Explorando API 581: Profundizando en los cálculos de inspección basados en el riesgo 

API 581, desarrollada por el Instituto Americano del Petróleo (API), es una norma fundamental en las inspecciones basadas en el riesgo (RBI). Proporciona una metodología cuantitativa para elaborar planes de inspección adaptados al riesgo asociado a cada equipo y sus componentes. Este enfoque se aplica a varios tipos de equipos fijos presurizados, como recipientes a presión, tuberías, depósitos, dispositivos de descarga de presión (PRD) y haces de tubos de intercambiadores de calor. 

Antes de profundizar en el API 581, distingámoslo del API 580: API 580 establece los principios generales y las directrices mínimas para la RBI. En cambio, API 581 va un paso más allá al proporcionar métodos cuantitativos precisos para formular un plan de inspección. En este artículo, exploraremos con más detalle los métodos de cálculo de API 581. 

El cálculo del riesgo API 581 consta de dos componentes principales: 

El riesgo es la Probabilidad de Fallo (POF) combinada con la Consecuencia de Fallo (COF): 

Riesgo = POF x COF 

La norma API 581 se divide en varias partes. La Parte 2 se centra en determinar la Probabilidad de Fallo en una Evaluación API RBI, mientras que la Parte 3 profundiza en la realización de un Análisis de Consecuencias en una Evaluación API RBI. Exploremos los detalles descritos en la norma. 

API 581 Parte 2 se centra en el cálculo de la Probabilidad de Fallo (POF). Se recomiendan dos métodos: 

Expliquemos un poco el método GFF, que es el más utilizado. La fórmula GFF determina la probabilidad de que un objeto de equipo falle debido a un tipo específico de daño:  

Pf(t) = gff * FMS * Df(t) 

donde: 

La Frecuencia Genérica de Fallos (GFF) se fija en un valor representativo de los datos de fallos de la industria petroquímica y de refino. Estas GFF se tabulan en API 581, Parte 2, Tabla 3.1. Se utilizan tamaños de cuatro orificios para modelar escenarios de liberación (desde una pequeña fuga hasta una rotura) y la tasa de error se establece entre el 3% y el 10%. 

El Factor de Sistema de Gestión (FMS) tiene en cuenta la probabilidad de detectar daños acumulativos que conducen a la pérdida de contención antes de que se conviertan en críticos. Se correlaciona directamente con la eficacia del programa de integridad mecánica de una instalación y se aplica uniformemente a todos los componentes de la instalación. Se tienen en cuenta factores como la calidad de la inspección, la eficacia de la gestión de la corrosión y el cumplimiento de los códigos de diseño y materiales adecuados. La determinación del FMS suele implicar una evaluación estructurada, que puede incluir un cuestionario o un sistema de puntuación. 

La función básica del Factor de Daño (FD) es evaluar estadísticamente la cantidad de daño que puede estar presente en función del tiempo en servicio y la eficacia de la actividad de inspección para cuantificar ese daño. El FD se determina en función de aspectos como: 

API 581 proporciona DF para los ocho mecanismos siguientes:  

En la norma API 518 encontrará instrucciones detalladas para realizar cada uno de estos cálculos de DF. Normalmente, se necesitan multitud de parámetros de entrada para un solo cálculo del factor de daño.  

La parte 3 de la norma API 581 presenta técnicas para calcular la Consecuencia del fallo (COF), ofreciendo dos métodos: 

El nivel 1 se basa en ecuaciones con un conjunto de variables bien conocidas, adaptadas a los fluidos típicos de las refinerías y unidades petroquímicas. Se adapta a situaciones en las que la composición del fluido es conocida y entra dentro de los parámetros estándar. El nivel 2, en cambio, ofrece un análisis exhaustivo para composiciones de fluidos complejas o indefinidas. Permite una evaluación más detallada al considerar variables adicionales en comparación con el Nivel 1. Obsérvese que el cálculo del COF es independiente del Factor de Daño. 

Veamos más de cerca el método de Nivel 1, que es el más utilizado. En este caso, los fluidos de referencia se indican en la norma API 581. El fluido de referencia más cercano en punto de ebullición y peso molecular a la sustancia en cuestión debe seleccionarse para la evaluación.  

API 581 cuantifica las consecuencias de la pérdida de contención en términos de: 

El área de impacto afectada evalúa las consecuencias inflamables, tóxicas y no inflamables y no tóxicas, y tiene en cuenta tanto el área de consecuencias de daños a componentes como el área de consecuencias de lesiones al personal.  

La consecuencia financiera contabiliza los costes debidos a: Daños a componentes; Pérdida de producción; Lesiones (o) muertes de personal; y Daños medioambientales. 

La aplicación del Nivel 1 de Consecuencia de Fallo (COF) en API 581 implica los siguientes pasos: 

En la norma API 518 encontrará orientaciones completas sobre la ejecución de cada uno de estos cálculos.  

El resultado de una evaluación API 581 RBI son las frecuencias o intervalos de inspección, el alcance del trabajo y las prioridades. Veamos cómo llegamos a este resultado. 

API 581 utiliza matrices de riesgo para visualizar y priorizar los riesgos vinculados a diversos equipos. Una matriz de riesgo es una herramienta gráfica sencilla que ilustra el perfil de riesgo de un activo. Normalmente, se trata de un gráfico con la Probabilidad de Fallo (POF) en un lado y la Consecuencia de Fallo (COF) en el otro. Cada celda de la matriz representa una combinación distinta de POF y COF, lo que significa un nivel de riesgo único. Esta matriz ayuda a identificar los equipos con niveles de alto riesgo que necesitan atención urgente y aquellos con niveles de bajo riesgo que pueden someterse a inspecciones menos frecuentes. 

Los cálculos POF y COF dan como resultado una categoría POF (1, 2, 3, 4 o 5) y una categoría COF (A, B, C, D o E), basadas en rangos predeterminados descritos en la norma API 581. Estas dos categorías se trazan en la matriz de riesgos (como se representa con una "R" azul en la imagen inferior). Estas dos categorías se representan en la matriz de riesgos (como se muestra con la "R" azul en la imagen siguiente). 

Además, es necesario establecer un criterio de riesgo objetivo, como "Medio" (como se ilustra en la imagen siguiente). Tenga en cuenta que el criterio de riesgo objetivo no está definido en API 581, lo que permite a su empresa definirlo de forma independiente. Se realizan cálculos iterativos posteriores (aumentando la edad) para determinar cuándo se supera el riesgo objetivo (indicado por la flecha azul en la imagen inferior). A partir de ahí se determina el intervalo máximo de inspección y la siguiente fecha de inspección. 

Al final, los cálculos de API 581 conducen a un plan de inspección detallado adaptado al riesgo de cada pieza del equipo. Este plan detalla cuándo (próxima fecha de inspección) y cómo (métodos de inspección y cobertura) inspeccionar. Los cálculos de riesgo API 581 ayudan a identificar y medir los riesgos de todos los equipos cubiertos, proporcionando una comprensión clara de los riesgos y de cómo gestionarlos, reduciendo en última instancia los riesgos en las instalaciones de procesamiento. 

En conclusión, nuestro software IMS (PEI ) es compatible desde hace tiempo con la metodología S-RBI, en consonancia con el enfoque basado en riesgos de Shell y la norma API 580. A medida que ampliamos nuestras capacidades para abarcar la evaluación cuantitativa API 581 RBI, reconocemos la necesidad de una integración perfecta de los cálculos de riesgo API 518 en IMS. Esto garantiza la accesibilidad a la multitud de parámetros esenciales para los cálculos API 581, aprovechando los equipos y componentes bien definidos de nuestro software. 

Además, es crucial destacar que IMS PEI combina a la perfección el módulo RBI con el Sistema de Gestión de Datos de Inspección (IDMS), ofreciendo una solución integral para la gestión de la inspección y el mantenimiento. Esta integración va más allá, permitiendo la interacción con el GMAO de su centro, como SAP, para mejorar la eficacia operativa. 

De cara al futuro, con IMS tendrá la libertad de seleccionar la metodología RBI que mejor se adapte a sus requisitos operativos específicos. Esta flexibilidad subraya nuestro compromiso de proporcionarle las herramientas necesarias para una gestión eficaz de los riesgos y el mantenimiento de la integridad de los activos en sus instalaciones.