Erforschung der API 581: Vertiefung in risikobasierte Inspektionsberechnungen 

API 581, entwickelt vom American Petroleum Institute (API), ist ein zentraler Standard für risikobasierte Inspektionen (RBI). Er bietet eine quantitative Methodik für die Erstellung von Inspektionsplänen, die auf das mit den einzelnen Ausrüstungsteilen und ihren Komponenten verbundene Risiko zugeschnitten sind. Dieser Ansatz gilt für verschiedene Arten von unter Druck stehenden ortsfesten Anlagen, darunter Druckbehälter, Rohrleitungen, Tanks, Druckentlastungsvorrichtungen (PRDs) und Rohrbündel von Wärmetauschern. 

Bevor wir uns näher mit API 581 befassen, sollten wir sie von API 580 unterscheiden: API 580 legt die allgemeinen Grundsätze und Mindestrichtlinien für RBI fest. Andererseits geht API 581 einen Schritt weiter, indem es präzise quantitative Methoden für die Formulierung eines Inspektionsplans bereitstellt. In diesem Artikel werden wir die Berechnungsmethoden der API 581 näher erläutern. 

Die Risikoberechnung nach API 581 umfasst zwei Hauptkomponenten: 

Das Risiko ist die Ausfallwahrscheinlichkeit (Probability of Failure, POF) in Kombination mit der Ausfallfolge (Consequence of Failure, COF): 

Risiko = POF x COF 

Die Norm API 581 ist in verschiedene Teile untergliedert. Teil 2 konzentriert sich auf die Bestimmung der Ausfallwahrscheinlichkeit in einer API-RBI-Bewertung, während Teil 3 die Durchführung einer Folgenanalyse in einer API-RBI-Bewertung behandelt. Schauen wir uns die Details an, die in der Norm beschrieben sind. 

API 581 Teil 2 befasst sich mit der Berechnung der Ausfallwahrscheinlichkeit (Probability of Failure, POF). Es werden zwei Methoden empfohlen: 

Gehen wir ein wenig näher auf die allgemeinere GFF-Methode ein. Die GFF-Formel bestimmt die Wahrscheinlichkeit, dass ein Ausrüstungsgegenstand aufgrund einer bestimmten Art von Schaden versagt:  

Pf(t) = gff * FMS * Df(t) 

wo: 

Die generische Fehlerhäufigkeit (GFF) ist auf einen Wert festgelegt, der für die Fehlerdaten der Raffinerie- und Petrochemieindustrie repräsentativ ist. Diese GFFs sind in API 581, Teil 2, Tabelle 3.1 aufgeführt. Für die Modellierung von Freisetzungsszenarien (von einem kleinen Leck bis zu einem Bruch) werden vier Lochgrößen verwendet, und die Fehlerquote wird auf 3 % bis 10 % festgelegt. 

Der Management-System-Faktor (FMS) berücksichtigt die Wahrscheinlichkeit, dass sich anhäufende Schäden, die zu einem Verlust des Sicherheitsbehälters führen, erkannt werden, bevor sie kritisch werden. Er steht in direktem Zusammenhang mit der Wirksamkeit des mechanischen Integritätsprogramms einer Anlage und wird einheitlich auf alle Komponenten innerhalb der Anlage angewendet. Dabei werden Faktoren wie die Qualität der Inspektionen, die Wirksamkeit des Korrosionsschutzes und die Einhaltung geeigneter Materialien und Konstruktionsvorschriften berücksichtigt. Die Bestimmung des FMS beinhaltet in der Regel eine strukturierte Bewertung, die einen Fragebogen oder ein Punktesystem umfassen kann. 

Die grundlegende Funktion des Schadensfaktors (DF) ist die statistische Bewertung des Schadensausmaßes, das in Abhängigkeit von der Betriebszeit vorhanden sein kann, und der Wirksamkeit der Inspektionstätigkeit zur Quantifizierung dieses Schadens. Der DF wird auf der Grundlage von Faktoren wie: 

API 581 enthält DFs für die folgenden acht Mechanismen:  

In der Norm API 518 finden Sie detaillierte Anweisungen für die Durchführung jeder dieser DF-Berechnungen. In der Regel werden für eine einzige Schadensfaktorberechnung eine Vielzahl von Eingabeparametern benötigt.  

In Teil 3 der Norm API 581 werden Techniken zur Berechnung der Versagensfolge (COF) vorgestellt, wobei zwei Methoden angeboten werden: 

Stufe 1 stützt sich auf Gleichungen mit einer Reihe bekannter Variablen, die auf typische Flüssigkeiten in Raffinerien und petrochemischen Anlagen zugeschnitten sind. Sie eignet sich für Situationen, in denen die Flüssigkeitszusammensetzung bekannt ist und innerhalb der Standardparameter liegt. Stufe 2 hingegen bietet eine gründliche Analyse für komplexe oder undefinierte Flüssigkeitszusammensetzungen. Sie ermöglicht eine detailliertere Bewertung durch Berücksichtigung zusätzlicher Variablen im Vergleich zu Stufe 1. Beachten Sie, dass die COF-Berechnung unabhängig vom Schädigungsfaktor ist. 

Schauen wir uns die am häufigsten verwendete Methode der Stufe 1 genauer an. Hier werden in der API 581 Referenzflüssigkeiten angegeben. Die Referenzflüssigkeit, die in Bezug auf Siedepunkt und Molekulargewicht der fraglichen Substanz am nächsten kommt, sollte für die Bewertung ausgewählt werden.  

API 581 beziffert die Folgen des Verlusts von Sicherheitsbehältern in Form von: 

Der betroffene Auswirkungsbereich bewertet entzündliche, giftige sowie nicht entzündliche und nicht giftige Folgen und berücksichtigt sowohl den Bereich der Komponentenschäden als auch den Bereich der Personenschäden.  

Die finanziellen Folgen umfassen Kosten aufgrund von: Bauteilschäden, Produktionsausfälle, Verletzungen (oder) Todesfälle von Mitarbeitern und Umweltschäden. 

Die Umsetzung der Fehlerfolgenstufe 1 (COF) in API 581 umfasst folgende Schritte: 

Umfassende Anleitungen zur Durchführung jeder dieser Berechnungen finden Sie in der Norm API 518.  

Das Ergebnis einer API 581 RBI-Bewertung sind die Inspektionshäufigkeiten oder -intervalle, der Arbeitsumfang und die Prioritäten. Lassen Sie uns sehen, wie wir zu diesem Ergebnis kommen. 

API 581 verwendet Risikomatrizen, um die mit verschiedenen Ausrüstungsteilen verbundenen Risiken zu visualisieren und nach Prioritäten zu ordnen. Eine Risikomatrix ist ein einfaches grafisches Werkzeug, das das Risikoprofil einer Anlage veranschaulicht. In der Regel handelt es sich um ein Diagramm mit der Ausfallwahrscheinlichkeit (Probability of Failure, POF) auf der einen Seite und der Ausfallfolge (Consequence of Failure, COF) auf der anderen Seite. Jede Zelle in der Matrix steht für eine bestimmte Kombination aus POF und COF und damit für ein bestimmtes Risikoniveau. Diese Matrix hilft bei der Identifizierung von Geräten mit hohem Risiko, die dringend behandelt werden müssen, und solchen mit geringem Risiko, die weniger häufig inspiziert werden können. 

Die POF- und COF-Berechnungen führen zu einer POF-Kategorie (1, 2, 3, 4 oder 5) und einer COF-Kategorie (A, B, C, D oder E), die auf den in der API 581-Norm festgelegten Bereichen basieren. Diese beiden Kategorien werden in die Risikomatrix eingetragen (wie in der Abbildung unten mit dem blauen "R" dargestellt). 

Darüber hinaus muss ein Ziel-Risikokriterium, wie z. B. "Mittel" (wie in der Abbildung unten dargestellt), festgelegt werden. Beachten Sie, dass das Zielrisikokriterium in API 581 nicht definiert ist, so dass Ihr Unternehmen es selbst festlegen kann. Nachfolgende iterative Berechnungen (durch Erhöhung des Alters) werden durchgeführt, um festzustellen, wann das Zielrisiko überschritten wird (gekennzeichnet durch den blauen Pfeil in der Abbildung unten). Daraus werden das maximale Inspektionsintervall und der nächste Inspektionstermin ermittelt. 

Letztendlich führen die Berechnungen nach API 581 zu einem detaillierten Inspektionsplan, der auf das Risiko der einzelnen Ausrüstungsteile zugeschnitten ist. Dieser Plan gibt an, wann (nächster Inspektionstermin) und wie (Inspektionsmethoden und -umfang) die Inspektion durchgeführt werden soll. Die API 581-Risikoberechnungen helfen dabei, die Risiken für alle erfassten Ausrüstungen zu ermitteln und zu messen, und liefern ein klares Verständnis der Risiken und der Art und Weise, wie sie zu handhaben sind, was letztlich zu einer Verringerung der Risiken in Verarbeitungsanlagen führt. 

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass unsere IMS (PEI) -Software seit langem die S-RBI-Methode unterstützt, die mit dem risikobasierten Ansatz von Shell und dem API 580-Standard übereinstimmt. Da wir unsere Fähigkeiten erweitern, um die quantitative API 581 RBI-Bewertung einzubeziehen, erkennen wir die Notwendigkeit einer nahtlosen Integration von API 518-Risikoberechnungen in IMS. Dies gewährleistet den Zugang zu einer Vielzahl von Parametern, die für API 581-Berechnungen wichtig sind, und nutzt die gut definierten Geräte und Komponenten unserer Software. 

Darüber hinaus ist es wichtig zu betonen, dass IMS PEI das RBI-Modul nahtlos mit dem Inspection Data Management System (IDMS) kombiniert und so eine umfassende Lösung für das Inspektions- und Wartungsmanagement bietet. Diese Integration geht noch weiter und ermöglicht die Interaktion mit dem CMMS Ihres Standorts, z. B. SAP, um die betriebliche Effizienz zu steigern. 

Mit IMS haben Sie die Freiheit, die RBI-Methode zu wählen, die am besten zu Ihren spezifischen betrieblichen Anforderungen passt. Diese Flexibilität unterstreicht unser Engagement, Ihnen die notwendigen Werkzeuge für ein effektives Risikomanagement und die Erhaltung der Anlagenintegrität in Ihren Einrichtungen an die Hand zu geben.