Explorando o API 581: Investigando os cálculos de inspeção com base no risco 

A API 581, desenvolvida pelo American Petroleum Institute (API), é uma norma fundamental nas inspecções baseadas no risco (RBI).

Fornece uma metodologia quantitativa para a elaboração de planos de inspeção adaptados ao risco associado a cada peça de equipamento e aos seus componentes.

Esta abordagem aplica-se a vários tipos de equipamento fixo pressurizado, incluindo recipientes sob pressão, tubagens, reservatórios, dispositivos de alívio de pressão (PRD) e feixes tubulares de permutadores de calor. 

Antes de nos aprofundarmos na API 581, vamos distingui-la da API 580: A API 580 estabelece os princípios gerais e as diretrizes mínimas para o RBI.

Por outro lado, a API 581 vai um passo mais além, fornecendo métodos quantitativos precisos para a formulação de um plano de inspeção. Neste artigo, iremos explorar os métodos de cálculo da API 581 em mais pormenor. 

O cálculo do risco API 581 envolve dois componentes principais: 

O risco é a Probabilidade de Falha (POF) combinada com a Consequência da Falha (COF): 

Risco = POF x COF 

A norma API 581 está segmentada em várias partes. A Parte 2 centra-se na determinação da Probabilidade de Falha numa Avaliação API RBI, enquanto a Parte 3 investiga a realização de uma Análise de Consequências numa Avaliação API RBI. Vamos explorar os detalhes descritos na norma. 

A API 581 Parte 2 centra-se no cálculo da Probabilidade de Falha (POF). São recomendados dois métodos: 

Vamos falar um pouco sobre o método GFF, mais comummente utilizado. A fórmula GFF determina a probabilidade de um item de equipamento falhar devido a um tipo específico de dano:  

Pf(t) = gff * FMS * Df(t) 

onde: 

A frequência genérica de avarias (GFF) é fixada num valor representativo dos dados de avarias da indústria de refinação e petroquímica. Estes GFFs estão tabelados na API 581, Parte 2, Tabela 3.1. São utilizados quatro tamanhos de orifícios para modelar cenários de libertação (desde uma pequena fuga até uma rutura) e a taxa de erro é fixada entre 3% e 10%. 

O Fator do Sistema de Gestão (FMS) representa a probabilidade de detetar a acumulação de danos que conduzem à perda de contenção antes de esta se tornar crítica. Está diretamente relacionado com a eficácia do programa de integridade mecânica de uma instalação e é aplicado uniformemente a todos os componentes da instalação. São tidos em consideração factores como a qualidade da inspeção, a eficácia da gestão da corrosão e a adesão a materiais e códigos de conceção adequados. A determinação do FMS envolve normalmente uma avaliação estruturada, que pode incluir um questionário ou um sistema de pontuação. 

A função básica do Fator de Dano (DF) é avaliar estatisticamente a quantidade de dano que pode estar presente em função do tempo em serviço e a eficácia da atividade de inspeção para quantificar esse dano. O DF é determinado com base em factores como: 

A API 581 fornece DFs para os oito mecanismos seguintes:  

In the API 581 standard, you’ll find detailed instructions for carrying out each of these DF calculations. Typically, a multitude of input parameters are needed for a single damage factor calculation.  

A parte 3 da norma API 581 apresenta técnicas para calcular a Consequência da Falha (COF), oferecendo dois métodos: 

O nível 1 baseia-se em equações com um conjunto de variáveis bem conhecidas, adaptadas para fluidos típicos encontrados em refinarias e unidades petroquímicas. É adequado para situações em que a composição do fluido é conhecida e se enquadra em parâmetros padrão.

O Nível 2, por outro lado, oferece uma análise exaustiva de composições fluidas complexas ou indefinidas. Permite uma avaliação mais pormenorizada, considerando variáveis adicionais em comparação com o Nível 1. Note-se que o cálculo do COF é independente do Fator de Dano. 

Vamos analisar mais detalhadamente o método de Nível 1, que é o mais utilizado. Aqui, os fluidos de referência são fornecidos na API 581. O fluido de referência mais próximo em ponto de ebulição e peso molecular da substância em questão deve ser selecionado para avaliação.  

A API 581 quantifica as consequências da perda de contenção em termos de: 

The affected impact area assesses flammable, toxic, and non-flammable & non-toxic consequences, and accounts for both the component damage consequence area and the personnel injury consequence area.  

A consequência financeira é responsável pelo custo devido a: Danos em componentes; perda de produção; ferimentos (ou) mortes de pessoal; e danos ambientais. 

A implementação da Consequência de Falha (COF) de Nível 1 na API 581 envolve os seguintes passos: 

You can find comprehensive guidance on executing each of these calculations in the API 581 standard.  

O resultado de uma avaliação API 581 RBI são as frequências ou intervalos de inspeção; o âmbito do trabalho; e as prioridades. Vejamos como chegamos a este resultado. 

A API 581 utiliza matrizes de risco para visualizar e priorizar os riscos associados a várias peças de equipamento. Uma matriz de risco é uma ferramenta gráfica simples que ilustra o perfil de risco de um ativo.

Normalmente, trata-se de um gráfico com a Probabilidade de Falha (POF) de um lado e a Consequência da Falha (COF) do outro. Cada célula da matriz representa uma combinação distinta de POF e COF, significando um nível de risco único.

Esta matriz ajuda a identificar os equipamentos com níveis de risco elevados que necessitam de atenção urgente e aqueles com níveis de risco baixos que podem ser submetidos a inspecções menos frequentes. 

Os cálculos de POF e COF resultam numa categoria de POF (1, 2, 3, 4 ou 5) e numa categoria de COF (A, B, C, D ou E), com base em intervalos pré-determinados definidos na norma API 581. Estas duas categorias são representadas na matriz de risco (conforme representado com o "R" azul na imagem abaixo). 

Além disso, é necessário definir um critério de risco-alvo, como "Médio" (como ilustrado na imagem abaixo).

Note-se que o critério de risco alvo não está definido na API 581, permitindo que a sua empresa o defina de forma independente. São efectuados cálculos iterativos subsequentes (aumentando a idade) para determinar quando o risco alvo é ultrapassado (indicado pela seta azul na imagem abaixo). A partir daí, é identificado o intervalo máximo de inspeção e a data da próxima inspeção. 

No final, os cálculos da API 581 conduzem a um plano de inspeção detalhado e adaptado ao risco de cada peça de equipamento.

Este plano especifica quando (data da próxima inspeção) e como (métodos de inspeção e cobertura) inspecionar. Os cálculos de risco do API 581 ajudam a identificar e medir os riscos de todos os equipamentos abrangidos, proporcionando uma compreensão clara dos riscos e da forma de os gerir, reduzindo, em última análise, os riscos nas instalações de processamento. 

In conclusion, our IMS (PEI) software offers robust support for API 581-based RBI for pressure equipment such as piping, pressure vessels, and tanks. While we do not currently support API 581 for PRVs or bundle exchangers, our capabilities are designed to be flexible, powerful, and compliant with industry standards.

Our current implementation adheres to the 2016 edition, including the 2019 and 2020 addenda – providing a proven and mature framework that many of our clients already trust.

Our solution includes (but is not limited to) the following capabilities:

If you’re reviewing your RBI strategy or considering how to apply API 581 in a practical, scalable way, we’re here to support you. API 581 may not always be the optimal choice for every scenario – which is why we also offer the S-RBI methodology as an alternative. Together, we can identify the RBI approach that best fits your needs – whether it’s qualitative, semi-quantitative, or fully quantitative.

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