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Erforschung der API 581: Vertiefung in risikobasierte Inspektionsberechnungen 

Erfahren Sie mehr über API 581 und konzentrieren Sie sich dabei auf die komplizierten risikobasierten Inspektionsberechnungen und ihre zentrale Rolle bei der Gewährleistung der Integrität und Sicherheit von Anlagen.

24. März '24

api 581 rbi cenosco

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 API 581 Risikoberechnung 

Die Risikoberechnung nach API 581 umfasst zwei Hauptkomponenten: 

  • Ausfallwahrscheinlichkeit (Probability of Failure - POF): Sie wird durch die Analyse der Wahrscheinlichkeit eines Geräteausfalls bestimmt. Dabei werden Faktoren wie Materialeigenschaften, Betriebsbedingungen und Schadensmechanismen berücksichtigt. 
  • Versagensfolgen (COF): Bei der Bewertung werden die potenziellen Auswirkungen eines Geräteausfalls berücksichtigt, darunter Sicherheitsrisiken, Umweltschäden und finanzielle Verluste. 

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 - Ausfallwahrscheinlichkeits-Methode (POF) 

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

  • Die GFF-Methode: Die GFF-Methode (Generic Failure Frequency) prognostiziert die Ausfallwahrscheinlichkeit (Probability of Failure, POF) für den Verlust des Sicherheitsbehälters bei druckbegrenzten Anlagen. Sie passt die generischen Ausfalldaten der Industrie an die spezifische Ausrüstung an, indem sie einen Schadensfaktor (DF) und einen Managementsystemfaktor (FMS) einbezieht.
  • Die Zwei-Parameter-Weibull-Verteilungsmethode: Die Weibull-Verteilungsmethode wird zur Vorhersage der Ausfallwahrscheinlichkeit (Probability of Failure, POF) für Druckentlastungsvorrichtungen (PRDs) und Wärmetauscherbündel verwendet. Diese Methode nutzt die statistische Weibull-Verteilung zusammen mit Skalen- und Formparametern, um die exponentielle Darstellung der POF über einen bestimmten Zeitraum zu liefern.

Die GFF-Methode 

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: 

  • Pf(t) ist die Ausfallwahrscheinlichkeit (POF) als Funktion der Zeit; 
  • gff ist die generische Ausfallhäufigkeit; 
  • FMS ist der Faktor Managementsystem; und 
  • Df(t) ist der Gesamtschadensfaktor in Abhängigkeit von der Zeit. 

Die generische Fehlerhäufigkeit (GFF)

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 Faktor Verwaltungssystem (FMS) 

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. 

Der Schadensfaktor (DF) 

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: 

  • Anwendbare Schadensmechanismen; 
  • Materialien der Konstruktion;  
  • Prozessdienst; 
  • Physikalischer Zustand der Komponente; und  
  • Inspektionstechniken (und Häufigkeit) zur Quantifizierung des Schadens. 

API 581 enthält DFs für die folgenden acht Mechanismen:  

  1. Ausdünnung (sowohl allgemein als auch lokal); 
  1. Beschädigung der Bauteilauskleidung; 
  1. Äußere Schäden (Ausdünnung und Rissbildung); 
  1. Spannungsrisskorrosion (SCC); 
  1. Hochtemperatur-Wasserstoffangriff (HTHA); 
  1. Mechanische Ermüdung (nur Rohrleitungen); 
  1. Sprödbruch, einschließlich Sprödbruch bei niedrigen Temperaturen, Versprödung bei niedrigen Legierungen, Versprödung bei 885 °F; und 
  1. Sigma-Phasenversprödung. 

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.  

API 581 - Methodik der Fehlerfolge (COF) 

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

  • Stufe 1: Verwendet vordefinierte Variablen für häufig vorkommende Flüssigkeiten. 
  • Stufe 2: Ein strengerer Ansatz, der sich für jede Fluidstromzusammensetzung eignet. 

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. 

Stufe 1 COF-Methode 

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: 

  • Betroffener Einwirkungsbereich; und  
  • Finanzielle Bedingungen. 

Betroffener Einwirkungsbereich Folge 

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.  

Finanzielle Folgen 

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

COF-Berechnungsschritte der Ebene 1 

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

  1. Schätzen Sie die Freisetzungsrate. 
  1. Berechnen Sie die Bestandsfreigabe. 
  1. Identifizieren Sie die Art der Freisetzung (kontinuierlich oder sofort). 
  1. Bewertung der Systeme zur Leckerkennung und -isolierung. 
  1. Passen Sie Freisetzungsrate und Masse an. 
  1. Schätzung der Folgenfläche. 
  1. Abschätzung der finanziellen Folgen. 

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

Das Ergebnis von API 581 

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. 

risikomatrix api581 cenosco

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. 

IMS PEI: Stärkung integrierter risikobasierter Inspektionslösungen 

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. 

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