriamiento con agua. Todos los cortes son

    enviados a almacenaje y pueden ser utilizados para mercado interno y/o exportacin. En el

    caso de produccin de Jet A-1, se le incorpora la corriente de nafta pesada proveniente de la

    DA-8 por conveniencia y estrategias de mercado. El Jet A-1 es comercializado comocombustible de aviacin.

    Diesel pesado: Con aproximadamente 0,75% de azufre, tambin es utilizado para precalentar

    al crudo alimentado a la unidad, previamente despojado en el DA-4 de fracciones ms livianas

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    que pudiera contener. Completado su enfriamiento con agua es enviado a almacenaje para un

    posterior uso y comercializacin en mercado local.

    Gasleo: se utiliza en su totalidad como insumo para la unidad de Craqueo Cataltico en Lecho

    Fluidizado (FCC), luego de ser despojado en el DA-5 de aquellas fracciones ms livianas

    retornadas a la torre principal y enfriado mediante la transferencia de calor con las corrientes

    de gasolina y nafta de fondo en los rehervidores de las torres DA-6 y DA-8 respectivamente,

    con la del crudo alimentado y finalmente agua.

    Residual: Es succionado de la torre principal y enfriado mediante el intercambio de calor con

    el crudo de alimentacin y luego con agua para su posterior almacenaje. Se usa como mezcla

    combustible para barcos (2,0 - 2,2 %S).

    Como ya se mencion, de la torre principal DA-1 se extraen dos corrientes utilizadas paraaprovechar la transferencia de calor en el precalentamiento del crudo correspondientes a los

    reflujos intermedios y trap tray. Ambos salen de la torre cediendo primeramente calor al

    crudo, luego son succionados para intercambiar calor con gasolina alimentada a la torre DA-6

    en el caso del reflujo intermedio, y con la nafta de alimentacin a la torre DA-8 en cuanto al

    trap tray. Por ltimo, nuevamente con crudo antes de regresar a la torre. Adems, estos

    reflujos ayudan a mantener el perfil de temperatura en esas zonas de la columna.

    Los rendimientos de la unidad para un procesamiento de 0,145 m

    3

    /s (79 MBD) de crudo 100%Mesa, bajo las filosofas de operacinMaximizacin de Destilados y Maximizacin de Naftas,

    se presentan en la Tabla 1 mostrada a continuacin:

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    Tabla 1. Rendimientos tpicos para la Unidad de Destilacin Atmosfrica.

    0,145 m3/s (79 MBD) 100% Mesa

    Rendimientos (%V)

    Maximizacin Destilados Maximizacin Naftas

    Gas 0,70 0,70

    GLP 0,70 0,70

    Gasolina 13,80 13,80

    Nafta L./Nafta T. 0,30 1,40

    Jet A-1 11,40 10,10

    Diesel Pesado 19,70 19,20

    Gasleo 11.10 11,10

    Residual 21,30 33,00

    En cuanto a los parmetros de control operacionales procesando una dieta de 100 % crudo

    Mesa bajo la filosofa maximizacin de destilados, estn los reportados en la Tabla 2 mostrada

    a continuacin [1]:

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    Tabla 2. Parmetros de control operacional de la Unidad de Destilacin Atmosfrica

    (cont.).

    Parmetros de Control Valores en Operacin Normal

    Flujos (m3/s / BPH)

    Reflujo Intermedio 0,071 / 1.600

    Reflujo Tap-Tray 0,040 / 900

    Gasolina 0,0211-0,0221 / 480-500

    Nafta L. 353,3x10-6/ 8

    Jet A-1 0,021 / 472

    Diesel Pesado 0,035 / 810

    Gasleo 0,019-0,020 / 430-450

    Residual 0,040-0,042 / 900-950

    Vapor de media (Kg/s / Lbs/Hr)

    Fondo de DA-1 1,76 / 14.000

    Para una mejor compresin de la instalacin evaluada la Figura 1 muestra un diagrama de

    proceso simplificado de la Unidad de Destilacin Atmosfrica DA-1.

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    Fuente: Troyer, S.Mensaje electrnico del autor, 03 de agosto de 2005

    Figura 1. Diagrama de Proceso simplificado de la Unidad DA-1.

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    CAPTULO I

    MARCO TERICO

    Conceptos Bsicos

    En trminos comunes la palabra riesgotiene varios significados, pero generalmente se refiere

    a la probabilidad o posibilidad de una prdida. Tambin se la utiliza para describir la magnitud

    de una posible prdida.

    En la metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo (IBR), el riesgodescribe una combinacinde la consecuencia y la probabilidad de una prdida. As, los eventos de alto riesgo tienen una

    alta probabilidad que resultan en grandes consecuencias o prdidas. Los eventos de bajo riesgo

    son aquellos con una probabilidad de ocurrencia muy baja y sin prdidas significativas. El

    comprender el aspecto bidimensional del riesgo permite una nueva percepcin del uso del

    riesgo como una herramienta para la jerarquizacin de las actividades de inspeccin.

    Por lo tanto, para la metodologa Inspeccin Basada en Riesgo el riesgo ser:

    Riesgo (Consecuencias/Ao) = P x C (1)

    Donde:

    P = Probabilidad o frecuencia de ocurrencia de un evento (Eventos/Ao)

    C = Consecuencias del evento (Consecuencias/Evento)

    El anlisis de esta ecuacin permite entender el poder de esta figura de mrito o indicador para

    el diagnstico de situaciones y la toma de decisiones. A travs de este indicador, pueden

    compararse situaciones y escenarios que bajo una perspectiva cotidiana resultaran dismiles,pero bajo ciertas circunstancias deben evaluarse y considerarse en un proceso de toma de

    decisiones [2].

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    13

    La Figura 2 muestra un modelo ideal y simplificado del riesgo asociado a la operacin de

    algunos equipos en una instalacin. En este ejemplo se estiman tanto la probabilidad como las

    consecuencias de falla para 10 equipos, y los resultados se colocan en el grfico. Los puntos

    representan el riesgo asociado a cada equipo.Ordenando los equipos por su riesgo se produce

    una jerarquizacin por riesgo de los equipos a ser inspeccionados. A partir de esta lista se

    puede desarrollar un plan de inspeccin que dirija su atencin en los equipos de alto riesgo.

    P

    R

    O

    B

    A

    B

    I

    L

    I

    D

    A

    D

    D

    E

    F

    A

    L

    L

    A

    RIESGO

    2

    3

    6

    5

    7

    4

    9

    8

    CONSECUENCIAS

    Fuente: Publicacin API P 581Risk Based Inspection Base Resource Document. 2.000

    Figura 2. Estimacin del Riesgo

    La estimacin de la probabilidad y de las consecuencias permite obtener una jerarquizacin

    del riesgo (costo/ao), lo cual convierte a la metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo en

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    certidumbre total. El grado de separacin entre el nivel de conocimiento del proceso que se

    considere, y el estado de certidumbre total se define como nivel de incertidumbre, y se

    representa grficamente el la Figura 3.

    Fuente: Yaez M, M.; Gmez de la Vega, H.; Valbuena C., G.,Ingeniera de Confiabilidad y Anlisis Probabilstico de Riesgo.

    Figura 3. Niveles de Conocimiento.

    El nivel de incertidumbre se suele reflejar en formas de:

    Sobre o sub - dimensionamiento

    Sobre o sub - mantenimiento

    Sobre o sub - estimacin de presupuestos

    Fallas o paradas no planificadas

    Estimaciones erradas y desaciertos

    La incertidumbre proveniente del nivel de conocimiento que se tenga sobre variables, procesos

    o fenmenos puede reducirse a travs de la adquisicin de mayor conocimiento o mediante la

    compra de informacin (adiestramiento de personal, adquisicin de ms efectivas tecnologas

    de medicin, encuestas, etc.). Es aqu donde la inspeccin de los equipos juega un papel

    sumamente importante, debido a que permite reducir la incertidumbre relacionada a la

    probabilidad de falla ocasionada por los mecanismos de degradacin, y en consecuencia

    permite conocer el riesgo asociado a la operacin de los equipos.

    Las actividades de inspeccin modifican la probabilidad de falla de los equipos. La falla en

    sistemas desatendidos es diferente a la falla en sistemas atendidos. La falla en sistemas

    desatendidos se define como:

    Probabilidad de falla = probabilidad que el deterioro alcance el nivel crtico,

    y la falla en sistemas atendidos se define como:

    IGNORANCIA CERTEZA

    INCERTIDUMBRE

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    Fuente: Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [en lnea], Houston, Texas, USA, Risk Based

    Inspection ASME, The Equity Engineering Group, Inc. Disponible en www.asmepem.org/meetings/past_nov_2003.pdf.

    Figura 4. Perfil aceptable de la Gerencia del Riesgo

    En muchas instalaciones industriales los planes de inspeccin se establecen para detectar y

    evaluar el deterioro asociado al servicio. La Figura 5 muestra las causas de las fugas en una

    instalacin de procesamiento de hidrocarburos. Aproximadamente cerca de la mitad de las

    prdidas ocasionadas por fugas en una instalacin de procesamiento de hidrocarburos tpica

    pueden ser influenciadas por las actividades de inspeccin [3].

    CONSECUENCIAS

    PROBABILIDAD

    Enfoque en los

    renglones de

    alto riesgo

    para reducir el

    riesgo

    Evitar costos de

    inspeccin

    innecesarios

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    41%

    20%

    18%

    8%

    6% 4% 3%

    Fallas MecnicasError Operacional

    Causas Desconocidas

    Desviaciones Operacionales

    Peligros Naturales

    Errores de Diseo

    Sabotaje

    Fuente: Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [en lnea], Houston, Texas, USA, Risk Based

    Inspection ASME, The Equity Engineering Group, Inc. Disponible en www.asmepem.org/meetings/past_nov_2003.pdf.

    Figura 5. Causas de las fugas en una instalacin de procesamiento de hidrocarburos.

    La efectividad de los programas de inspeccin vara ampliamente, desde programas reactivos,

    que se concentran en reas conocidas con problemas, hasta programas altamente proactivos

    los cuales cubren una gran variedad de equipos. Un extremo de estos apunta hacia no reparar

    a menos que se rompa, mientras que el otro sera una inspeccin completa de todos los

    equipos basndose en la frecuencia, muchas veces invirtiendo dinero en actividades que no

    son necesarias. La seleccin de los intervalos de inspeccin ha evolucionado con los aos. Con

    la necesidad de verificar peridicamente la integridad de los equipos, los custodios y

    organizaciones inicialmente fijaron intervalos basndose en fechas calendario o en tiempos en

    servicio.

    Con el avance de las tcnicas y metodologas de inspeccin, y con el mejor entendimiento de

    los mecanismos y tasas de deterioro, los intervalos de inspeccin se hicieron ms dependientes

    de la condicin del equipo que de un intervalo arbitrario basado en el calendario. Cdigos y

    normas tales como API 510 [4], API 653 [5] y API 570 [6]se desarrollaron con una filosofa

    de inspeccin fundamentada en elementos tales como:

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    adicional al asociado a la operacin (por ejemplo ingreso de humedad en un equipo

    susceptible a ataque por cidos politinicos; dao durante la inspeccin de recubrimientos

    protectores en recipientes, etc.). Esta situacin es representada por la lnea punteada de la

    curva superior en la Figura 6.

    R

    IE

    SG

    ORiesgo usando IBR

    Riesgo usando programas de inspeccin tradicionales

    Riesgo residual no afectadopor los programas de IBR

    NIVEL DE LA ACTIVIDAD DE INSPECCION

    Fuente: Publicacin API P 581Risk Based Inspection Base Resource Document. 2.000

    Figura 6. Manejo o Gerencia del Riesgo usando Inspeccin Basada en Riesgo.

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    Como se ve en la curva inferior de la Figura 6, el riesgo no se puede mitigar o reducir slo con

    esfuerzos en inspeccin. Los factores que introducen riesgo residual de una prdida de la

    funcin contenedora son, pero no estn limitados a los siguientes [7]:

    Errores humanos Desastres naturales.

    Eventos externos (por ejemplo colisiones o impactos de objetos).

    Efectos secundarios de instalaciones cercanas.

    Efectos por consecuencias en equipos asociados en la misma unidad o planta.

    Actos deliberados (por ejemplo sabotaje).

    Limitaciones fundamentales de los mtodos de inspeccin.

    Errores de diseo.

    Mecanismos de deterioro desconocidos.

    Muchos de estos factores estn fuertemente influenciados por el sistema de Gerencia de

    Seguridad de los Procesos (GSP) en la facilidad o instalacin.

    Estimacin de la probabilidad de falla

    La probabilidad de falla se estima para cada tipo de equipo que compone la unidad de proceso.

    El anlisis para la estimacin de la probabilidad de falla se fundamenta en una base de datos

    genrica de frecuencias de falla para cada tipo de equipo, y se calcula una Frecuencia de Falla

    Ajustada (FFA), por medio de la modificacin de la Frecuencia Genrica de Falla (FGF), para

    obtener una frecuencia de falla diferenciada y que es especfica para cada equipo dentro de la

    instalacin. La frecuencia genrica de falla (FGF) es modificada por un factor (el factor de

    equipo FE) que es especfico a la integridad mecnica del equipo contenedor de presin en

    evaluacin, y tambin por un factor (el factor de gerencia FM) que es relativo a la calidad de lagerencia de los sistemas de la instalacin que afectan a la integridad mecnica. De all que la

    Frecuencia de Falla Ajustada puede ser expresada como:

    FFA = FGF * FE* FM (2)

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    Algunos de los aspectos que son evaluados cuantitativamente para calcular el factor de

    modificacin de equipo FEincluyen entre otros a [8]:

    Tipo y tasa de dao esperado (por ejemplo, adelgazamiento de pared,

    agrietamiento, etc.). Alcance y calidad del programa de inspeccin (por ejemplo, frecuencia, mtodos,

    etc.).

    Historial de equipos y procesos.

    El factor de gerencia FGevala el impacto potencial en la integridad mecnica de sistemas de

    gerencia tales como:

    Procedimientos de mantenimiento y entrenamiento.

    Informacin de seguridad de procesos.

    Prcticas y procedimientos de manejo del cambio.

    Procedimientos operacionales.

    Anlisis de peligros de procesos.

    Evaluacin del deterioro del equipo

    El ncleo del factor de equipo FEes la evaluacin de los mecanismos de degradacin activos y

    potenciales (por ejemplo, corrosin localizada agrietamiento ocasionado por H2S hmedo) y

    las tasas de dao (tasa de corrosin tasa de agrietamiento). Esta evaluacin est incluida en

    los mdulos tcnicos desarrollados para cada tipo de mecanismo de degradacin (incorporados

    en la publicacin API P 581 [7]) los cuales se utilizan en el clculo del factor de modificacin

    de equipo.

    Otro aspecto principal evaluado por los mdulos tcnicos es la efectividad del programa de

    inspeccin aplicado actualmente en detectar y hacer seguimiento (monitorear) a losmecanismos de degradacin identificados como activos. La efectividad de la inspeccin para

    cada mecanismo de degradacin es jerarquizada tal como se muestra en la Tabla 3.

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    Tabla 3. Jerarquizacin de la efectividad de la inspeccin [7]

    Categora Descripcin Comentarios

    A Altamente efectivaLos mtodos de inspeccin identificarn correctamente el estado

    de dao verdadero casi siempre (80% a 100% de confianza).

    B Generalmente efectivaLos mtodos de inspeccin identificarn correctamente el estado

    de dao verdadero la mayora de las veces (60% a 80% de

    confianza).

    C Moderadamente efectivaLos mtodos de inspeccin identificarn correctamente el estado

    de dao verdadero aproximadamente el 50% de las veces (40% a

    60% de confianza).

    D Poco efectivaLos mtodos de inspeccin proveern poca informacin para

    identificar correctamente el estado de dao verdadero (20% a

    40% de confianza).

    E InefectivaLos mtodos de inspeccin no proveern informacin paraidentificar correctamente el estado de dao verdadero, y son

    considerados inefectivos para detectar un mecanismo de dao

    especfico (menos de 20% de confianza).

    Se han desarrollado mdulos tcnicos especficos para cada uno de los diferentes tipos de

    mecanismos de dao identificados como activos en la industria de procesamiento de

    hidrocarburos y petroqumica, como por ejemplo:

    Mecanismos de corrosin general y localizada.

    Mecanismos de agrietamiento ocasionados por corrosin bajo tensin (Stress

    Corrosion Cracking SCC).

    Agrietamiento ocasionado por ataque por hidrgeno.

    Daos ocasionados por ataque por hidrgeno a alta temperatura.

    Fractura frgil y otros efectos trmicos/mecnicos.

    Estos mdulos tcnicos cumplen cuatro funciones:

    Analizar las condiciones de operacin para identificar los mecanismos de

    degradacin activos.

    Establecer la tasa de dao.

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    Las estimaciones de consecuencias para cuatro tamaos de agujeros de fuga, desde 0,25

    pulgadas hasta ruptura total, son calculadas y sumadas. Para eventos con fluidos inflamables

    se efectan clculos para determinar la probabilidad de que el evento sea una explosin de una

    nube de vapor, un fuego tipo llamarada (flash), un fuego tipo antorcha (jet), un incendio tipo

    piscina (pool fire), o una dispersin segura (sin ignicin).

    El efecto en la interrupcin del negocio (prdida de dinero) se incluye cuando una cantidad de

    activos de capital puedan perderse o estar fuera de servicio un perodo de tiempo despus de

    un evento. El costo de efectos ambientales catastrficos puede ser incluido, espacialmente en

    el evento de una potencial fuga de lquido fuera de la instalacin, por ejemplo una fuga de que

    contamine una fuente de agua. Tambin se evalan potenciales eventos txicos a los seres

    humanos, en el caso de que un fluido txico pudiera ser liberado.

    Reduccin del Riesgo mediante la Inspeccin

    El producto final de la aplicacin de la metodologa IBR cuantitativa en un proceso particular

    debe contener una jerarquizacin prioritaria de cada equipo para los siguientes niveles de

    actividades de inspeccin:

    Un plan de inspeccin mnimo.

    El nivel de inspeccin actual.

    Un nivel de inspeccin optimizado.

    Este producto conducir al usuario a entender como diferentes programas de inspeccin con

    diferentes niveles de actividades de inspeccin, afectan los niveles de riesgo total debido al

    cambio en la probabilidad de falla.

    Una vez estimado el riesgo total para cada equipo, el prximo paso es decidir que hacer con la

    lista de equipo jerarquizada por el riesgo. Existen muchas oportunidades para la reduccin del

    riesgo en la Industria de Procesamiento de Hidrocarburos y Petroqumica (IPHP), y esta

    industria est invirtiendo sumas millonarias de dinero hacia este fin. Uno de estos esfuerzos de

    potencial reduccin de riesgo es el programa de inspeccin y pruebas. Una vez conocidos los

    equipos de mayor prioridad, se est en capacidad de determinar muy especficamente donde

    deben enfocarse los esfuerzos del programa de inspeccin y pruebas para reducir el riesgo

    total.

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    Primero, y lo ms obvio, es que la frecuencia de inspeccin puede ser ajustada al nivel de

    riesgo del equipo. Pero tambin, los mtodos y herramientas para el programa de inspeccin y

    pruebas pueden ser cambiados. El alcance, calidad y extensin de la inspeccin y los datos

    adquiridos pueden ser ajustados. Pueden ser aplicadas tcnicas ms globales de inspeccin

    (como termografa o emisin acstica), cuando sea apropiado. Se pueden efectuar ms

    inspecciones en-marcha (on-stream) para evaluar el dao mientras el equipo est en servicio.

    Las inspecciones pueden estar ms enfocadas a las reas donde se esperan daos. Cuando sea

    apropiado, se pueden utilizar herramientas y tcnicas ms sofisticadas para detectar y

    caracterizar dao localizado y agrietamiento, como el ultrasonido de defectologa (por ejemplo

    tcnicas zipscan, TOFD y otras similares).

    Estos cambios en las actividades de inspeccin son planificados en la prxima inspeccin

    programada, es decir, en la planificacin de la prxima parada de mantenimiento mayor. Una

    vez que se realizan las inspecciones, se efectan los anlisis, se evala la adecuacin al

    servicio del equipo, y se realizan las reparaciones recomendadas, entonces el usuario est listo

    para actualizar la informacin en el modelo de IBR para determinar como el riesgo total de

    cada equipo fue afectado por los cambios en las actividades de inspeccin. Cada vez que se

    realiza este proceso se emite una nueva lista jerarquizada de equipos, y despus de que este

    proceso se ha ejecutado varias veces, el usuario obtiene una apreciacin, cuantitativa, de cmo

    ha cambiado el riesgo de un evento no deseado en la unidad de proceso.

    Los equipos de bajo riesgo pueden haber recibido menos recursos y actividades de inspeccin,

    sin afectar apreciablemente su riesgo de falla. Los equipos de alto riesgo pudieran haber

    descendido apreciablemente en la lista jerarquizada del riesgo, como resultado de haber

    recibido mayor inspeccin y mantenimiento en la parada planificada. En general, no solamente

    se reduce el potencial para lesiones, prdidas de activos de capital, y prdidas de produccin;

    sino que se est en capacidad de alcanzarlo con recursos limitados de inspeccin.

    Mejoramiento del programa de inspeccin

    Uno de los productos de la aplicacin de la metodologa IBR es el esfuerzo para mejorar el

    programa de inspeccin, mediante la obtencin del riesgo ms bajo razonable. Para llevar a

    cabo esto, una empresa puede encontrar que se pueden dirigir sus limitados recursos de

    inspeccin desde los equipos de bajo riesgo (los cuales pueden estar sobre-inspeccionados)

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    Algunas consideraciones en la aplicacin de la metodologa de Inspeccin Basada en

    Riesgo (IBR) del API

    Un programa exhaustivo de IBR debe incluir todos los equipos estticos que componen la

    barrera de contencin de fluidos del sistema en evaluacin, de acuerdo con las necesidades del

    usuario. Estos equipos deben ser, entre otros, recipientes a presin (torres, tambores, tanques,

    etc.) y sistemas de tuberas de proceso. Adems, existen casos donde se deben abarcar los

    componentes contenedores de algunos equipos rotativos (por ejemplo carcazas de bombas).

    Se consideran los riesgos tanto en operacin normal, como en perodos de operacin no

    rutinarios (arranques, paradas, descontroles o desviaciones en las condiciones normales de

    operacin, etc.). La determinacin de las consecuencias y las frecuencias de falla se

    fundamentan solo en la operacin normal, debido a que las condiciones normales de operacin

    estn ms fcilmente definidas y representan la mayora del tiempo de operacin. Se aplican

    ajustes para tomar en cuenta las operaciones no rutinarias, con base en la frecuencia y la

    severidad de las desviaciones del proceso y otras situaciones no rutinarias. Estos ajustes se

    realizarn para un equipo especfico o de manera universal, segn sea apropiado.

    La metodologa IBR requiere un uso intensivo y extensivo de la informacin en detalle. Sin

    embargo, el enlace implcito entre precisin y exactitud pudiera no existir, debido al elemento

    de incertidumbre que es inherente a las probabilidades y las consecuencias. La exactitud de los

    resultados es una funcin de los modelos utilizados, as como tambin de la cantidad y calidad

    de la informacin disponible. No se requiere una alta precisin en la estimacin del riesgo para

    obtener resultados significativos. Los requerimientos de precisin pueden variar de acuerdo

    con la evaluacin. Por ejemplo, el conocimiento preciso del material de construccin de un

    equipo es un elemento crtico en la evaluacin de sus mecanismos potenciales de degradacin.

    Por otra parte, pequeos errores en las condiciones de operacin o en las dimensiones fsicas

    de un equipo tendrn un pequeo efecto en la jerarquizacin final del mismo.

    Recopilacin de Informacin

    A fin de desarrollar un plan de Inspeccin Basada en Riesgo se debe recolectar entre otra, la

    siguiente informacin:

    Lista de equipos de la planta.

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    Diagrama simplificado de procesos.

    Manual de descripcin de procesos.

    Diagrama de flujo de procesos.

    Balances de masa

    Condiciones de operacin de los equipos

    Planos o diagramas de tuberas e instrumentacin

    Plano o diagrama de ubicacin de equipos en la planta (plot - plant).

    Densidad de poblacin (No. de personas/unidad de rea) en la planta, refinera y

    reas adyacentes.

    Hojas de datos de diseo de los equipos

    Planos de los equipos (como construido)

    Reportes de inspeccin de equipos

    Descripcin de los siguientes sistemas disponibles en la planta y equipos que

    cubren:

    - Deteccin

    - Aislamiento

    - Mitigacin

    Grupos de inventario

    Impacto de la parada de planta diario.

    Costo de reemplazo de la planta costo de reemplazo de los equipos.

    Superficie ocupada por la planta.

    Una lista de la informacin requerida para la aplicacin de la metodologa IBR se muestra de

    manera amplia y explicada en detalle en el Captulo 10 Seccin 10.2 del documento API P 581

    [7]. Tambin, en la Seccin 10.3 del mismo captulo se muestra una lista de las fuentes

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    Fuente: Det Norske Veritas (2001)Risk Based Inspection Training Course. Houston, Texas, USA

    Figura 11. Representacin grfica de la medicin de las consecuencias.

    El tamao de la fuga o la ruptura, y la probabilidad de que la fuga sea instantnea o continua

    por un perodo de tiempo tienen mucho que ver con el tamao y tipo del evento potencial. Los

    criterios para determinar que una fuga sea instantnea o continua se muestran en la Figura 12,

    y se indican a continuacin:

    Todas las fugas de agujeros pequeos, 6,35 mm (0,25 pulgadas), se modelan

    como continuas.

    Si se toma menos de 3 min para liberar 4.536 Kgs (10.000 Lbs), la fuga para un

    tamao de agujero especfico en instantnea.

    Tasas de fuga menores se modelan como continuas.

    Estos criterios se han desarrollado a partir de la revisin de los datos histricos de incendios y

    explosiones, los cuales muestran que las explosiones de nubes de vapor de hidrocarburo no

    AreaTxica

    Lesionesal Personal

    Dao a equipos

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    Algunas consideraciones sobre la estimacin de consecuencias

    El procedimiento para la estimacin de las consecuencias utilizado por la metodologa de

    Inspeccin Basada en Riesgo del API es un enfoque muy simplificado de una disciplina

    relativamente compleja, cuya intencin es establecer prioridades relativas para programas de

    inspeccin. Debido a este nivel de simplificacin, una alta cantidad de suposiciones estn

    implcitas en el procedimiento, adicionalmente a las consideraciones que seran parte de un

    anlisis ms profundo. Si se requiere una mayor precisin en la estimacin de las

    consecuencias el usuario deber utilizar tcnicas de anlisis ms rigurosas, tal como el anlisis

    cuantitativo de riesgos. Algunas de las ms importantes suposiciones relacionadas con este

    enfoque simplificado usado por esta metodologa se describen a continuacin:

    Hasta la fecha de elaboracin de este trabajo, los fluidos, sus propiedades y

    modelos desarrollados para la metodologa IBR de API, se muestran en el Captulo

    7, Seccin 7.2 del documento API P 581 [7]. Una lista de los fluidos considerados

    en la metodologa IBR de API se muestra en la Tabla 3.

    Tabla 3. Lista de fluidos representativos en la metodologa IBR API.

    Fluido Aplicable a

    C1-C2 metano, etano, etileno, LNGC3-C4 propano, butano, isobutano, LPG

    C5 pentanoC6-C8 gasolina, naftaC9-C12 diesel, kerosnC13-C16 jet fuel, gasoil atmosfricoC17-C25 crudo tpico, LVGO, tope torre de vaco

    C25+ residuo, crudo pesadoHidrgeno

    H2SHF

    AguaVapor de agua

    Acid (low, med, high) Acido/castico (baja, media, alta presin)Styrene EstirenoAromatics Benceno, Tolueno, XilenoPyrophoric Material que al contacto con el aire hace ignicinEE, EA, EG Etilenglicoles

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    Tabla 3. Lista de fluidos representativos en la metodologa IBR API (continuacin).

    Fluido Aplicable aEO Oxido de etileno

    Methanol Metanol

    PO Oxido de propilenoAlCl3 Tricloruro de AluminioDEE Dietilter CO Monxido de Carbono

    El mtodo de IBR de API usa un grupo de cuatro tamaos de agujero

    predeterminados por tipo de equipo: 6,35 mm (0,25 pulgadas), 25,4 mm (1

    pulgada), 101,6 mm (4 pulgadas) y ruptura, los cuales representan los casos de

    ruptura pequea, mediana, grande y total respectivamente. Sin embargo, no todos

    los tamaos de agujero pueden ser factibles debido a que ellos dependen del tipo y

    tamao del equipo.

    Se considera un lmite superior para la cantidad de fluido que puede ser liberada al

    ambiente por un equipo (es decir, el inventariode fluido en el equipo). Es de hacer

    notar que el clculo del inventario se utiliza como lmite superior y no indica que

    esta cantidad de fluido sera liberada en todos los escenarios de fuga. La

    metodologa de IBR de API no usa un modelo de fluido-hidrulica en detalle. En su

    lugar, se utiliza un procedimiento simple para determinar la masa de fluido que

    realmente pudiera ser liberada en el caso de una fuga. Al evaluar un equipo, su

    inventario es combinado con el de otros equipo conexos que pueden contribuir con

    masa de fluido a la fuga. La agrupacin de estos equipos es lo que se denomina un

    Grupo de Inventario (este concepto se encuentra explicado ampliamente y en

    detalle en el Captulo 10, Seccin 10.2.4.1 del documento API P 581 [7]). El

    procedimiento estima la masa disponible para fugar como la menor de las

    siguientes 2 cantidades:

    - La masa en el equipo ms la masa que puede ser agregada desde el grupo de

    inventario dentro de tres minutos, asumiendo el mismo flujo que en el

    equipo que est fugando, pero limitada a una fuga por un agujero de 203,2

    mm (8 pulgadas) en el caso de ruptura.

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    - La masa total del grupo de inventario del equipo en evaluacin.

    Los procedimientos y lineamientos para el clculo del inventario de fluido en un

    equipo se explican ampliamente y en detalle en el Captulo 10, Seccin 10.4, y en

    el Captulo 7, Seccin 7.4 del documento API P 581 [7]. A la fecha de publicacin del presente trabajo, la metodologa de IBR de API

    solamente evala las consecuencias asociadas con cuatro fluidos txicos: cido

    fluorhdrico (HF), sulfuro de hidrgeno (H2S), amonaco (NH3) y cloro (Cl).

    El rea de consecuencias no refleja donde ocurre el dao. Incendios de los tipos

    antorcha y piscina tienden a daar las reas alrededor del punto de fuga, mientras

    incendios de los tipos explosin de nube de vapor (VCE) y llamarada ("flash")

    pueden ocasionar daos lejos del punto de fuga.

    El uso de un grupo de condiciones fijas para la meteorologa y orientacin de la

    fuga es una gran simplificacin de los clculos en detalle de las consecuencias.

    Estos factores tienen un impacto significativo en los resultados.

    El uso de rboles estndares de eventos para los eventos de consecuencias y las probabilidades

    de ignicin es una limitacin del mtodo de IBR del API. Estos factores son especficos de

    cada sitio y se insta al usuario a comprender que ellos se seleccionaron para reflejar

    condiciones representativas de la industria de procesamiento de hidrocarburos.

    Estimacin de la probabilidad de falla

    Para el clculo de la probabilidad de falla para cada equipo se utilizarn los datos de falla

    reales disponibles en los sistemas de informacin de la instalacin. En caso de no estar

    disponible dicha informacin, se recomienda utilizar los datos publicados en bases de datos

    genricas tales como el documento OREDA [9], la gua del AIChE/CCPS [10] y otras. Los

    valores de las tasas de falla emitidas en estos documentos deben ser ajustados por un factor de

    modificacin de equipo para tomar en consideracin las condiciones de proceso y los aspectos

    de diseo mecnico particulares de cada equipo, y su influencia en la integridad mecnica del

    mismo. Este factor de modificacin de equipo se encuentra explicado ampliamente y en

    detalle en el Captulo 8, Secciones 8.3 y 8.4del documento API P 581 [5].

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    La metodologa IBR del API requiere el uso de una frecuencia genrica de falla para comenzar

    el anlisis de probabilidad. Se debe seleccionar una fuente de datos que represente a las

    instalaciones y equipos similares a aquellos que estn siendo evaluados. Las frecuencias de

    fallas genricas se construyen usando los registros de todas las instalaciones dentro de una

    empresa, o de varias instalaciones dentro de una industria, de la literatura disponible, reportes

    histricos y bases de datos comerciales. Por lo tanto, los valores genricos representan a una

    industria en general, y no reflejan la frecuencia de falla verdadera para una instalacin

    especfica. La base de datos de frecuencias de falla genricas utilizada en la metodologa IBR

    del API est fundamentada en una recopilacin de los registros disponibles del historial de

    fallas de equipos. Los registros pueden provenir de una variedad de fuentes. Las frecuencias

    de falla genricas han sido desarrolladas a partir de esta informacin para cada tipo de equipo

    y cada dimetro de tubera. La base de datos genrica utilizada por la metodologa IBR, a lafecha de publicacin del presente trabajo, se muestra en detalle en la Tabla 4, y se asume que

    las frecuencias genricas siguen una distribucin log - normal, con tasas de error variando de 3

    a 10, y los valores indicados en la Tabla 4 corresponden a la mediana de la distribucin [11].

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    Tabla 4. Base de datos de fallas genrica utilizada por la metodologa IBR del API [7].

    Frecuencia de fuga (anual)

    Dimetro del agujero (mm / pulgadas)Tipo de Equipo

    6,35 / 0,25 25,4 / 1 101,6 / 4 Ruptura

    Columnas 8x10-6 2x10-5 2x10-6 6,0x10-7

    Compresor centrfugo 1x10-3 1x10-4

    Compresor reciprocante 6x10-3 6x10-4

    Condensador lado carcaza 4x10-6 1x10-5 1x10-6 6x10-7

    Condensador lado tubo 4x10-6 1x10-5 1x10-6 6x10-7

    Tambor 4x10-6 1x10-5 1x10-6 6x10-7

    Intercambiador de calor lado carcaza 4x10-6 1x10-5 1x10-6 6x10-7

    Intercambiador de calor lado tubo 4x10-6 1x10-5 1x10-6 6x10-7

    Filtro 9x10-4 1x10-4 5x10-5 1x10-5

    Intercambiador de calor tipo Fin Fan 2x10-3 3x10-4 5x10-8 2x10-8

    Condensador tipo Fin Fan 2x10-3 3x10-4 5x10-8 2x10-8

    Tubos de Hornos 4,62x10-6 1,32x10-6 6,60x10-7

    Tambor asentador (K.O. drum) 4x10-6 1x10-5 1x10-6 6x10-7

    Tubera, dimetro > 16 pulgadas 6x10-8 2x10-7 2x10-8 1x10-8

    Tubera, dimetro 0,75 pulgadas 1x10-5 1x10-6

    Tubera, dimetro 1 pulgada 5x10-6 5x10-7

    Tubera, dimetro 10 pulgadas 2x10-7 3x10-7 4x10-8 2x10-8

    Tubera, dimetro 12 pulgadas 1x10-7 3x10-7 3x10-8 1,5x10-8

    Tubera, dimetro 16 pulgadas 1x10-7 2x10-7 2,5x10-8 1x10-8

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    Tabla 4. Base de datos de fallas genrica utilizadas por la metodologa IBR del API

    (continuacin).

    Frecuencia de fuga (anual)

    Dimetro del agujero (mm / pulgadas)Tipo de Equipo

    6,35 / 0,25 25,4 / 1 101,6 / 4 Ruptura

    Tubera, dimetro 2 pulgadas 3x10-6 3x10-7

    Tubera, dimetro 4 pulgadas 9x10-7 5x10-7 1,6x10-7

    Tubera, dimetro 6 pulgadas 4x10-7 4x10-7 8x10-8

    Tubera, dimetro 8 pulgadas 3x10-7 3x10-7 5x10-8 2x10-8

    Bomba centrfuga, sello simple 6x10-2 5x10-4 1x10-4

    Bomba centrfuga, sello doble 6x10-3 5x10-4 1x10-4

    Bomba reciprocante 7x10-1 1x10-2 1x10-3 1x10-3

    Reactor 1x10-5 3x10-5 3x10-6 2x10-6

    Tanque de almacenamiento atmosfrico 1x10-4 1x10-4 1x10-4 2x10-6

    Piso de tanque de almacenamientoatmosfrico

    7,2x10-3 2x10-5

    Los factores de modificacin reflejan las diferencias identificables en las unidades de proceso

    y entre los tipos de equipos en estas unidades. El primer ajuste examina detalles especficos de

    cada equipo y del proceso en el cual opera, con el objetivo de desarrollar un factor de

    modificacin nico para este equipo en particular. El segundo factor de correccin (FG), ajusta

    la influencia de las facilidad del sistema de gerencia en la integridad mecnica de la planta o

    unidad. Los factores de modificacin mayores a la unidad incrementarn la frecuencia de falla,

    mientras que los menores a la unidad disminuirn la misma.

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    Los anlisis para estimar la frecuencia o probabilidad de falla se realizan considerando los

    mecanismos de degradacin que afectan a cada equipo de la unidad o planta. En este caso, al

    estimar el factor de equipo intervienen los siguientes elementos:

    Un subfactor de modificacin que es dependiente del mecanismo de degradacin(TMSF del ingls Technical Module Subfactor), el ambiente y el tipo de material.

    Este subfactor es especificado en los Mdulos Tcnicos del documento API P 581

    [7].

    La probabilidad o frecuencia de falla es estimada por medidas relativas y

    categorizacin de la efectividad de la inspeccin.

    La severidad y velocidad del deterioro debe ser estimada o calculada por el usuario.

    La probabilidad de fuga es estimada mediante un modelo matemtico.

    Existen dos trminos claves en la aplicaciones de Inspeccin Basada en Riesgo (IBR) de API:

    Evento/Falla se refiere a una fuga en una frontera de presin.

    Subfactor de dao (TMSF), el cual representa una extensin a la

    cual un equipo especfico se espera que falle en comparacin con el promedio de la

    poblacin (el mismo vara de 1 a 5.000).

    La probabilidad o frecuencia de falla, la cual determina el riesgo, puede ser controlada

    mediante:

    La identificacin de los posibles mecanismos de dao en el proceso del equipo.

    Uso del mtodo de inspeccin correcto, en el punto adecuado y a una frecuencia

    especifica que pueda detectar el dao antes de que ocurra una falla.

    Todos los clculos de la probabilidad o frecuencia de falla de los componentes se realiza a

    travs de los Mdulos Tcnicos. Estos mdulos cumplen con varias funciones fundamentalesque se manifiestan en los siguientes pasos:

    1. Determinar los mecanismos de dao bajo las condiciones normales y anormales de

    operacin.

    2. Establecer una velocidad de dao en el ambiente en que se opera.

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    3. Cuantificar la efectividad de los programas de inspeccin. Confirmar niveles de

    dao y velocidades de deterioro.

    4. Calcular los subfactores de modificacin (TMSF) a ser aplicados a la frecuencia de

    falla genrica. Calcular el factor de modificacin combinado.

    5. Calcular la probabilidad de falla ajustada.

    Los Mdulos Tcnicos usados para determinar los factores de modificacin (FE) cuentan con

    suplementos tcnicos con las siguientes caractersticas:

    Son la clave para el clculo de la probabilidad de falla (Factor de Dao).

    Son sistemas expertos miniatura que proveen de un estimado de la probabilidad de

    falla debido a varios mecanismos de falla.

    Los mdulos principales (tipos de dao) son aplicables para la industria de

    procesamiento de hidrocarburos y petroqumica. Han sido diseados

    particularmente para mecanismos de deterioro activos en la industria, en aceros al

    carbono, de baja aleacin e inoxidables.

    Proveen de estimados conservadores de la velocidad de corrosin, o grado ms

    probable de dao para varias formas de agrietamiento (corrosin bajo tensin y

    mecnico).

    La inspeccin es considerada mediante la inclusin de un cierto grado de confianza

    en la estimacin del dao base observado de acuerdo al alcance de las tcnicas

    usadas para cada mecanismo.

    La Figura 14 muestra la estructura de los Mdulos Tcnicos.

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    Fuente: Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [en lnea], Houston, Texas, USA, Risk Based

    Inspection ASME, The Equity Engineering Group, Inc. Disponible en www.asmepem.org/meetings/past_nov_2003.pdf.

    Figura 14. Estructura de los Mdulos Tcnicos.

    Para establecer o cuantificar el avance del dao se especifican estados o etapas de dao,

    clasificando este avance en categoras como se especifica a continuacin.

    Etapa de Dao 1: El dao en el equipo no es peor que aquel esperado segn los

    modelos de deterioro o la experiencia. Por ejemplo, en el caso de adelgazamiento

    de pared, la velocidad de adelgazamiento es menor o igual a la pronosticada al usar

    los datos de inspecciones pasadas, o a predicciones basadas en el historial del

    equipo.

    Etapa de Dao 2: El dao en el equipo no es algo peor al esperado segn los

    modelos de deterioro o la experiencia. Este nivel de dao es algunas veces

    observado en equipos similares. Por ejemplo, en el caso de adelgazamiento de

    pared, la velocidad de adelgazamiento es hasta el doble de la predicha al usar los

    datos de inspecciones pasadas del historial de equipos similares cuando no se han

    realizado inspecciones.

    Mdulos Tcnicos

    AdelgazamientoInterno de pared

    Agrietamientopor Corrosin

    bajo tensin(SCC)

    Corrosin

    externa

    Tubos

    de hornos

    & HTHA

    Dao

    Mecnico

    y

    Metalrgico

    Recubri-mientos

    metlicos(Linings)

    Corrosin por:

    Acido HCl Acidos

    Sulfdico y

    Naftnico a AT H2S / H2a AT H2SO4 Acido HF Aguas agrias Aminas

    CO3

    Custico Aminas

    SSC HIC/SOHIC Carbonato

    PTA ClSCC HSC-HF

    HIC/SOHIC-HF

    Atmosf-rica

    Bajoaislamiento (CUI)

    Deteriorode Tubos

    dehornos

    HTHA

    Fracturafrgil

    Fatiga detuberas

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    Etapa de Dao 3: El dao en el equipo no es considerablemente peor al esperado

    segn los modelos de deterioro o la experiencia. Este nivel de dao es raramente

    observado en equipos similares, pero ha sido observado en alguna ocasin en la

    industria. Por ejemplo, en el caso de adelgazamiento de pared, la velocidad de

    adelgazamiento es hasta cuatro veces mayor a la predicha al usar los datos de

    inspecciones pasadas del historial de equipos similares cuando no se han realizado

    inspecciones.

    Una vez determinada la etapa de dao, se establecen cinco categoras cualitativas de la calidad

    de la inspeccin, que no es ms que una calificacin del mtodo aplicado donde se indica su

    efectividad para detectar un mecanismo de deterioro especfico. A modo de ejemplo, en la

    Tabla 5 se muestra esta clasificacin para el caso especfico del mecanismo de adelgazamiento

    de pared.

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    Tabla 5. Categoras de Inspeccin establecidas por la metodologa IBR-API para el caso

    de adelgazamiento de pared [7]

    CategoraEfectividad Cualitativa de

    la Inspeccin

    Alcance de la Inspeccin

    A

    Altamente efectiva.

    Mtodo de Inspeccin

    identifica correctamente

    daos en servicios en 90% de

    los casos

    Intrusivas: 51-100% inspeccin visual

    (remocin parcial de internos) y 51-100% de

    Ultrasonido (UT) Radiografa (RT) de reas

    de bajo espesor (ABE)

    No intrusivas: 100% UT RT de las ABE,

    10% de inspeccin con UT 10% de perfil de

    espesor con RT

    B

    Usualmente efectiva.

    Mtodo de Inspeccin

    identifica correctamente

    daos en servicios en 70% de

    los casos

    Intrusivas: 21-50% inspeccin visual y 21-50%

    de medicin puntual de espesores con UT

    No intrusivas: 75-99% de medicin puntual de

    espesores con UT 5-9% de inspeccin con

    UT 5-9% de perfil de espesor con RT

    C

    Medianamente efectiva.

    Mtodo de Inspeccin

    identifica correctamente

    daos en servicios en 50% de

    los casos

    Intrusivas: 5-20% inspeccin visual y 5-20% demedicin puntual de espesores con UT

    No intrusivas: 50 74% de medicin puntual de

    espesores con UT perfil de espesores con RT

    en forma aleatoria

    D

    Poco efectiva.

    Mtodo de Inspeccin

    identifica correctamente

    daos en servicios en menos

    de 40% de los casos

    Intrusivas: < 5% inspeccin visual sin medicin

    de espesoresNo intrusivas: 25 49% de medicin puntual de

    espesores con UT

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    Tabla 5. Categoras de Inspeccin establecidas por la metodologa IBR-API para el caso

    de adelgazamiento de pared (continuacin)

    CategoraEfectividad Cualitativa de

    la InspeccinAlcance de la Inspeccin

    E

    No efectiva.

    Mtodo de Inspeccin

    identifica correctamente

    daos en servicios en menos

    de 1/3 de los casos

    No intrusivas:

    < 25% de medicin puntual de espesores con

    UT

    Emisin de Resultados

    Una vez estimadas las probabilidades y consecuencias de la falla de cada uno de los

    componentes de la instalacin a la cual se le aplica el programa de Inspeccin Basada en

    Riesgo (IBR); se calcula el riesgo, se construye la matriz de riesgo y se elabora el plan de

    inspeccin de acuerdo con el riesgo estimado de los equipos.

    Matriz de Riesgo

    En la Figura 5 se presenta una matriz de riesgo tpica de un estudio de IBR. Cada equipo de la

    instalacin puede ser ubicado en la matriz, lo que permite la comparacin del riesgo de la

    instalacin en un momento determinado, y ayuda a jerarquizar los esfuerzos de reduccin para

    los diferentes niveles de riesgo.

    En la matriz de riesgo se indica la probabilidad de falla en el eje vertical, con una escala del 1

    al 5. En la metodologa propuesta en el documento API P 581, esta escala indica que los

    equipos que estn en las categoras 1, 2, 3 y 4, tendrn una probabilidad de falla igual o menor

    a 2, 20, 100 y 1000 veces la probabilidad de falla de la base de datos genrica,

    respectivamente, mientras que los que estn en la 5 tendrn una probabilidad de falla mayor a

    1000 veces la probabilidad de falla genrica.

    La consecuencia de la falla se expresa en el eje horizontal, con una escala desde la A hasta la

    E y cada una equivale a un rea afectada especfica. La Categora A corresponde a un rea

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    afectada menor o igual a 9,29 m2 (100 pies2), en caso de falla del equipo; la Categora B

    corresponde a un rea afectada menor o igual a 92,9 m2(1.000 pies2); la Categora C equivale

    a un rea afectada menor o igual a 279 m2 (3.000 pies2); la Categora D a un rea afectada

    menor o igual a 929 m2(10.000 pies2), mientras que la E corresponde a un rea mayor a 929

    m2.

    Como puede observarse en la Figura 15, en la matriz de riesgo se identifican cuatro categoras

    de riesgo diferenciadas en zonas de colores que se describen a continuacin: La zona de color

    rojo corresponde a la de riesgo alto, mientras que las zonas de color naranja, amarillo y

    blanco, corresponden a las de riesgo medio alto, medio y bajo, respectivamente.

    La matriz de riesgo se utiliza para elaborar el plan inspeccin, tal como se describe en la

    prxima seccin.

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    Probabilidad

    de Falla

    Consecuencias Probabilidad

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    Plan de Inspeccin

    El desarrollo de un plan de inspeccin debe estar dirigido a los tipos de dao que la inspeccin

    debe detectar, y a las tcnicas de inspeccin apropiadas para detectar el dao. La inspeccin

    influye en el riesgo primordialmente mediante la reduccin de la probabilidad de falla.

    Muchas condiciones (errores de diseo, defectos de fabricacin, mal funcionamiento de

    dispositivos de control) pueden ocasionar la falla de un equipo, pero la planificacin de la

    inspeccin en servicio est interesada principalmente en la deteccin de la progresin del

    dao durante la vida til del equipo, tal como se muestra en la Figura 16, como otra de las

    causas de falla.

    Fuente: Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [en lnea], Houston, Texas, USA, Risk Based

    Inspection ASME, The Equity Engineering Group, Inc. Disponible en Disponible en www.asmepem.org/meetings/past_nov_2003.pdf.

    Figura 16. Planificacin de la inspeccin.

    La planificacin de la inspeccin considerando el riesgo involucra la concentracin de los

    esfuerzos de inspeccin con el fin de reducir el riesgo de una falla. Por lo tanto, una parte

    esencial de la planificacin en la metodologa IBR es establecer el enfoque ms costo efectivo

    http://www.asmepem.org/meetings/past_nov_2003.pdf

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    de satisfacer la aceptabilidad de la falla, o el criterio de aceptabilidad de la probabilidad de

    falla. La Figura 17 muestra como aumentar el riesgo hasta la fecha de la inspeccin. El riesgo

    calculado disminuir al implantar un programa de IBR.

    Fuente: Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [en lnea], Houston, Texas, USA, Risk Based

    Inspection ASME, The Equity Engineering Group, Inc. Disponible en Disponible en www.asmepem.org/meetings/past_nov_2003.pdf.

    Figura 17. Efecto de la implantacin de IBR en el riesgo.

    La clave de la planificacin en la metodologa IBR es el uso del mtodo de actualizacin

    probabilstica de las inspecciones, como una parte central del concepto de IBR. La

    metodologa para establecer el intervalo de tiempo entre inspecciones est basada en

    combinaciones seleccionadas de mtodos de inspeccin (es decir, efectividad de la

    inspeccin), cantidad e intervalos entre inspecciones que puedan asegurar que el riesgo es

    reducido por un cierto factor, dependiendo de su ubicacin en la Matriz de Riesgo, tal como se

    muestra en la Figura 18.

    Tiempo

    Riesgo

    Criterio de

    aceptacin

    Puntos de

    inspeccin

    recomendados

    http://www.asmepem.org/meetings/past_nov_2003.pdf

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    Probabilidad

    de Falla

    1

    2

    3

    4

    5

    Consecuencias

    A B C D E

    330 330 250 100 100

    150 150 100 50 25

    100 100 50 25 10

    20 20 20 20 10

    2 2 2 2 1

    Fuente: Det Norske Veritas.API RBI Version 3.3.3. USA. 2002

    Figura 18. Factores de Riesgo lmites para establecer la efectividad, cantidad y

    frecuencia de inspeccin.

    Uno de los criterios ms importantes es la capacidad de los mtodos de inspeccin de detectar

    las caractersticas de los mecanismos de dao. Parte del anlisis de probabilidades de falla

    involucra la asignacin de niveles de efectividad a las inspecciones pasadas. Una descripcin

    grfica de el efecto del nivel de efectividad de la inspeccin en la probabilidad de falla y el

    riesgo se muestra en la Figura 19. La efectividad de los mtodos de inspeccin para detectar

    los mecanismos de dao est evaluada y caracterizada con base en las cinco categoras deefectividad mostradas en la Tabla 3. La asignacin de las categoras de efectividad de la

    inspeccin est basada en el juicio profesional y en la opinin de expertos. Estas categoras

    son aplicadas durante la planificacin en la metodologa IBR. El punto de inicio para evaluar

    diferentes programas de inspeccin es estimar la probabilidad de falla para diferentes estados

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    de dao, tomando en cuenta los resultados de la inspecciones previas y el historial de

    mantenimiento del equipo.

    Fuente: Kaley, L. (2003), Risk Based Inspection, Beyond. Implementation to Integration, [en lnea], Houston, Texas, USA, Risk Based

    Inspection ASME, The Equity Engineering Group, Inc. Disponible en www.asmepem.org/meetings/past_nov_2003.pdf.

    Figura 19. Efecto del nivel de efectividad de la inspeccin en la probabilidad de falla y el

    riesgo.

    Software para IBR

    A fin realizar la aplicacin de la metodologa IBR en la instalacin objeto del estudio se utiliz

    el software desarrollado para tal fin por la empresa Det Norske Veritas para el API, el cual se

    denomina Risk Based Inspection Version 3.3.3. Entre las caractersticas funcionales de este

    software se incluyen [12]:

    Anlisis de recipientes a presin, tanques y tuberas.

    Tres niveles de anlisis: cualitativo, semi cuantitativo y cuantitativo.

    Cantidad o Tasa de DaoConfianzaenlaCantidaddeDao

    Sin inspeccin Baja efectividad

    Media efectividad Alta efectividad

    http://www.asmepem.org/meetings/past_nov_2003.pdf

  • 7/24/2019 000133299

    71/121

    61

    Modulo de generacin de plan de inspeccin automatizado.

    Valores de consecuencias expresados en trminos de riesgo por unidad de rea,

    riesgo anual por unidad de rea y ubicacin en celda de la matriz de riesgo. Provee

    las opciones para incorporar en el anlisis los efectos de daos a personas, daos aequipos, costos de parada, fugas txicas, explosiones, incendios y derrames al

    ambiente.

    Modelos de consecuencias para varios fluidos y gases comnmente encontrados en

    la industria de procesamiento de hidrocarburos y petroqumica.

    Estimacin de valores de riesgo para cada tipo de equipo.

    Generacin de la matriz de jerarquizacin de riesgo.

    Mdulo de clculo del riesgo financiero. Mdulos de sistemas expertos de clculo

    del dao para varios mecanismos especficos de corrosin (localizada y

    generalizada), varios mecanismos de agrietamiento especficos, fatiga,

    termofluencia (creep), ataque por hidrgeno a alta temperatura, varios mecanismos

    de fragilizacin, etc. Estos mdulos estn basados en las buenas prcticas de

    ingeniera generalmente aceptadas y reconocidas, as como la informacin ms

    reciente sobre la materia.

    Capacidad para realizar anlisis del tipo que pasa si para considerar cambios,

    revisin de unidades e incorporacin de nuevos equipos.

    Generacin de reportes para todos los escenarios de riesgo, matrices, resmenes de

    riesgo, reportes de consecuencias, probabilidades y planes de inspeccin.

  • 7/24/2019 000133299

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    CAPTULO III

    RESULTADOS

    La aplicacin de la metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo (IBR) API a la instalacin de

    procesamiento de hidrocarburos involucr el anlisis de 72 equipos estticos de proceso,

    distribuidos en los siguientes tipos: 52 intercambiadores de calor tipo carcaza-tubo, 8 torres o

    columnas, 11 tambores y un horno, lo cual se corresponde con los 132 renglones incorporados

    en la base de datos del software de IBR para la estimacin del riesgo. A fin de considerar la

    cantidad de fluido que aporta cada equipo, as como la disponibilidad de dispositivos de

    aislamiento en la instalacin evaluada en la estimacin de las consecuencias, estos equipos

    fueron distribuidos en los grupos de inventario mostrados en el Anexo A. Los siguientes

    modelos fueron identificados como mecanismos activos en la instalacin bajo estudio:

    Adelgazamiento de pared por corrosin interna.

    Adelgazamiento de pared por corrosin atmosfrica.

    Adelgazamiento de pared por corrosin bajo aislamiento.

    No se identific agrietamiento por presencia de H2S como mecanismo activo, ya que ste se

    presenta en muy bajas cantidades en ubicaciones especficas de la instalacin, y no se

    presentan estn controladas las condiciones para que este mecanismo de degradacin se

    muestre como un mecanismo activo. Los resultados de la estimacin del riesgo en la condicin

    actual de los 72 equipos estticos evaluados se indican en las matrices de riesgo mostradas en

    las Figuras 20 y 21, as como en el Anexo B.

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    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

    CATEGORIASDE

    PROBABILIDAD

    1 23 13 3 25 38 102

    31 19 5 36 41

    Categoras

    CATEGORIASDE RIESGO

    Frecuencia %Consecuencias

    (pis2)Probabilidad

    ALTO 1 0,76 100 A 2 1

    MEDIO ALTO 51 38,64 1.000 B 20 2

    MEDIO 35 26,52 3.000 C 100 3

    BAJO 45 34,09 10.000 D 1.000 4

    132 100,00 > 10.000 E > 1.000 5

    Figura 20. Matriz de riesgo (condicin actual - frecuencia) Unidad DA-1.

  • 7/24/2019 000133299

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    64

    CATEGORIAS DE CONSECUENCIAS

    A B C D E

    5

    4EA-35 C, EA-31B T

    EA-37 C, EA-38C, EA-39 C

    FA-1, FA-12(CUERPO), FA-3, EA-1C C, EA-1D C, EA-1E C,EA-1F C, EA-1GC, EA-1H C, EA-3 C, EA-31B C

    EA-11E T

    3EA-36 C, EB-1TUBOS

    FA-9 (CUERPO)

    2

    EA-1A T, EA-3 T,EA-37 T, EA-38T, EA-39 T, EA-

    41 T,

    FA-2EA-11B T, EA-11F T

    CATEGORIASDEPROB

    ABILIDAD

    1

    EA-13 A T, FA-100, E-2 T, EA-10 T, EA-13 B T,EA-1B T, EA-1CT, EA-1D T, EA-1E T, EA-1F T,EA-1G T, EA-1H

    T, EA-21 T, EA-22 T, EA-30 T,EA-31A T, EA-35T, EA-36 T, EA-40 T, EA-42 T,EA-5 T, EA-7 T,EB-1 CAJA

    DA-1 TOPE, FA-13 (CUERPO),FA-4, EA-10 C,EA-30 C, EA-40C, EA-12A T,EA-12B T, EA-17T, EA-24 T, EA-4T, EA-6 T, EA-9T

    DS-2000(CUERPO), FA-8

    (CUERPO), EA-42 C

    DA-1 DIESEL,DA-1 NAFTA,DA-6 TOPE, DA-10, DA-2, DA-3DA-9, E-2 C, EA-14 C, EA-17 C,EA-1A C, EA-1BC, EA-21 C, EA-22 C, EA-31A C,EA-32 C, EA-33C, EA-34 C, EA-4 C, EA-5 C, EA-7 C, EA-9 C, EA-14 T, EA-32 T,BA-1 CONV 304

    DA-1 FONDO, DA-6FONDO, DA-1GASOLEO, DA-4,DA-5, FA-5(CUERPO), EA-11AC, EA-11B C, EA-11C C, EA-11D C,EA-11E C, EA-11FC, EA-12A C, EA-12B C, EA-13 A C,EA-13 B C, EA-16 C,EA-24 C, EA-6 C,

    EA-8A C, EA-8B C,EA-8C C, EA-8D C,EA-11A T, EA-11CT, EA-11D T, EA-16T, EA-33 T, EA-34 T,EA-8A T, EA-8B T,EA-8C T, EA-8D T,BA-1 CONV CS, BA-1 CONV P5, BA-1RAD 5Cr E9, BA-1RAD 7Cr E12, BA-1RAD 7Cr E9

    Figura 21. Matriz de riesgo (condicin actual - distribucin de equipos) Unidad DA-1.

  • 7/24/2019 000133299

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    65

    Solamente un rengln (0,75%) se ubica en la categora de Alto riesgo, el EA-11 E T

    Intercambiador Residual Crudo lado tubo. El resto de los renglones se distribuyen as en las

    categoras de riesgo: 51 (38,64%) en Medio Alto, 35 (26,52%) en Medio y 45 (34,09%) en

    Bajo Riesgo. La Tabla 6 presenta la distribucin del riesgo por tipo de equipo, mostrndose

    que los intercambiadores de riesgo Medio Alto representan un 28,03% de los renglones

    evaluados (18,04% lado carcaza y 9,09% lado tubo).

    Tabla 6. Distribucin del riesgo por tipo de equipo

    Categoras de Riesgo

    Tipo de Equipo Alto Medio Alto Medio BajoTotal

    Cantidad

    Cantidad % Cantidad % Cantidad % Cantidad %

    Intercambiador LC 25 18,94 20 15,15 5 3,79 50

    Intercambiador LT 1 0,76 12 9,09 3 2,27 34 25,76 50

    Torres 3 2,27 3 2,27 1 0,76 7

    Tambores 6 4,55 8 6,06 3 2,27 17

    Tubos de Hornos 5 3,79 1 0,76 0,00 6

    Tuberas 1 0,76 1

    Tanques 1 0,76 1

    Total 1 0,76 51 38,64 35 26,52 45 34,09 132

    Los resultados del anlisis permiten establecer que los riesgos en la Unidad de DestilacinAtmosfrica DA-1 estn inducidos por la consecuencia de la falla ms que por la frecuencia o

    probabilidad de la misma, debido a la cantidad de fluido disponible para fugar, y a la

    relativamente alta inflamabilidad de los fluidos manejados.

  • 7/24/2019 000133299

    76/121

    66

    En la Tabla 7 se muestra un resumen de la jerarquizacin de los ocho primeros renglones por

    su riesgo.

    Tabla 7. Resumen de la jerarquizacin de los ocho primeros renglones de riesgo.

    Cdigo del

    EquipoDescripcin

    Mecanismo

    de

    degradacin

    principal

    Factor de

    Probabilidad

    Categora de

    Probabilidad

    Factor de

    Consecuen-

    cias (m2/ao

    / pies2)

    Categora de

    Consecuen-

    cias

    Riesgo

    (m2/ao /

    pies2/ao)

    EA-31B CEnfriador de

    Nafta LC

    Corrosin

    bajo aisla-

    miento

    900 4674,88 /

    7.265,64D

    9,48 /

    102,009

    FA-12

    (Cuerpo)

    Gas al

    Quemador

    FV-2

    Corrosin

    interna 520 4

    913,97 /

    9.838,21 D 7,41 / 79,807

    EA-11E TResidual-

    Crudo LT

    Corrosin

    interna250 4

    1.646,95 /

    17.728,16E 6,42 / 69,14

    FA-1Reflujo Tope

    DA-1

    Corrosin

    interna250 4

    921,97 /

    9.924,33D 3,60 / 38,705

    FA-3Tambor de

    Recontacto

    Corrosin

    interna251 4

    470,98 /

    5.069,80D 1,84 / 19,851

    EA-1D CCondensador

    de Tope LC

    Corrosin

    interna258 4

    430,99 /

    4.639,25D 1,73 / 18,672

    EA-1

    C/E/F/G/H C

    Condensador

    de Tope LC

    Corrosin

    interna250 4

    430,99 /

    4.639,25D 1,68 / 18,093

    EA-3 C

    Enfriador de

    Diesel

    Liviano LC

    Corrosin

    externa200 4

    294,99 /

    3.175,35D 0,92 / 9,907

    EA-11F TResidual-

    Crudo LT

    Corrosin

    interna20 2

    1654,95 /

    17.814,27E 0,52 / 5,558

  • 7/24/2019 000133299

    77/121

    67

    La jerarquizacin de los equipos por su riesgo de operacin hace posible que los responsables

    del cuidado de la instalacin determinen el nivel ptimo de inspeccin, o la efectividad de la

    inspeccin requerida para conservar el riesgo de los equipos en su nivel actual a medida que

    ellos envejecen, o reducir el riesgo de los equipos cuando el nivel de riesgo actual es

    inaceptable.

    A partir de los resultados de la estimacin de riesgo de los equipos se desarroll un plan de

    inspeccin para cada rengln y adecuado a su nivel de riesgo. Para la elaboracin del plan de

    inspeccin establecieron las siguientes premisas:

    Perodo de tiempo para la planificacin: 10 aos, fecha de finalizacin del plan: 31-12-

    2015.

    Lapso de tiempo entre inspecciones: 5 aos (duracin promedio de la corrida deproduccin).

    El plan de inspeccin desarrollado para los 132 renglones evaluados se muestra en detalle en

    el Anexo C. Sin embargo, en la Tabla 8 se muestra un resumen del plan de inspeccin de los

    ocho primeros renglones jerarquizados por su nivel de riesgo. En los Anexos D al G se

    presentan los criterios de efectividad de la inspeccin de acuerdo con la metodologa IBR API

    para adelgazamiento de pared por corrosin generalizada, adelgazamiento de pared por

    corrosin localizada, corrosin externa y tubos de hornos, respectivamente.

  • 7/24/2019 000133299

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    68

    Comentarios

    Inspeccionardeac

    uerdocon

    elcomportamiento

    encorrida

    Inspeccionardeac

    uerdocon

    elcomportamiento

    encorrida

    Inspeccionardeac

    uerdocon

    el

    comportamie

    nto

    en

    corrida.

    Considerar

    reemplazo

    del

    equipo

    tomando

    en

    cu

    enta

    los

    resultadosdelainspeccin.

    Inspeccionardeac

    uerdocon

    el

    comportamie

    nto

    en

    corrida.Prxima

    inspeccin

    debeefectuarseenunlapso

    mximode2aos.

    Inspeccionardeac

    uerdocon

    el

    comportamie

    nto

    en

    corrida.Prxima

    inspeccin

    debeefectuarseenunlapso

    mximode2aos.

    Nivelde

    Inspeccin

    recomenda-

    do

    2A

    2A

    1A

    1D

    2B

    1D

    Factorde

    Daocon

    inspeccion-

    esal2015

    230

    530

    5000

    0 10 0

    Factorde

    Daosin

    inspeccion-

    esal2015

    1500

    1900

    5000

    0200

    0

    Factorde

    Dao

    Actual

    900

    520

    250

    250

    0250

    Mecanismo

    de

    degradacin

    principal

    Corrosin

    bajo

    aislamiento

    Corrosin

    interna

    Corrosin

    interna

    Corrosin

    interna

    Corrosin

    externa

    Corrosin

    interna

    Descripcin

    Enfriado

    rde

    NaftaL

    C

    Gasa

    l

    QuemadorFV-2

    Residual-Crudo

    LT

    ReflujoT

    ope

    DA-1

    Tambor

    de

    Reconta

    cto

    Tabla8.

    Resumendelplandein

    speccindelosochoprimeros

    renglonesderiesgo.

    Cdigo

    del

    Equipo

    EA-31BC

    FA-12

    (Cuerpo)

    EA-11ET

    FA-1

    FA-3

  • 7/24/2019 000133299

    79/121

    69

    Comentarios

    Inspeccionardeac

    uerdocon

    el

    comportamie

    nto

    en

    corrida.

    Considerar

    reemplazo

    del

    equipo

    tomando

    en

    cu

    enta

    los

    resultadosdelainspeccin.

    Inspeccionardeac

    uerdocon

    el

    comportamie

    nto

    en

    corrida.

    Considerar

    reemplazo

    del

    equipo

    tomando

    en

    cu

    enta

    los

    resultadosdelainspeccin.

    Considerar

    una

    frecuencia

    de

    inspeccin

    de

    cada

    2

    paradas

    Inspeccionardeac

    uerdocon

    el

    comportamie

    nto

    en

    corrida.Prxima

    inspeccin

    debeefectuarseenunlapso

    mximode2aos.

    Nivelde

    Inspeccin

    recomenda-

    do

    2A

    2A

    2B

    2A

    Factorde

    Daocon

    inspeccio-

    nesal2015

    5000

    5000

    40

    250

    Factorde

    Daosin

    inspeccio-

    nesal2015

    5000

    5000

    375

    250

    Factorde

    Dao

    Actual

    258

    250

    200

    20

    Mecanismo

    de

    degradacin

    principal

    Corrosin

    interna

    Corrosin

    interna

    Corrosin

    externa

    Corrosin

    interna

    Descr

    ipcin

    Conde

    nsador

    deTo

    peLC

    Conde

    nsador

    deTo

    peLC

    Enfria

    dorde

    Diesel

    Liviano

    L

    C

    Residua

    l-Crudo

    L

    T

    Tabla8.

    Resumendelplandeinspeccindelosochoprimerosrenglonesderiesgo(continuacin).

    Cdigo

    del

    Equipo

    EA-1DC

    EA-1

    C/E/F/


acrostics

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Caricaturas

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Metodos y Tecnicas de Investigacion Social I-2007

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