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:  

Na norma API 518, encontrará instruções detalhadas para efetuar cada um destes cálculos de DF. Normalmente, é necessária uma grande quantidade de parâmetros de entrada para um único cálculo do fator de dano.  

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: 

A área de impacto afetada avalia as consequências inflamáveis, tóxicas e não inflamáveis e não tóxicas, e considera tanto a área de consequências dos danos nos componentes como a área de consequências dos ferimentos pessoais.  

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: 

Pode encontrar orientações completas sobre a execução de cada um destes cálculos na norma API 518.  

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. 

Em conclusão, o nosso software IMS (PEI) há muito que suporta a metodologia S-RBI, alinhando-se com a Abordagem Baseada no Risco da Shell e com a norma API 580.

À medida que alargamos as nossas capacidades para abranger a avaliação quantitativa API 581 RBI, reconhecemos a necessidade de uma integração perfeita dos cálculos de risco API 518 no IMS. Isto garante a acessibilidade à multiplicidade de parâmetros essenciais para os cálculos API 581, aproveitando o equipamento e os componentes bem definidos do nosso software. 

Além disso, é crucial salientar que o IMS PEI combina perfeitamente o módulo RBI com o Sistema de Gestão de Dados de Inspeção (IDMS), oferecendo uma solução abrangente para a gestão da inspeção e da manutenção.

Esta integração vai mais longe, permitindo a interação com o CMMS das suas instalações, como o SAP, para uma maior eficiência operacional. 

Olhando para o futuro, com o IMS, terá a liberdade de selecionar a metodologia RBI que melhor se alinha com os seus requisitos operacionais específicos. Esta flexibilidade sublinha o nosso compromisso de o capacitar com as ferramentas necessárias para uma gestão eficaz do risco e manutenção da integridade dos activos nas suas instalações.